Yearly: 2023

El costo nivelado del hidrógeno puede variar considerablemente en diferentes países de la región debido a diversos factores, como la disponibilidad de recursos energéticos, la infraestructura existente y los incentivos gubernamentales.

Durante el Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023, realizado en Argentina (ver transmisión), Ernesto Coutsiers, socio en Calden,  Consultora Especializada en Regulación de Servicios Públicos, Energía e Investigación y Desarrollo con presencia en Argentina, España, Brasil y Perú comparó el costo nivelado del Hidrógeno  (LCOH por sus siglas en inglés) en dos ciudades de estos últimos mercados.

“En Ceará, Brasil, tenemos un costo nivelado de hidrógeno de entre 3,4 y 7,8 ocho dólares el kilo. El componente más importante es el costo de capital seguido por el costo de energía eléctrica y los mejores valores se obtienen para la energía eólica y los peores para la biomasa”, explicó.

Por su parte, aseguró que en Lima, Perú, el LCOH está entre 5,5 y 9 dólares el kilo. El componente mayor importancia en este caso es el costo de la energía eléctrica seguido por el costo de capital y los mejores valores se obtienen también para la energía eólica y los peores también para biomasa.

Para alcanzar esa cifra, el estudio tuvo en cuenta: el año y vida útil del proyecto; tasa de costo de oportunidad de la inversión; inversión (CAPEX) del período; costo de operar y mantener (OPEX) del periodo; y producción de hidrógeno en el período.

CAPEX

Para calcular la inversión se utilizó una base de datos de 8 electrolizadores de potencia entre 100 kW y 10 MW. 

Se consideraron otros componentes como: equipamiento; flete; sistema de purificación de agua y refrigeración; piping; housing; ingeniería y otros. La vida útil del activo fue provista por el fabricante.

“Elegimos estos dos países porque tienen diferencias. El costo del capital en el Perú es más barato que en Brasil. Entonces, el capex en Brasil implica un mayor impacto sobre el costo total. Sin embargo, la energía eléctrica en Brasil con un mercado más desarrollado tiene un menor impacto y no es el caso del Perú”, argumentó Coutsiers.

“Esta producción en pequeña y mediana escala es en parte intensiva en capital y es más intensiva en capital cuando mayor es la tasa de remuneración que se analice. Los otros costos pasan a un segundo plano”, agregó.

Por último, el experto admitió que si bien el costo nivelado del hidrógeno hoy se presenta como una limitante, en el mediano plazo los precios irán mejorando y la industria se desplegará.

“Al 2050 la contribución más importante que tendremos del hidrógeno es la descarbonización de sectores difíciles de identificar. El hidrógeno es lo que nos va a permitir utilizar energías renovables en casi todas las aplicaciones que actualmente existen en tecnologías convencionales”, concluyó el especialista.

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Las “Horas Punta” son aquellas en las que el sistema eléctrico presenta sus mayores niveles de consumo. Históricamente estas han correspondido al período comprendido entre las 18 a 22 horas, entre los meses de abril y septiembre.

Por tal motivo, “el control de demanda en esas horas entrega una señal de precio en períodos de mayor exigencia del sistema, para que los clientes racionalicen su consumo eléctrico”, explica Pablo Demarco, gerente Comercial del marketplace Plataforma Energía.

Ahora bien, ante estos mayores costos las empresas e industrias optan por distintos caminos para disminuir el impacto. Usualmente, si es imposible dejar de operar durante las “horas punta” lo que se hace es recurrir a equipos de generación electrógenos, lo que en teoría debería ser más conveniente en términos económicos que continuar funcionando con el suministro de la compañía suministradora.

“Sin embargo, lo cierto es que la falta de información por parte de muchos clientes eléctricos, los ha llevado a adquirir o arrendar equipos electrógenos a diesel para hacerlos operar en los períodos de ‘horas punta’ y la evidencia indica que para ciertos clientes se termina pagando más caro que sin dicha gestión, y para peor, muy contaminante”, sostiene Demarco.

Agrega que existen otras maneras de gestionar el consumo. “Es posible programar turnos de trabajo o funcionamiento de maquinaria de alta potencia, con el fin de disminuir la potencia máxima leída en el horario de control. En esos casos, es importante evaluar además el costo de oportunidad del funcionamiento normal de la instalación”.

Para enfrentar este período, el marketplace Plataforma Energía entrega algunas recomendaciones:

Revisar y comprobar automatismos

Es necesario revisar el equipamiento que se deja programado para que se desconecte en las horas de punta. Eso sí, se debe considerar dejar una breve “revancha”, antes y después, de la operación del automatismo y tener precaución que esté sensible respecto de los cambios horarios, lo que podría provocar error en los períodos en los cuales debiera hacer gestión.

En este punto es crucial chequear los aspectos que podrían resultar más obvios. Por ejemplo, que la verificación de sus backup ante eventualidades, como cortes de luz, se produzca de manera periódica, debiendo adoptarse esto como una “cultura” dentro de la empresa.

Leer y analizar los datos de consumo

La mayoría de los clientes de menor tamaño, siendo clientes libres, no saben cuánto consumen, excepto cuando les llega la factura. Estos consumidores, en su calidad de libres, pueden obtener la data de sus mediciones cada 15 minutos de parte de la empresa distribuidora, la que debe proporcionarla. Estos datos enriquecen el análisis para comprender el funcionamiento de su equipamiento.

Encendido de equipos al mismo tiempo

Cuando se produce la partida simultánea de varios equipos se tiende a generar una punta de consumo que puede ser sumamente excesiva pero por períodos muy cortos. Para que esto no ocurra lo que habitualmente se hace es ir distanciando las partidas en lapsos de 15 minutos.

La recomendación general para las empresas o industrias es hacerse asesorar por especialistas que puedan entregar un análisis de la manera en que se está gestionando el consumo eléctrico, de modo de ser lo más eficiente posible, especialmente en el actual período en que rigen las “horas punta”.

En tanto a la plataforma, esta integra más del 90% de la oferta de energía en el país, y tiene por propósito, acercar a consumidores y generadores asegurando precios competitivos en todas sus licitaciones y avanzada gestión de riesgos. La compañía, fundada en 2016, cuenta con presencia activa en Chile y Perú.

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Pylon Technologies Co., Ltd. anuncia su plan de construir su primera fábrica en el extranjero en Italia en una conferencia de prensa en Véneto el 18 de mayo.

Pylon LiFeEU S.r.l., la empresa conjunta con sede en Sant’Angelo di Piove di Sacco (PD), resultará en la primera fábrica en el extranjero de Pylontech en producir y ofrecer soluciones de almacenamiento de energía de una manera más estable y segura para los clientes de Europa.

Es propiedad conjunta de Pylon Technologies Europe Holding B.V. («Pylontech UE»), una empresa constituida en virtud de la ley holandesa de propiedad absoluta de Pylontech, y Energy S.p.A. («Energy»), que han estado en cooperación durante diez años con compromisos compartidos para promover iniciativas de energía renovable y descarbonización.

Esta fábrica utilizará recursos y experiencia de ambas partes para desarrollar y comercializar productos de almacenamiento de energía en Europa, lo que genera una nueva base para soluciones innovadoras de almacenamiento de energía.

Pylontech se ha asegurado la posición número uno en el mercado global de energía de baterías residenciales en 2022, con más de un millón de sistemas de almacenamiento de energía encargados en más de 80 países y regiones a partir de su primera entrega en 2013. En la actualidad, el establecimiento de la nueva fábrica será otro hito importante para esta empresa de rápido crecimiento, que sigue desempeñando un papel pionero y líder en la industria.

«Es un paso importante para Pylontech establecer una producción localizada, ya que nuestros socios, especialmente en Europa, están ansiosos por tener una cadena de suministro más segura y estable».

Geoffrey Song, vicepresidente de Pylontech, expresó: «Elegimos Véneto como un punto de partida, ya que goza tanto de la sabiduría de larga data de Galilei como de la nueva amistad de Energy. Creo en el futuro superbrillante de la industria de la energía renovable en la Unión Europea al aprovechar la sabiduría global y los recursos locales».

Acerca de Pylontech 

Pylontech (SHSE: 688063) es un proveedor de sistemas exclusivos de almacenamiento de energía en baterías (SEAEB) que consolida su experiencia en electroquímica, electrónica de potencia e integración de sistemas para ofrecer soluciones confiables de almacenamiento de energía a nivel mundial. Con un crecimiento continuo y rápido, se ha convertido en un proveedor líder de sistemas de almacenamiento de energía en todo el mundo.

Acerca de Energy S.p.A. 

Energy S.p.A. que se fundó en 2013 y cotiza en el mercado Euronext Growth Milan de la Bolsa de valores italiana, es líder en sistemas de almacenamiento de energía tanto para el sector de aplicaciones residenciales como a gran escala. Ha vendido e instalado más de 53.000 sistemas en todo el país, con un enfoque en los mercados residenciales, comerciales, industriales, de servicios públicos y de movilidad eléctrica.

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La directiva de la Asociación de Mujeres en Energía Chile (AME) fue invitada a reunirse con el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, y con la jefa de la Oficina de Género y Derechos Humanos de la cartera, Francisca Valenzuela, con el objetivo de presentar los lineamientos de trabajo de la asociación, así como identificar colaboraciones conjuntas para la promoción de  la equidad de género y la mayor participación de mujeres en la industria energética del país.

En dicha instancia, la autoridad celebró la creación de la asociación, comprometiendo el apoyo del Ministerio para trabajar y conseguir el total desarrollo de las mujeres en el área. “Las transformaciones en el sector no sólo se deben dar desde el punto de vista energético, sino también desde el humano. Los hombres, en cualquier posición en el sector energía, debemos ser agentes de cambio para contribuir a establecer las condiciones para la equidad de género”, afirmó el Subsecretario.

La presidenta de la asociación de mujeres en energía, Ana Lía Rojas, valoró el apoyo expresado, agradeciendo la buena acogida y reafirmando el compromiso con el trabajo del programa “Energía Más Mujeres” que promueve el Ministerio: “Una de nuestras primeras acciones como gremio será adherir a este importante programa, que ha contribuido y visibilizado con cifras y políticas para afianzar la realidad laboral de las mujeres en el sector energía en Chile. Estamos convencidas de que en esta misión de conseguir más y mejores espacios para las mujeres en la  industria, hay que sumar todos los esfuerzos y participaciones: las individuales y las colectivas, bajo las orientaciones de políticas públicas que impulsa el Ejecutivo, las acciones y compromisos del sector privado, y los aportes desde la academia”.

En línea con lo anterior, enfatizó en que la asociación es una iniciativa abierta, transversal y descentralizada, que busca reclutar a un amplio número de mujeres profesionales y técnicas, con una visión multidisciplinaria “lo que apunta a enriquecer el diálogo sectorial. Por ello, la tarea más inmediata de la directiva es concretar la incorporación de socias, para así iniciar la conformación de comités de trabajo en base a los levantamientos que estamos realizando».

Durante la reunión se abordó cómo la recientemente conformada asociación puede aportar, desde la vereda de la sociedad civil, a la implementación de medidas concretas para crear un entorno laboral más inclusivo y equitativo. En Chile, el sector energía ha sido históricamente un entorno masculinizado, en el cual las mujeres ocupan sólo el 23% de la fuerza laboral, según un diagnóstico elaborado por el Ministerio de Energía en 2019. En los espacios de toma de decisiones este número se reduce a un 18%, mientras que la brecha salarial asciende al 24%.

La reunión fue la primera actividad oficial de la directiva de la asociación, conformada, además de la economista Ana Lía Rojas, por la abogada Daniela González como 1ra vicepresidenta; la diseñadora Anais Scapini, 2da vicepresidenta; la abogada Pamela Barros, tesorera; y la periodista Pía Suárez, como secretaria ejecutiva de la asociación.

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones en energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía, presentó varias innovaciones competitivas a nivel global en SNEC 2023, impulsando una transición limpia acelerada hacia la neutralidad de carbono.

Optimizado para plantas de almacenamiento de energía a gran escala, SOFAR exhibe su último buque insignia, PowerMaster, una solución integral líder en la industria que incorpora tecnologías de vanguardia.

PowerMaster, una solución segura, confiable y sostenible para garantizar la resiliencia de la red en condiciones operativas exigentes del mercado, combina un innovador sistema de refrigeración híbrido de aire y líquido, sistemas de seguridad 3+2, diseño modular, un menor costo nivelado de la electricidad (LCOS) y control inteligente.

Después de diez años de investigación y desarrollo independiente, el PowerMaster de SOFAR ha recibido reconocimiento por parte de socios de la industria desde su lanzamiento. Durante el lanzamiento de nuevos productos Powering Forward, SOFAR firmó memorandos de entendimiento con Hongyuan New Energy, Huaqing New Energy y Xiaoju New Energy, consolidando aún más su presencia dominante en el mercado de almacenamiento de energía.

Al mismo tiempo, SOFAR presentó otro nuevo producto, el inversor de cadena PowerMega de 320 kW, diseñado específicamente para sistemas fotovoltaicos a gran escala. Este inversor de alta corriente tuvo un impresionante debut en SNEC al solucionar los puntos débiles tradicionales y combinar eficiencia, seguridad y facilidad de uso en un solo dispositivo.

Con una eficiencia máxima de hasta el 99.05% y una corriente de entrada de 20A por MPPT, el inversor es compatible con módulos de 210/182 mm y permite obtener mayores rendimientos de energía.

Con clasificación IP66 y resistencia a la corrosión C5-M, logra resistir entornos adversos con un amplio rango de temperatura de trabajo desde -30℃ hasta 60℃. Además, admite escaneo I-V que permite identificar cadenas defectuosas y mantener un funcionamiento estable las 24 horas del día.

Gracias a la comprobada competitividad de PowerMega, SOFAR también firmó memorandos de entendimiento con Guohong Energy Group, Sichuan Shangwei y Tianlun New Energy, destacando su fortaleza e influencia en el sector de servicios públicos y marcando un capítulo crucial en el camino de la compañía hacia su ambición de emisiones netas cero.

«A medida que los países de todo el mundo descarbonizan gradualmente sus fuentes de energía y eliminan la dependencia de la energía a base de carbón, vemos un gran potencial en la energía renovable, ya que tiene un impacto positivo en la construcción de un planeta más sostenible y con bajas emisiones de carbono. SOFAR trabajará incansablemente para ofrecer soluciones integrales para satisfacer la creciente demanda, haciendo que las energías renovables sean accesibles y disponibles para más países», afirmó Guy Rong, Vicepresidente Senior de SOFAR.

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En el marco del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, diferentes players de la industria fotovoltaica de envergadura presentaron las principales soluciones solares que son tendencia en Latinoamérica.

A su turno, Eduardo Ventura, gerente de ventas de Risen Energy para México, Centroamérica y el Caribe, uno de los mayores fabricantes de módulos fotovoltaicos del mundo, detalló los productos más vendidos en la región, en conversaciones con Energía Estratégica.

Principales productos

De acuerdo al experto, la empresa china redobla sus esfuerzos y está promoviendo dos tipos de módulos por su tecnología y ventajas comparativas:

El módulo Risen de 144 celdas, de 166 mm, con potencia de salida de hasta 555 W, con una eficiencia de hasta el 21.5% ya que “su bajo amperaje permite una mayor compatibilidad con los inversores del mercado”.
El modelo de alta potencia de salida de 670 W con 132 celdas de 210 mm, que alcanza una eficiencia de hasta 21.6%, el cual es “ ideal para generación a gran escala”.

También aseguró que están promoviendo la tecnología tipo N, -tanto en modelo Topcon como HJT-; con mayor eficiencia en cuanto a temperatura lo cual les permite alargar la garantía.

“Logrando esa mezcla de factores podemos atender al mercado caribeño, centroamericano y mexicano con un producto acorde. Ajustamos los materiales en nuestros módulos para poder tener un precio competitivo a pesar de la alta tecnología que requiere”, aseveró Ventura.

Los mercados latinoamericanos con mayor presencia

Para el ejecutivo, Risen Energy decidió trabajar en Centroamérica y Caribe mostrando especial interés en México, Panamá y Dominicana.

“De la región México es nuestro mercado más maduro. Contamos con canales estratégicos para distribución. El utility scale en México hoy por hoy está teniendo un movimiento más despacio pero esperamos que la situación se revierta con el tiempo”, afirmó.

“En México, tenemos un desarrollo propio en Durango que consiste en una huerta fotovoltaica de 125 MW. Esa es parte de la fuerza que tenemos para el mercado mexicano. Debemos replicar esta experiencia en el resto de los países de Centroamérica”, agregó.

A su vez, según el experto, Panamá y Dominicana son mercados que tienen mayor apertura para los proyectos de generación distribuida para comerciantes industriales por lo que ya  tienen “canales abiertos para atender esos mercados tan integradores”.

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Unigel, empresa química de América Latina y fabricante de fertilizantes nitrogenados de Brasil, avanza en la construcción de la primera planta de hidrógeno verde a gran escala del país, para la cual destinará USD 120 millones, y ya planifica su expansión. 

La primera etapa del proyecto comprende una fábrica con tres electrolizadores (adquiridos de la siderúrgica thyssenkrupp) de aproximadamente 65 MW de potencia, con los que la compañía tendrá la capacidad para producir 10000 toneladas de H2V por año, que serán convertidas en 60000 t/año de amoníaco verde. 

Y se espera que la central, que estará ubicada en el Polo Industrial de Camaçari del estado de Bahía (centro oeste de Brasil), entre en operación comercial durante diciembre del corriente año y cree, al menos, 500 empleos directos e indirectos, según estimaciones.

Mientras que la fase 2 prevé cuadruplicar la producción del mencionado vector energético y su derivado, en tanto que con la etapa N° 3 del emprendimiento se alcanzaría un potencial diez veces superior. 

“Buscamos inversores que nos acompañen. Hablamos de la producción de 100.000 toneladas de H2V y 600.000 de amoníaco verde por año, gracias a una potencia de electrolizadores de 650 MW”, explicó Marcelo Natal, director comercial de Unigel. 

“Esta inversión rondará los USD 1380 millones y nuestra expectativa es que ese proyecto esté funcionando a finales del año 2027, dentro del polo petroquímico donde opera UNIGEL, por lo que la localización es muy conveniente”, agregó durante un evento virtual. 

Cabe recordar que la producción de hidrógeno verde y amoníaco ya es una rama de otras acciones que la Unigel ha emprendido, como la asociación para la producción de energía eólica, valorada en más de R$ 1 mil millones, con Casa dos Ventos, una de las mayores generadoras de energía de fuentes renovables en el país.

Y el proceso como el propio H2V generado será certificado por el organismo internacional ISCC (International Sustainability & Carbon Certification), que certifica una serie de productos químicos y usinas alrededor del mundo.

“Existen decenas empresas que nos buscaron interesadas en el proyecto ya que el amoníaco verde será uno de los combustibles del futuro para cumplir la meta de descarbonización. Por lo tanto, también les pedimos a los socios de nuestra cadena que certifiquen sus productos bajo la misma modalidad”, aludió Marcelo Natal. 

Aunque para que ello ocurra en la práctica, el especialista planteó que existen diversos desafíos, principalmente económicos, que “deben ser superados” para viabilizar la comercialización y el transporte hacia los centros demandantes del mundo. 

“Precisamos de energía limpia a precios competitivos, entendemos que aproximadamente 20 USD/MWh sería uno de los drivers para que el proyecto sea óptimo, como también la eficiencia de los electrolizadores”, señaló el director comercial de Unigel. 

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El Centro Mexicano de Derecho Ambiental A.C. (CEMDA), Greenpeace México A.C.; Iniciativa Climática de México A.C. (ICM) y Nuestro Futuro A.C. expresan su preocupación por la publicación en el Diario Oficial de la Federación del Acuerdo aprobado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para la regulación de la energía libre de combustibles el 24 de mayo de 2023.

A través de este acuerdo la CRE modifica la regulación y las definiciones de lo que se considera energía limpia para incluir en esta categoría procesos y combustibles que producen contaminantes, los cuales no solo representan riesgos para la salud de la población mexicana, sino que también contribuyen al calentamiento global. Las preocupaciones de las organizaciones sociales se resumen a continuación:

Información equivocada sobre el progreso real de las energías renovables en el país:  con los cambios propuestos se estaría haciendo creer al mundo que el país incrementa el porcentaje de energías renovables en la matriz energética cuando en realidad no lo hace.
Impedimentos para alcanzar los objetivos de transición energética: la Ley de Transición Energética obliga a alcanzar un objetivo del 35% de energías renovables para 2024 y la Ley General de Cambio Climático –en su artículo 3 transitorio, inciso e)– hace mención al 35% de energía limpia para 2024. Sin embargo, la suspensión de las subastas a largo plazo en 2018 y las modificaciones de las normas de despacho que favorecen a los combustibles fósiles en vez de favorecer a las energías renovables, han obstaculizado la consecución de este objetivo.
Ineficacia del acuerdo: no añadirá ni un solo MW de capacidad de energías renovables a la matriz eléctrica ni reducirá ni una sola tonelada de bióxido de carbono adicionales a las medidas que se habían ya considerado para avanzar con el cumplimiento de las metas prometidas por México en la última COP.
Consideraciones reputacionales: las acciones tomadas por la CRE en este asunto dejan, una vez más, muy mal parado al Presidente de México y al país.
Con la aplicación de este acuerdo se frena (aún más) la transición energética en el sector eléctrico en México y con esto se viola el derecho humano a un medio ambiente sano en su vertiente de clima seguro, habitable y sostenible, así como diversos derechos fundamentales como a la salud, alimentación, agua, vida digna.
Aceptar que se aplique este decreto significa comprometer los derechos de las generaciones presentes y también de las futuras.

A la luz de estas preocupaciones, las organizaciones firmantes hacen un llamado respetuoso al Presidente López Obrador para que ordene que no se publique este Acuerdo y solicite mayores aclaraciones e información a los equipos de la SENER, la CFE y la CRE.

Las instituciones creen que es esencial asegurar la transparencia y la alineación con el compromiso de México hacia una transición energética justa, responsable y sostenible, preservando nuestras alianzas internacionales.

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La Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) hacen un llamado a fortalecer los mecanismos de descarbonización del suministro eléctrico y respetar los instrumentos que el marco jurídico contempla para estos efectos.

Según ambas asociaciones, el acuerdo aprobado el 24 de mayo por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), y publicado el día de hoy en el DOF, incrementa artificialmente la cantidad de energía limpia en el sistema eléctrico, al considerar parte de la generación con gas natural en centrales de ciclo combinado como energía libre de combustible y la hace acreedora a Certificados de Energías Limpias (CELs).

Los CELs fueron incorporados en la legislación nacional en 2014, como un mecanismo para incentivar la descarbonización de la matriz energética e incrementar el porcentaje de electricidad con fuentes no fósiles del 20% en 2018 al 35% en 2024.

Para garantizar su función como indicador del avance en este proceso, la legislación dispuso requerimientos incrementales anuales para los consumidores de energía y no consideró a la generación con ciclos combinados de gas natural entre las tecnologías que ayudan a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

«La decisión de la CRE cambia por completo los supuestos y mecanismos previstos para conducir la transición energética y vulnera el andamiaje institucional que organiza y conduce los esfuerzos de mitigación de emisiones, ambos orientados a que el Estado mexicano habilite la garantía de un medio ambiente sano para sus ciudadanos», manifiestan las organizaciones a través de un comunicado.

«Esta medida deteriora drásticamente el valor económico de los CELs y anula su función como indicador del avance en la descarbonización de la matriz energética», agregan.

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) celebra este año su 50 aniversario. Por este motivo, impulsará en los próximos meses una serie de iniciativas especiales en conmemoración de este gran hito. 

Entre ellos, su evento anual denominado Semana de la Energía, que en este 2023 cursará su VIII edición en Montevideo del 6 y el 10 de noviembre, plantea contar con una citación sin precedentes de autoridades provenientes de sus países miembro. 

Según reveló Andrés Rebolledo Smitmans, nuevo secretario ejecutivo de OLADE, además de contar con la presencia de autoridades de la cartera energética proveniente de los 27 países miembro, este año se espera “una cantidad relevante” de presidentes. 

“Hoy día, a propósito de los temas de integración, me parece que hay un momento político en la región que permite imaginar algún avance en materia de integración y ese va a ser el vector fundamental que van a impulsar los presidentes que participen”, adelantó. 

Desde la perspectiva del referente de OLADE la diversidad de recursos con las que cuenta la región abre las puertas a la complementariedad, cooperación e integración regional, por lo que también se ha invitado a otras organizaciones intergubernamentales como la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y observadores de Estados Unidos y la Unión Europea, para evaluar oportunidades adicionales de cooperación internacional.  

Además de debatir sobre retos y oportunidades de transiciones energéticas justas en cada uno de los países miembro, se plantea un diálogo de alto nivel sobre los beneficios comunes de la integración energética, infraestructura necesaria, cartera de proyectos y búsqueda de financiamiento para aterrizar en una visión regional. 

Y es que, siguiendo las declaraciones de Rebolledo durante el conversatorio “Panorama Energético Regional”, se podría fortalecer la complementariedad energética, aprovechando y maximizando la diversidad de recursos en la región.

«Si uno hace el ejercicio conceptual y económico, probablemente nuestra región en un contexto global sea la región con más capacidad para integrarse a priori, dejando de lado regímenes y ciclos políticos», observó Andrés Rebolledo. 

En tal sentido, resultarían claves para lograrlo las iniciativas de integración energéticas subregionales como SIEPAC, ARCO NORTE, SINEA y SIESUR.

Las energías renovables, el gas y el hidrógeno serán otros temas que estarán sobre la mesa de debate de la VIII edición de la Semana de la Energía, evento de OLADE que será co-organizado con el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay (MIEM) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 

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La Seremi de Energía, Arife Mansur, junto a parte de su equipo, se embarcaron en el Buque Aquiles de la Armada de Chile el pasado jueves 25 de mayo con destino a la Isla Robinson Crusoe. Esta visita tiene como objetivo principal conocer de cerca la realidad energética de la isla y establecer una colaboración estrecha con las autoridades y la comunidad local para impulsar su desarrollo.

«En el marco de nuestro compromiso por impulsar el desarrollo energético y mejorar la calidad de vida de las comunidades, me complace anunciar nuestra visita a la Isla Robinson Crusoe. Este viaje representa una oportunidad invaluable para conocer de primera mano la realidad energética de la isla y establecer una colaboración estrecha con las autoridades y la comunidad local”, señaló la seremi Arife Mansur.

Durante el sábado 27 y domingo 28 de mayo, se llevaron a cabo diversas actividades en la comuna de Juan Fernández, en línea con el Programa Comuna Energética y otras iniciativas de la Seremi de Energía. Algunas de las acciones programadas son las siguientes:

Reunión con el alcalde Pablo Manríquez Angulo, su equipo municipal y otros servicios públicos para abordar temas relacionados con el suministro eléctrico y el desarrollo energético de la comuna.

Se llevará a cabo el programa «Con Buena Energía» en el Restaurant Bahía, el cual beneficiará a más de 100 familias de la Isla, proporcionando capacitación sobre el buen uso de la energía y entregando un kit eficiente para el hogar.

Además, se hizo entrega del reconocimiento a los ganadores del Fondo de Acceso a la Energía 2022 vinculados al desarrollo de sistemas fotovoltaicos para la Casa del Adulto Mayor y el Municipio de Juan Fernández.

También la seremi y su equipo visitaron a la central eléctrica y la estación de servicios para realizar una revisión del sistema eléctrico y de combustibles. El objetivo fue incorporar fuentes de energía renovable en la matriz eléctrica de la isla, lo cual requiere mejoras en la red eléctrica existente. Conjuntamente, se contempló el levantamiento de las luminarias de alumbrado público.

Finalmente, la seremi destacó que “esta visita representará una valiosa oportunidad para fortalecer la colaboración entre la Seremi de Energía y la comuna de Juan Fernández, así como para comprender de manera directa las necesidades y desafíos en materia energética de la Isla Robinson Crusoe. Invito a la comunidad a participar activamente en las actividades programadas y a compartir sus ideas y sugerencias, ya que juntos podemos construir un futuro energético sostenible y próspero para todos.”

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Latinoamérica mantiene su atractivo para invertir en energías renovables. Además de la calidad de sus recursos naturales que resulta oportuna para la generación eléctrica, mecanismos de fomento y promoción vigentes posibilitan el despliegue de nuevos proyectos en distintos mercados. 

“El potencial en solar y eólica es evidente en América Latina y creemos que tiene mucho para jugar un papel predominante en la coyuntura energética mundial”, indicó Daniel Barandalla, líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions. 

Desde la óptica de Daniel Barandalla, si bien el mercado entre privados puede resultar maduro en muchos países, las convocatorias a licitaciones públicas son parte importante del impulso a nuevos proyectos utility scale principalmente de solar y eólica. 

“Con certeza este tipo de acciones por parte de los gobiernos dan cierta seguridad en que la continuidad y el desarrollo de las renovables vayan adelante”, declaró. 

Incluso señaló que medidas de política pública y marco regulatorio que acompañen el desenvolvimiento de la iniciativa privada puede potenciar a la industria local y una mejora en las ofertas de licitaciones. 

“El caso en Brasil genera una industria y una serie de servicios asociados a estas licitaciones que son interesantes para todas las partes y lo menciono por ejemplo como un caso de éxito”. 

Ahora bien, el especialista también advirtió que algunos riesgos macroeconómicos y coyunturales de cada país podrían repercutir desfavorablemente en la ejecución efectiva de nuevos proyectos a costos competitivos. 

“En el caso de México ahora la actividad pues eso a pesar de que hubo una subastas iniciales también todos lo miramos con cierta expectativa de que se reactive el mercado porque desde luego el potencial al menos hablando en solar y desde luego que también eólica es evidente en América Latina”

En tal sentido, en su calidad de líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions, mecionó algunos riesgos comunes a los que se enfrentan dueños o fondos de inversión en un continente u otro. 

“Uno de los puntos que vemos ahora graves como un cuello de botella sería el suministro de grandes transformadores que tiene unos lead times bastante elevados y que pueden hacer que los proyectos se demoren respecto a lo previsto”, ejemplificó. 

Con la intención de lograr cerrar proyectos viables no sólo económica y financieramente sino también técnicamente, es que el experto además identificó una tendencia creciente en desarrollos híbridos. 

“Vemos cierta apertura en algunos mercados a la hibridación de tecnologías que también consideramos que es clave. Principalmente, eólica y solar, (…) pero hay una gran variedad de otras tecnologías que han de tener un papel importante en las futuras licitaciones (…) como el almacenamiento e hidrógeno verde. Y creemos que desde luego fomentar estas tecnologías mediante licitaciones va a ayudar a que estas despeguen en el mercado”, consideró. 

¿Qué mercados latinoamericanos ve más maduros para los mecanismos de licitación en la región? ¿El foco hoy es solar o está ganando terreno la tendencia en solar y almacenamiento? ¿Qué soluciones ofrecen para fondos de inversión e IPP desde su unidad de negocios? Fueron otras de las preguntas que respondió el referente de UL Solutions a Energía Estratégica. 

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Chile atraviesa el proceso denominado “Segundo Tiempo de la Transición Energética”, en el que el gobierno planteó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para lograr una descarbonización acelerada del sector eléctrico. 

Sin embargo, hay un tema que aún preocupa dentro del rubro energético nacional: el cierre de centrales termoeléctricas a carbón y la sustitución de su capacidad con tecnologías limpias. 

Pamela Poo, directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur, conversó con Energía Estratégica y señaló que el escenario resulta “bastante complejo” para seguir avanzando en la descarbonización. 

Tal es así que, a pesar que ya hay 1189 MW de plantas cerradas y 2369 MW comprometidos con una fecha de cierre hacia el 2025, todavía existen casi 2000 MW de potencia termoeléctrica a carbón que aún no no confirmó cuándo pondrán fin a sus actividades, pero que deberán hacerlo al 2040. 

“Tenemos comprometidas el cierre de por lo menos 14 termoeléctricas y 10 sin fecha, la mayoría correspondiente a AES Gener en distintos lugares del país, que vendió ciertos activos y planteó comunicacionalmente que va hacia energías limpias, pero se deshacen de sus activos y no se hacen responsables de los mismos”, manifestó. 

A ello se debe agregar que los problemas con la saturación de las líneas de transmisión eléctrica y vertimientos de energía. Hechos que impiden el avance de la generación renovable, ya sea de nuevos parques o de los ya operativos, y que desde hace tiempo produce demandas del sector para tener nueva capacidad de transporte disponible. 

“Por lo tanto, hay muchas fallas que se dan en el sistema, principalmente por la transmisión eléctrica, pero también porque en Chile hay una especie de subsidios a los fósiles que en el fondo pretenden seguir potenciándolos y no hubo correcciones en materia de política pública”, apuntó Pamela Poo. . 

“También se necesita avanzar en el pilar ciudadano de generación distribuida, que siempre estuvo incipiente, pero nadie tomó el rol preponderante que se requiere para un mayor impulso. Es decir que, a nivel general, necesitamos una política pública que no se ha hecho, que ha sido una piedra de todos los gobiernos, pero principalmente del pasado y actual, y están muy atrasados en cómo se abordan estas materias legislativas o normativas para destrabar tales problemas”, agregó. 

Con ello hizo referencia a que la descarbonización no sólo debe ser entendida y medida desde una lógica de cierre de centrales termoeléctricas, sino que se deben tener en cuenta otros mecanismos e iniciativas complementarias que no impliquen únicamente la instalación de renovables, sino más bien que “el recambio tecnológico sea pensado, con ordenamiento territorial”. 

¿Qué rol puede tomar el almacenamiento? A principios de este año, el presidente de Chile, Gabriel Boric, remarcó que la ley de almacenamiento permitirá el retiro de centrales a carbón “sin comprometer la operación segura” del Sistema Eléctrico Nacional. 

Y si bien ña directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur coincidió en que es necesario el storage porque actualmente se vierte energía renovable que se podría inyectar al SEN, insistió en que se aborde de manera amplia:

“En el caso de otros combustibles, a veces no se requeriría tener un amplio storage para todos los proyectos, por lo que se debe gestionar y coordinar mejor qué energías entran y cuáles salen del sistema con respecto a que las renovables no pueden inyectar”.

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Días atrás, la Secretaría de Energía de la Nación reconoció que el proyecto de ley hidrógeno de bajas emisiones está “técnicamente terminado” y listo para ser enviado a Presidencia y presentar al Congreso. 

Propuesta de régimen de promoción que generó mayor expectativa dentro del sector energético local por la importancia de tener un marco regulatorio que brinde estabilidad a las inversiones previstas en la materia. 

Bajo ese contexto, desde Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) presentaron un reporte preliminar sobre la factibilidad de la generación renovable, la disponibilidad de agua y la demanda de amoníaco, en pos de conocer la factibilidad para producir hidrógeno verde en su territorio. 

“Podríamos tener un electrolizador de 100 MW y para eso deberíamos instalar un módulo de potencia eólico de 165 MW, 40 MW fotovoltaicos y un almacenamiento de hidrógeno de aproximadamente 100 toneladas”, detalló Claudio Puértolas, gerente general de EPEC. 

“Con ello podríamos tener una producción de 61600 toneladas de amoníaco verde y 11165 toneladas de H2V, con una generación de energía de 750000 MWh/año para satisfacer la demanda, tanto como vector energético como materia prima para otros elementos que son importantes para Córdoba”, agregó durante un evento organizado en la sede provincial de la Universidad Técnica Nacional. 

Y cabe recordar que en octubre del año pasado, Investigadores de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC) presentaron el primer electrolizador de mediana potencia fabricado íntegramente en el país para producir hidrógeno verde. 

Desarrollo que fue realizado en conjunto por UNC, la Universidad Nacional de Catamarca y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), con el apoyo del Ministerio de Ciencia y Tecnología de Córdoba, el gobierno nacional y la empresa Fluorita Córdoba.

De todos modos, desde el instituto Fraunhofer-Gesellschaft vaticinaron que el estudio de prefactibilidad estaría completo hacia fines del corriente año y así se puedan identificar las oportunidades y proyectos de demostración, como también los candidatos y nuevos establecimientos vinculados al H2V y sus derivados. 

“Para continuar con ello, hay muchos aspectos que debemos abordar, como por ejemplo las legislaciones y regulaciones, desarrollar planes para desarrollar la infraestructura necesaria, pero principalmente construir las capacidades educativas y de formación de las personas que estarán a cargo de los proyectos”, Jochen Bard, director de División Tecnología de Procesos Energéticos en Fraunhofer IEE. 

“Además estamos colaborando con ENARSA para producir amoníaco verde y establecer una planta en Bahía Blanca, no sólo para consumo doméstico sino también para su exportación hacia Europa, donde ya se han firmado acuerdos”, concluyó. 

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Durante el Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023, realizado en Argentina (ver transmisión), actores del sector público y privado, la industria y la comunidad científica analizaron los grandes avances del sector a nivel mundial, las potencialidades de Latinoamérica como escenario de oportunidades para recibir más y nuevas inversiones, y los proyectos planteados en la región y el resto del mundo.

Uno de ellos fue Gabriel Jorge Terres Cruz , jefe de cancillería de la embajada de México en la República Argentina, quien destacó las acciones que se vienen realizando en el país para detonar la industria del hidrógeno verde.

“Tenemos un mercado en funcionamiento pero el reto es avanzar a la transición de hidrógeno verde y la participación de las energías renovables. Hay mucho que trabajar todavía. Pese a que estamos aun un poco atrasados con el marco regulatorio, contamos con una visión clara y vamos a impulsar el vector energético”, destacó.

“Al igual que en otros países, las tecnologías en torno al hidrógeno verde están avanzando mucho más rápido que los marcos regulatorios. No obstante, estamos construyendo el nuestro”, agregó.

Los esfuerzos públicos y privados por impulsar la industria

Terres Cruz aseguró que están elaborando en una mención de hidrógeno para fijar los lineamientos, disposiciones y criterios adicionales en los reglamentos en torno al mercado eléctrico.

“Aunque la creación de una Estrategia Nacional de Hidrógeno y el desarrollo de legislación específica en la materia aún están pendientes, estamos trabajando en ello. México ve al hidrógeno verde como un vector energético descarbonizante y tiene gran interés por aumentar las inversiones de proyectos”, destacó. 

En efecto, reveló que en el Senado se presentó una iniciativa para modificar la ley de transición energética y mandatar a la Secretaría de Energía para que instrumente y promueva un Programa Nacional de uso de hidrógeno verde limitando la producción de hidrógeno gris con el objetivo de reducir el uso de combustibles fósiles.

Según el diplomático, la Comisión Federal de Energía (CFE) está trabajando en un gran proyecto para que a través de hidrógeno y plantas fotovoltaicas se pueda reducir el 20% del consumo del gas. 

Bajo esta premisa, mencionó que se elaboró un documento estratégico denominado “Hacia una política Industrial” en el que el Gobierno de México se ha propuesto encaminar los esfuerzos de todos los actores económicos para que se genere crecimiento económico en el sector industrial y este sea “más incluyente y sustentable”. 

El documento busca fomentar la competitividad y la capacidad de la industria apoyando la innovación y las tendencias tecnológicas científicas. 

“En este contexto, se prevé impulsar la producción de vehículos cero emisiones tanto eléctricos como de hidrógeno y apoyar la formación de capital humano para promover las industrias sostenibles y sustentables”, explicó.

“Para impulsar la electromovilidad, se contemplan incentivos fiscales para nuevas inversiones y el incremento al financiamiento de programas para la mejora tecnológica de empresas mexicanas”, agregó.

Además, citó el reporte de GIZ llamado “El hidrógeno verde en México el potencial de la transformación” en donde la agencia de desarrollo alemana identifica el impacto que puede tener la economía del hidrógeno en México.

“El informe posiciona a México como un país con gran potencial para ser competitivo en la fabricación de turbinas de generación eléctrica de hidrógeno, equipos de acondicionamiento transporte y almacenamiento y la producción de vehículos con trenes motrices de hidrógeno, siendo México uno de los principales exportadores de vehículos, sin duda esta esta matriz”, aseveró.

De hecho, en los próximos 25 años GIZ estima que más de 90000 personas podrían trabajar en actividades relacionadas al hidrógeno verde. 

Por último, hizo hincapié en el trabajo que está realizando la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible al promover foros en el poder legislativo con el objetivo de mostrar las grandes ventajas competitivas de México como exportador de hidrógeno dada su posición geográfica y su la pertenencia a diferentes tratados comerciales”.

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Top Brand PV 2023 refuerza aún más el estatus líder de Growatt en la industria, con una presencia dominante en el sector residencial y un destacado posicionamiento entre los tres principales actores globales en el mercado comercial e industrial (C&I).

«Estamos encantados de otorgar a Growatt Top Brand PV 2023 para varios mercados clave, lo que refleja el continuo rendimiento de la compañía y su dedicación a impulsar la transición energética a nivel internacional», comentó Daniel Fuchs, Vicepresidente de EUPD Research en la ceremonia de entrega de premios.

Soluciones listas para baterías de gama completa

Uno de los aspectos más destacados de la exposición de Growatt fue la completa gama de soluciones listas para baterías. Con capacidades de 2.5 a 30 kW, las soluciones permiten a los hogares de todo el mundo adoptar estilos de vida de bajo carbono al proporcionar la flexibilidad para integrar sistemas de baterías en un momento posterior.

Al combinar los inversores listos para baterías con la última batería APX HV, los propietarios obtienen un mayor control sobre su gestión energética, aumentando el autoconsumo solar y mejorando la seguridad general del sistema.

Soluciones de Energía Solar para Empresas

Los avances de la marca en los sistemas de almacenamiento de energía C&I también se mostraron, presentando los inversores WIT y las baterías comerciales APX.

Los inversores de almacenamiento de la serie WIT de 50-100kW, que cuentan con funciones avanzadas como UPS integrado, capacidad de arranque en negro, salida desequilibrada del 100% y sobrecarga continua de CA del 110%, trabajan en conjunto con la batería comercial APX. Esta poderosa combinación permite a las empresas alcanzar la independencia energética mientras optimizan la eficiencia operativa.

Innovaciones para Amplios Escenarios de Aplicación

Para abordar diversas necesidades energéticas, Growatt impresionó a los asistentes con su revolucionario NEO 2000M-X, un microinversor flexible y escalable que no solo prioriza altos rendimientos con cuatro rastreadores MPP y una eficiencia máxima del 96.5%, sino que también soporta una larga distancia de transmisión de señal con la comunicación LoRa.

Además, la innovadora cartera de productos fuera de la red, cargadores de vehículos eléctricos THOR y estaciones de energía portátiles ejemplifican los continuos esfuerzos del fabricante por proporcionar soluciones de energía sostenible en diversos escenarios de aplicación.

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SOFAR, el proveedor líder a nivel global de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía (ESS), presenta su última innovación en ESS para servicio público, SOFAR PowerMaster, que incorpora avances tecnológicos de vanguardia en SNEC 2023.

El lanzamiento de PowerMaster, completamente desarrollado internamente, marca un hito en la gama integral de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía de la empresa para todos los escenarios.

Se puede considerar como una cartera de 5 avances revolucionarios clave pioneros en el sector de ESS para servicio público, capaz de abordar los puntos críticos al aumentar los rendimientos de energía a un menor costo y garantizar una operación segura las 24 horas.

Sistema de Refrigeración Híbrido líder en la industria

La innovadora combinación de sistemas de refrigeración por aire y líquido proporciona un monitoreo inteligente que puede reducir la pérdida de disipación de calor en aproximadamente un 30% y evitar la condensación en los compartimentos de la batería, logrando así una refrigeración eficiente y constante.

Además, el sistema mantiene una diferencia de temperatura de la batería inferior o igual a 2.5℃, lo que permite mantener las células de la batería dentro del rango de temperatura óptimo y ayuda a prolongar la vida útil de la batería en un 14%.

Seguridad Última Comprobada Priorizando estrictamente la seguridad, SOFAR PowerMaster está equipado con 3+2 sistemas de seguridad que incluyen un sistema triple FFS (supresión de incendios), diseño a prueba de emisión de gases inflamables y explosión para prevenir la combustión secundaria.

Al mismo tiempo, el diseño de seguridad incorporado protege eficazmente las células contra cortocircuitos de alta tensión o corriente, asegurando una operación estable las 24 horas.

Expansión Flexible El diseño modular es altamente adaptable y capaz de expandir la capacidad de almacenamiento de una sola cámara de hasta 3.93 MWh, lo cual es ideal para satisfacer las necesidades flexibles de expansión de capacidad.

Además, la gestión inteligente a nivel de bastidor aumenta la capacidad de descarga del sistema en un 7%. Gracias a la topología de tres niveles y una eficiencia máxima de conversión del 99%, el sistema mantiene menores pérdidas y un rendimiento óptimo de energía.

Costos Optimizados con un LCOS más bajo El diseño altamente integrado y la gestión refinada mejoran aún más los rendimientos de energía y ofrecen un LCOS más bajo para los inversionistas en comparación con los sistemas tradicionales de almacenamiento de energía.

Compatible con celdas de 320Ah, minimiza el costo de inversión inicial y permite una mayor densidad de energía. Por lo tanto, se espera que SOFAR PowerMaster sea una de las opciones más prudentes para el almacenamiento de energía en el sector de servicios públicos.

Control Inteligente

Con el fin de simplificar el proceso de gestión, SOFAR PowerMaster adopta el control coordinado automático en tiempo real, lo que garantiza que el PCS opere a plena potencia. Además, los algoritmos de control inteligente permiten una capacidad de sistema flexible y ajustable.

Yu Feng, Vicepresidente de SOFAR, señala que se espera que SOFAR PowerMaster inspire una revolución tecnológica en el sector de ESS para servicio público, al ser desarrollado internamente sobre la base de diez años de acumulación de fortaleza en I+D.

«Como actor líder en el mercado global de almacenamiento de energía, SOFAR ha sido reconocido por clientes en todo el mundo. Además, en colaboración con TÜVRheinland, hemos emprendido el desarrollo de un documento blanco sobre ESS para servicio público. Estamos entusiasmados por lo que está por venir, mientras nos enfocamos en ofrecer avances tecnológicos avanzados para construir una sociedad más sostenible para todos», agregó.

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Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, inauguró hoy la primera planta solar que ha construido en Arica, dentro de un plan más amplio que contempla la puesta en marcha de otros parques fotovoltaicos en esta región del norte de Chile.

Grenergy ha elaborado este plan para impulsar las energías renovables en la región de Arica y Parinacota tras constatar la apuesta del Gobierno chileno por este sector. Esta colaboración se concretará en la agilización de los trámites administrativos necesarios, entre los cuales figuran la gestión de suelo público, la conexión a la red del sistema eléctrico nacional (SEN), los permisos, etc. 

Ambas partes comparten el interés por las energías renovables y apuestan por una estrategia de lucha contra el cambio climático y de transición energética a través del fomento de estas energías limpias. A este hecho suman además el aliciente de invertir en una región escasamente poblada del país, con solo unos 260.000 habitantes, y muy necesitada de inversiones que ayuden a crear riqueza y empleo en la zona.

Primer PMGD 

Anita Flores Vásquez,  Seremi de Energía de Arica y Parinacota, acompañada por el Director General de Sudamérica  de Grenergy, Felipe Pezo, así como de otras autoridades nacionales, regionales y locales, han inaugurado la planta solar de Arica de 9 MW, el primer PMGD con precio estabilizado que se construye en la región. 

El parque se ha levantado sobre una superficie de 25 hectáreas y cuenta con 20.088 paneles solares de 540 vatios de potencia cada uno. Su puesta en marcha llevará energía verde a 7.913 hogares chilenos y supondrá el ahorro de 8.504 toneladas de CO2 anuales a la atmósfera 

Grenergy refuerza con Arica su liderazgo en Chile, donde es el operador con más plantas conectadas con más de 60. En este país tiene instalado su centro de operaciones para toda Sudamérica, donde construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

La  titular de Energía, Anita Flores Vásquez, afirmó que  “este PMGD es un  proyecto  pionero en la región que permitirá  avanzar a nuestro país en dos ejes: Matriz energética limpia y Descentralización energética en concordancia con la Agenda de energía 2022 – 2026 del ministerio de Energía del Gobierno del presidente Gabriel Boric Font”.

Por su parte, el Director General de Sudamérica de Grenergy, Felipe Pezo, aseguró que “esta planta de Arica demuestra el compromiso de la compañía con una región que le hacen muy bien noticias como esta y que refuerza la apuesta que Grenergy ha hecho por Chile, y que nos ha permitido convertirnos en líderes en plantas conectadas”.

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De acuerdo al sector privado, ante la falta de nuevos desarrollos a nivel utility, principalmente, por las cancelaciones de subastas por parte del Gobierno mexicano, la generación distribuida juega un rol muy importante para la penetración de energías renovables en el país. 

Con el objetivo de dar respuesta a esa demanda, cada vez más empresas empiezan a ofrecer soluciones fotovoltaicas con la última tecnología.

Bajo esta premisa, Jait Castro, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C (AMIF) y Country Manager de Paragon Solar México revela a Energía Estratégica las expectativas de crecimiento y oportunidades a corto plazo de la distribuidora.

“Paragon llegó a México con la intención de tomar un lugar significativo a nivel nacional. En este primer año de operación buscamos obtener una participación del 10 al 12% en el mercado nacional. Es ambicioso, pero lo hemos hecho antes en mercados europeos donde crecimos muy rápido”, explica. 

Para el experto, el mercado mexicano está creciendo y se está recuperando del estancamiento que hubo por la pandemia y el cambio en las reglas del juego por parte del Gobierno.

“Si bien sigue habiendo incertidumbre por los proyectos a nivel utility que han estado parados desde inicios de esta administración, la generación distribuida es hoy por hoy tierra fértil. Si haces bien las cosas puedes encontrar oportunidades de negocio y de crecimiento de mercado”, afirma.

Y agrega: “México no tiene más opción: tiene que adoptar a las tecnologías fotovoltaicas como aliadas para la generación de energía y asumir el reto de incorporarlas de manera ordenada con soporte en la red para hacer crecer la demanda y reducir las pérdidas”.

Productos más demandados 

Enfocados más en proyectos industriales y comerciales, Paragon ofrece un abanico de soluciones para atender diversos sectores.

No obstante, Castro destaca que los módulos marca Kassel con tecnología Heterounión ( HJT), TopCon N-type o P-type son los más demandados por sus clientes. 

“La heterounión combina dos tipos de tecnologías, aprovechando una capa de silicio amorfo y una capa de silicio monocristalino. De esta forma, se pueden tener rendimientos o eficiencias mayores entre el 15 y el 20% comparado contra un monoper convencional”, compara.

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La publicación de las bases preliminares de la licitación de suministro 2023 en Chile produjo buenas primeras impresiones dentro del sector energético, no sólo por el total de generación que se subastará entre los dos bloques (5400 GWh repartidos entre 1.800 GWh y 3.600 GWh, respectivamente), sino también porque contempla más tecnologías que podrían dar estabilidad al sistema. 

“Nos tomó cuatro años de trabajo para conversar y decir que se consiguieron avances. Siempre es posible mejorar, pero sin duda, estas bases preliminares son un paso adelante, dado que son distintas a otras licitaciones de suministro”, manifestó el gerente ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Cristián Sepúlveda, en diálogo con Energía Estratégica.  

Uno de los principales cambios de esta convocatoria a comparación de licitaciones dadas en el pasado, es la incorporación de medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables, como también de un incentivo económico de 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable por dichos medios (máximo de 15 US$/MWh) para las ofertas que se presenten en los bloques horarios A o C. 

Para ser precisos, las bases preliminares introducen a los “medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables”, entre los cuales se ubican los propios sistemas de storage, centrales de bombeo, parques renovables con almacenamiento y aquellos con capacidad de regulación (excepto generación sujeta a variabilidad hidrológica), como por ejemplo las plantas de concentración solar de potencia. 

Asimismo, se consideran medios de generación con energías renovables no variables capaces de proveer energía en forma continua por períodos prolongados de tiempo, tales como plantas geotérmicas.

¿Qué implica para las CSP? “Nos da la oportunidad de participar y que se privilegie la tecnología. No competimos con tecnologías más baratas como la eólica o fotovoltaica, por ejemplo, sino que en igualdad de condiciones”, explicó Sepúlveda. 

“Además, los incentivos son muy importantes para el desarrollo económico de la industria, por lo tanto estamos muy satisfechos y es la oportunidad para que la concentración solar de potencia despegue en Chile”, agregó. 

Ante ello, y tras la magra presentación de ofertas del año pasado (sólo hubo 15 interesados), el gerente ejecutivo de la ACSP consideró que esta convocatoria podría superar el récord de 84 propuestas, correspondiente a la Licitación de Suministro 2015/01. 

“Hay un nuevo player, que se llama almacenamiento, que es la forma de evitar vertimientos de energía, por lo que habrá compañías que participen en un bloque determinado o en los tres. Es importante publicar a todos los vientos lo que se hace en Chile, para que existan interesados en ver al país como un polo importante de inversión”, aseguró. 

Pero por el lado de los precios, no vislumbra mejores números, dada la coyuntura actual que atraviesa el país en términos de vertimientos de energía, costos marginales y dificultades con el sistema de transmisión. 

“Es muy aventurado ajustarse a un valor. Si bien se puede ofertar para un proyecto que entrará en operación en 4 o 5 años, creo se cerrará al costo real de hoy y tendremos precios superiores a los de la licitación de suministro del 2022”, vaticinó. 

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Perú tiene un gran potencial para la producción de hidrógeno verde debido a sus abundantes recursos naturales y su posición geográfica estratégica en el Cono Sur.

Además, cuenta con una importante industria minera y de gas natural que podrían impulsar el desarrollo de la producción del vector energético y su futura exportación.

Bajo esta premisa, el gerente general en la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), Fernando Maceda, sugiere cambios en el marco regulatorio actual que servirán para detonar la industria, en conversaciones con Energía Estratégica.

¿Por qué Perú se considera uno de los países líderes de la adopción del hidrógeno verde en Latinoamérica?

 Perú es posiblemente el país que produjo la primera molécula de hidrógeno verde en el mundo incluso antes de que el término existiera y probablemente en los años en los que los actuales expertos del tema estaban naciendo. Esto fue en 1965 cuando la empresa Industrias Cachimayo instaló un electrolizador, alimentado con energía hidroeléctrica, para producir amoniaco (que ahora le diríamos verde) para el sector minero.

Perú busca capitalizar esa experiencia y activar su alto potencial renovable. El objetivo es impulsar la industria para adoptar este nuevo vector energético, como una alternativa viable tecno-económicamente; por ejemplo, en la minería, la industria siderúrgica, la del cemento, la aviación, etc.

¿Qué cambios deberían hacerse en el marco regulatorio vigente para lograr ese objetivo?

La propuesta de proyecto de ley de promoción al hidrógeno verde consideró 8 principales artículos qué habilitarían el trabajo inicial de este vector de descarbonización del país.  En ellos, se propuso una definición de hidrógeno verde y se identificaron los principales usos donde este vector tendría un impacto sustancial en el país.

Días atrás, se recomendó la necesidad de promulgar una declaración de interés nacional en el hidrógeno verde, se sugirió la creación de un grupo de trabajo multisectorial, se puntualizó la urgente necesidad de una Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y se recomendó el despliegue de incentivos tributarios y financieros para reducir la brecha económica que actualmente presentan las tecnologías de hidrógeno verde. 

Algunos ejemplos de estos incentivos tributarios y financieros incluyen: la deducción en el Impuesto a la Renta; exclusión sobre el Impuesto General a las Ventas y recuperación anticipada del mismo y la excepción y depreciación acelerada de aranceles.

 ¿Cuáles actividades económicas se verán más beneficiadas con este impulso al hidrógeno verde?

 En principio, todas aquellas actividades vinculadas con el sector energético, como es la producción, transporte y distribución de energía eléctrica cuál verán un crecimiento inevitable asociado al aumento de su demanda para la producción de hidrógeno.

Continuando con la cadena de valor, una nueva industria de empresas desarrolladoras, instaladoras y operadoras de proyectos de electrólisis verá su nacimiento durante los siguientes años.

Por su parte, actores con experiencia en el transporte y almacenamiento de gas natural en Perú tendrán la posibilidad de extender su portafolio de soluciones y servicios para atender la industria del hidrógeno, y naturalmente en este campo también podrían surgir nuevas empresas.

Finalmente, en lo que respecta al consumo de hidrógeno, pensamos que las industrias más beneficiadas serán las que hoy tienen el mayor impacto ambiental y la mayor demanda de energía del país, que en el caso de Perú, son la minería, la industria siderúrgica, de cemento, el transporte pesado e incluso la aviación; esto último tomando en cuenta la posibilidad de producir combustibles sostenibles para la aviación de origen sintético a partir de hidrógeno verde y CO2 capturado, lo cual sería una ventaja competitiva para que Perú pueda fortalecer su liderazgo como hub logístico aéreo para el Cono Sur.

¿En qué otras acciones se están trabajando desde la Asociación Peruana de Hidrógeno para promover el vector energético?  

A través de los comités de “Estrategia y Regulación”, “Técnico y desarrollo” y de “Comunicaciones”, la Asociación Peruana de Hidrógeno desarrolla un trabajo transversal de estímulo y promoción del hidrógeno verde como un vector energético y de descarbonización.

Algunas de las acciones que actualmente desarrollamos son:

o  Creación de una programación tentativa sectorial para la inclusión del hidrógeno verde como una medida de mitigación para el cumplimiento de las metas NDC de Perú.

o Identificación de instrumentos regulatorios sectoriales existentes y nuevos, necesarios para habilitar al hidrógeno verde en cada una de las industrias qué hemos identificado como clave para su adopción.

o Redacción de publicaciones descriptivas sobre la tecnología de hidrógeno y su potencial en diferentes usos y campos de aplicación, como la minería, la producción de amoniaco, la exportación, el transporte marítimo, etc.

o   Apoyo al desarrollo de proyectos piloto de nuestros asociados tanto en la producción como el consumo de hidrógeno verde en el Perú.

o   Creación de alianzas estratégicas con agencias de cooperación internacional, embajadas, bancos multilaterales y otras instituciones que puedan fortalecer y apoyar la creación de una industria de hidrógeno verde.

o   Mapeo de instrumentos de financiamiento de proyectos de hidrógeno cómo información de valor para la toma de decisiones de nuestros asociados.

o   Participación activa en diversos foros nacionales e internacionales donde se debaten aspectos de planificación, prospección y educación alrededor del hidrógeno verde. 

Por citar uno de los más importantes, H2 Perú se encuentra preparando su participación en Perumin, el evento minero más importante de la región, en el que se presentarán las oportunidades que el hidrógeno tiene para este importante sector de la economía peruana.

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Semanas atrás, la Secretaría de Energía de Argentina reconfiguró el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), entre los que incluyó la posibilidad de aplicar un mecanismo de asignación tipo “Referencial A” en aquellos corredores donde no exista disponibilidad para designar prioridad de despacho “en forma plena y para todas las horas del año”. 

El mismo posibilitará a los agentes generadores contar una prioridad en la cual prevean para sus evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

“La nueva resolución 360/2023 reafirma los conceptos planteados por Grupo Mercados Energéticos Consultores (GME) en cuanto a la realidad actual y de mediano plazo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), en particular en lo referente a priorizar la maximización del uso de la infraestructura existente”, señaló Nicolás Pérez, consultor de Sistemas de Potencia en GME. 

“El concepto general que se pone de manifiesto al considerar el mecanismo Referencial A es que, aún dentro de las limitaciones de infraestructura de transporte que sufre el SADI, existen corredores que cuentan aún con una alta capacidad de uso remanente si evaluamos la misma a nivel energético anual y no únicamente en una foto de potencia instantánea de baja probabilidad de ocurrencia”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Bajo ese contexto, el especialista planteó que esa herramienta “favorecería el ingreso de nuevos proyectos renovables” y hacerlos más atractivos para los potenciales compradores de esa energía en el mercado entre privados en comparación con parques que no cuenten con ningún tipo de prioridad.

Sin embargo, para saber cómo impactará realmente en la capacidad remanente para la entrada de esos emprendimientos en futuras convocatorias del MATER, todavía resta por conocer cómo se actualizará la potencia disponible informada por CAMMESA en el denominado Anexo 3.

Y principalmente en nodos de la red que actualmente cuentan con 0 MW (o valores bajos) como por ejemplo los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), aquellas zonas con mejor factor de carga para centrales eólicas y solares. 

“Un número de MW disponibles requeriría estudios al detalle, partir las áreas y hacer simulaciones de despacho en lugar de estudios eléctricos, donde uno simula el nuevo parque generador posible con distintas probabilidades de curtailment, con el fin de conocer cuál es la película asociada a un análisis detallado que tenga todas las condiciones operativas”, explicó Nicolás Pérez. 

Además, sostuvo que el nuevo valor adjudicable en los diversos PDI para futuras rondas del MATER no sólo se relaciona al nuevo concepto de prioridad de despacho, sino también con la figura introducida por la resolución 360/2023 denominada “Prioridad de Despacho por Ampliaciones Asociadas a Proyectos MATER”. 

“La misma permitiría que la prioridad de despacho sobre la capacidad de transporte incremental sea reservada para los proyectos de generación renovable que desarrollen esas obras a su propio costo, las que podrían incluir no sólo nuevas líneas o estaciones transformadoras. sino también equipamiento de regulación de tensión, dado que el control de tensión es un factor sensible para la determinación de las capacidades disponibles en muchos PDI”, aludió. 

Aunque esa capacidad remanente que pudiera existir no implica que el país no deba destrabar los cuellos de botellas en el sistema de transmisión nacional, dado que la restricción podría mantenerse en caso de que se quisiera despachar toda esa potencia de forma simultánea. 

“No baja la necesidad de realizar obras, aunque sí disminuye la potencia instantánea que mirarán los inversionistas y desarrolladores de proyectos renovables, lo que ordenará sus números de retorno de inversión, considerando el curtailment del 92% en este caso”, concluyó el consultor de Sistemas de Potencia del Grupo Mercado Energéticos Consultores. 

La entrada ¿Cómo impacta la nueva prioridad de despacho Referencial A del MATER en Argentina? se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la generación distribuida en México trepó a niveles récord en el 2022 de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares

De esta forma, los créditos y programas para instalar paneles solares en México han experimentado un crecimiento significativo en los últimos años y se han establecido alianzas con instituciones financieras y programas específicos para promover el uso de energías renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Borja Rodríguez López-Palacios, director de Negocios de Serfimex Capital destaca las alianzas estratégicas que ha suscrito la firma para el otorgamiento de créditos a pymes y cuáles son las expectativas a corto plazo

¿Cuáles son las novedades de la firma?

Hoy estamos impulsando cada vez más convenios con distribuidores de paneles solares en toda la república mexicana, convirtiendo a Serfimex en el brazo financiero necesario para impulsar proyectos productivos en energías renovables. 

En línea con este propósito, por medio del fondo EMF Microfinance de Enabling Qapital Ltd. (EQ), Serfimex Capital, firmó un acuerdo de financiamiento con el cual obtuvo una primera línea de fondeo de 5 millones de dólares para respaldar las operaciones de las empresas Pymes del sector fotovoltaico mexicano.  

Este acuerdo es un paso relevante en nuestras líneas de fondeo, abriendo una nueva etapa en la que la compañía saldrá al mercado internacional en busca de mayor financiamiento. 

La adecuada colocación de esta primera línea de crédito impulsará una mayor confianza depositada en nosotros por parte de los fondos de inversión en el extranjero y nos dará pie a buscar nuevos aliados que vean el potencial de México y la fortaleza financiera de nuestra institución.

En lo particular el fondeo de Enabling Qapital comparte muchos objetivos en común con la financiera, destacando la meta de generar una mayor inclusión financiera en economías emergentes como es México y una mayor inversión en energías limpias. 

Esperamos que esta nueva línea se coloque en su totalidad durante 2023 lo cual nos permitirá aumentar nuestra colocación y mantener una liquidez adecuada para cubrir todo tipo de proyectos que nuestros distribuidores de paneles solares nos propongan. 

¿Tras dicho convenio, qué expectativas tienen en el otorgamiento de créditos para paneles solares en el mercado mexicano para este año?

México tiene un gran potencial, hoy solo el 5.3% de la generación de energía eléctrica en el país se logra por energía solar contra el 71.4 % en energías fósiles. Los últimos datos muestran que el país generará hoy electricidad por 8 mil 203 mega watts por medio de la energía solar. 

El mercado sigue en expansión, hoy los costos de energía solar en México son competitivos contra las opciones de energías fósiles. Hemos visto una acelerada expansión de las energías cero emisiones impulsadas por la tendencia del nearshoring y seguridad energética.

Es importante resaltar que México cuenta con un gran potencial de generación de energías renovables, especialmente energía solar, ya que el país tiene una ubicación geográfica privilegiada, dentro de una de las zonas con mayor irradiación solar a nivel mundial. Cerca del 90% del territorio nacional presenta una irradiación solar que al día de hoy fluctúa entre 5 y 6 KWh por metro cuadrado. 

Dichas cifras posicionan a México como una de los cinco países con mejores niveles presentados a nivel mundial con una irradiación media anual de 6.36 kWh/m2 por día. Por esto consideramos que nuestra colocación se verá incrementada en un 100% durante 2023.

¿Qué planes de financiamiento o soluciones financieras son los más demandados por sus usuarios y por qué?

Serfimex Solar funge como una plataforma especialmente diseñada para financiar sistemas fotovoltaicos a través de distribuidores en México, con el objetivo de brindar mejores y más ágiles opciones de financiamiento.

Esta plataforma ha tenido una gran aceptación en el mercado ya que permite al distribuidor implementar proyectos de mayor tamaño que sin el financiamiento adecuado no serían factibles. Nuestro financiamiento va desde $500 mil pesos hasta medio MW y en plazos hasta de 72 meses.

La firma no está enfocada en proyectos residenciales como la mayoría de otros productos en México, en su lugar se buscó crear un producto a la medida para los sectores industriales, comerciales, hoteleros y hospitalarios, los cuales hoy no cuentan con un financiamiento de nicho que les ayudará a solventar de forma adecuada y a la medida estas inversiones.

Los pagos del financiamiento para el cliente final serán similares o inferiores al ahorro generado por los sistemas fotovoltaicos.

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Si bien el avance de la energía solar en Ecuador todavía está en etapas iniciales, hay un gran potencial de expansión por su ubicación geográfica privilegiada y el bajo costo de las energías limpias.

Esto ha llevado a un aumento en la instalación de sistemas solares fotovoltaicos en hogares, empresas y proyectos a gran escala en los últimos años en el país.

Bajo esta premisa, Paulo Peña, fundador Advice Energy, la empresa dedicada a proyectos de generación de electricidad por medio de sistemas fotovoltaicos, analiza el mercado de la energía solar en el país y expone sus objetivos en el corto plazo, en conversaciones con Energía Estratégica.

“Afortunadamente el mercado de autoconsumo nos ha dado mucho trabajo. A pesar de la incertidumbre política, el inicio de este año ha sido favorable porque cerramos contratos importantes. Este 2023, instalaremos cerca de 1.5 megavatios en cubierta, en diferentes proyectos en Ecuador, principalmente en Quito”, revela.

“Estos proyectos son tan buenos, que incluso con el alto porcentaje de subsidio que tenemos, son rentables para las empresas en los 25 años que van a tener de vida útil”, agrega. 

La empresa que inició en 2012, está enfocada a brindar evaluaciones de consumo energético, propone desarrollos de eficiencia energética y ahorros de energía y construye proyectos de generación de electricidad para autoconsumo.

Crecimiento de la energía solar en el país

Según su vasta experiencia en el mercado, Peña afirma que el ritmo de cotizaciones con respecto a años anteriores ha crecido exponencialmente en el país.

 “Al año 2019 se tenía ya pedido cerca de 1.800 kW en proyectos pequeños; al 2020 771 kW y al 2021 570 kW. En 2022 se dio un salto importante ya que en el país se aprobaron 11.000 kW, o sea 11 MW”, indica.

“Esos números muestran cómo está creciendo el mercado tras la pandemia ya que el año pasado se multiplicó por 20 la demanda de estos proyectos”, añade .

Marco regulatorio

No obstante, para el experto, si bien Ecuador ha dado pasos importantes para impulsar el autoconsumo, el marco regulatorio tiene que modernizarse aún más.

“Actualmente, tenemos un marco que ha servido para que las regulaciones brinden lo necesario al esquema actual. Se tiene que modernizar pensando en seguridad energética, cambio climático y transparencia, porque Ecuador tiene un alto porcentaje de subsidio en los rubros de la tarifa eléctrica”, asevera.

De acuerdo al especialista, la transición energética debe empezar ahora, para que dentro de los 20 o 30 próximos años, el país esté preparado .

En línea con estos objetivos, Peña enfatiza: “La generación distribuida entre privados es una solución importante. Debemos trabajar ya de forma decidida en la regulación para crear el mercado regional”.

“La regulación tiene que promover los PPAS. La intención debería ser que no se tenga que pasar por muchísimos trámites para obtener un permiso. Se debería permitir que se haga el negocio entre privados de manera más ágil”, concluye.

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