A pocos días desde que se conocieron los 204 proyectos que compiten en la licitación RenMDI, la Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe lanzó una nueva convocatoria para proyectos renovables. 

Puntualmente, se trata para el abastecimiento de energía eléctrica generada a partir de cuatro parques solares fotovoltaicos, ubicados en zonas pertenecientes o aledañas a las localidades de Arrufó, Firmat, San Guillermo y San Javier.

Y se retomará un modelo similar a lo que fue el Generfe, ya que la potencia requerida total a adjudicar es de 20 MW, repartidos entre pequeñas centrales de 5 MW de capacidad en cada una de las localidades previamente mencionadas, conectadas a líneas  de transmisión de 33 KV. 

En tanto que el abastecimiento de energía eléctrica renovable tendrá un plazo de 20 años contados a partir de la fecha de habilitación comercial, la cual no deberá ser mayor a 24 meses desde la adjudicación de la oferta. 

Para esta licitación pública Nº 7210000000 (Expediente Nº 1-2023-1094074), la provincia de Santa Fe destinó un presupuesto de $13.466.735.449,57 (IVA incluido), que son aproximadamente USD 62.235.000 al tipo de cambio oficial. 

“El objetivo principal es potenciar la infraestructura, reducir costos, contribuir a mitigar el cambio climático a partir de la sustitución de combustibles fósiles y desarrollar una innovadora cadena de valor dentro del territorio provincial”, habían explicado desde el gobierno santafesino en pasadas conversaciones con Energía Estratégica.  

Bajo ese contexto, los oferentes deberán presentar una garantía de oferta constituida, como mínimo, por el equivalente al 1 % del valor del presupuesto oficial, o del monto del o los rubros en que se divida el mismo para el caso de aquellos oferentes que no coticen todos los lotes (impuestos incluidos). 

Asimismo, cabe destacar que presentación de oferta “lleva implícita la obligación de mantenerla válida” por un plazo mínimo 60 días contados desde la fecha de apertura de sobres A de la licitación. 

El plazo para presentar proyectos es el lunes 29 de mayo, y un día más tarde, el martes 30/5, a las 10 horas, se realizará la apertura de sobres A, tanto de forma presencial en la sede de EPE (Avda. Francisco Miguens 260 – Dique II Puerto de Santa Fe) como también de manera virtual. 

Aunque se podrán realizar consultas hasta (7) días hábiles antes de la fecha fijada para la apertura de sobres, debiendo la EPE expedirse al respecto con al menos cuarenta y ocho (48) horas de anticipación a la mencionada fecha.

Mientras que la apertura de ofertas económicas está prevista para el jueves 6 de julio. Una vez transcurra ese hecho, se evaluarán tales propuestas hasta el 14 de dicho mes, y una semana después comenzará el proceso de adjudicación de los proyectos ganadores. 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) dio a conocer una nueva propuesta para reformar el mercado eléctrico mayorista de Chile a corto plazo y así analizar cómo incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en su matriz. 

La entidad lanzó una licitación internacional para la elaboración de un estudio que permita diseñar un MEM de energía en base a ofertas, que incluya tanto energía como servicios complementarios y, “si se requiere”, un mercado de capacidad, con el fin de “asegurar” una transición energética “eficiente, segura y confiable”. 

“Se requiere un cambio sustancial en la forma de planificar y operar la red y la manera en que se desarrolla el mercado eléctrico. Una reforma al mercado energético para contar con un sistema remunerativo y los incentivos adecuados para hacer frente a los desafíos de la transición”, explicaron desde el Coordinador. 

“A través de esta convocatoria, se prevé realizar un benchmark internacional, priorizando las normas ISO de Estados Unidos o Canadá y los modelos de ofertas existentes, con énfasis en cómo integrar medios de almacenamiento, energías renovables, recursos distribuidos y demanda, identificando dificultades y propuesta de solución junto con reformas futuras a la estructura de dichos mercados”, complementó Paulo Oyanedel, director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del CEN. 

Además, se pretende identificar un modelo de mercado de ofertas que se pueda adoptar a la realidad de Chile, considerando ventajas y desventajas con respecto al mercado de corto plazo vigente. 

De igual manera, el estudio deberá contar con estimaciones de horizonte en cada caso y, a partir de ello, establecer una serie de hitos a cumplir desde la actualidad hasta el 2030 que acompañen las metas de carbono neutralidad asumidas por el país tanto a nivel local como internacional,

“La idea es que se pueda conversar y tomar la opinión de los diversos stakeholders que tiene el CEN para efectos de considerar al consultor al momento del desarrollo del reporte”, sostuvo Paulo Oyanedel durante una conferencia de prensa.

¿Qué plazos se proyectan? 

Es importante destacar que es una licitación por invitación, y se propone un tope máximo de 5 meses para la concreción del estudio en cuestión, por lo que desde la entidad y desde el gobierno chileno esperan que esté listo a fin de año, “a más tardar”. 

“También cabe aclarar que estamos en un estado inicial y la idea es ver hasta dónde llegamos”, agregó el director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador Eléctrico Nacional de Chile. 

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A pesar del potencial que tiene México para la producción de hidrogeno verde, TÜV Rheinland la empresa europea especializada en calidad, seguridad y sustentabilidad aplicada en diferentes sectores alerta que México se encuentra retrasado 15 años en la industria de hidrógeno verde frente a países como Alemania y EUA.

En este marco, México debe ser parte, no sólo como productor sino como generador de normativas apropiadas al mercado e incentivador de las certificaciones para que el país pueda convertirse en un líder regional en energía limpia.

En conversaciones con Energía Estratégica, Danae Díaz, Gerente de Servicios Ambientales y Energía de TÜV Rheinland México destaca: “Cada vez más cobra relevancia la producción de hidrógeno verde como alternativa y específicamente en México es fundamental fortalecer el mercado de este combustible”. 

“Estamos en el momento perfecto para avanzar hacia esa transformación; ya que se estima que para el 2030 en México la producción de hidrógeno verde podría tener costos inferiores hasta un 64% frente a otros países que no tienen el mismo potencial energético”, agrega.

Según la especialista, la industria podría tener inversiones de aproximadamente 60 mil millones de dólares y generar alrededor de tres millones de empleos lo cual facilitaría la comercialización interna y su exportación a los países vecinos como Estados Unidos.

Los retos que enfrenta el sector

No obstante, desde la empresa experta en certificaciones para hidrógeno verde alertan los grandes desafíos que enfrenta el sector para impulsar este vector energético.

“Una de las complicaciones que están atravesando las empresas es la demora en la entrega de electrolizadores. La demanda ha crecido tanto y sumado al desorden que generó la pandemia se está tardando 8 meses en obtener los equipos. Desafortunadamente, eso retrasa los procesos de certificaciones”, explica.

A su vez, el costo de producir hidrógeno verde sigue siendo alto, ya que de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, se estima que cada kilo de hidrógeno verde cuesta entre tres y siete dólares, mientras que el hidrógeno azul (proveniente del gas natural), va de 1.5 a 2.9 dólares y el marrón (extraído del petróleo) oscila entre 1.2 y 2.2 dólares.  No obstante, es el Hidrógeno Verde el que cuenta con mayor demanda en mercados europeos por lo que vale la pena producirlo.

Díaz cree que es fundamental que se aborden los desafíos sobre normatividad y certificación que se requieren para sentar las bases de esta industria, con el objetivo de incentivar la competitividad y posicionar al país como un productor de combustibles con bajo impacto ambiental.

Si bien se presentó un proyecto de decreto para impulsar el mercado del hidrógeno verde en el país, el cual busca crear, instrumentar y promover un programa nacional de uso de este combustible, no se debe olvidar que en caso de ser aprobado, la política nacional respecto a la utilización será planteada seis meses después, así que habría que retomar casos de éxito de otros países para tomar las mejores prácticas e implementarlas en México, considerando los aspectos sociales, económicos y medioambientales del país.

“Se trata de tomar como referencia los aprendizajes y acciones que han tenido en otras latitudes sin copiar su metodología, ya que de lo contrario se limitaría la industria en México y se desarrollarían otros desafíos a largo plazo que provocan un bache en el crecimiento de este combustible“, enfatiza la experta.

En tanto al reto de incentivar la certificación para las empresas, explica: “En TÜV Rheinland generamos un estándar denominado ‘TÜV Rheinland standard H2.21 Renewable and Low-Carbon Hydrogen Fuels‘, el cual fue aprobado tanto por la Comunidad Europea como por la entidad acreditadora alemana DAKKs”.

“Este estándar, cuya nueva versión se aplica a partir de este año, es una base para que las empresas puedan demostrar, por medio de una verificación, el cumplimiento de requisitos para poder comercializar el hidrógeno producido como „Renovable“ o como de „Bajo Carbono“ y sus denominaciones Verde“ o „Azul“ dependiendo de sus caracteristicas, asi como usar este estándar para otros gases como Amonia con la posibilidad de obtener la misma certificación“, añade.

Esta certificación, que tiene una vigencia de tres años, considera nuevos límites de emisiones y su ámbito de aplicación aumenta a los derivados del hidrógeno (por ejemplo, amoníaco, metano y metanol); asimismo, ayuda a las empresas productoras de hidrógeno verde a comercializarlo, ya que pueden brindar la certeza a sus clientes de que el combustible fue generado realmente a través de fuentes renovables de energía.

“El gran obstáculo sobre la certificación es que se realiza de manera voluntaria, es decir, las empresas productoras no están obligadas a realizarla, ni las compañías compradoras están acostumbradas a solicitarla a sus proveedores; por lo que se requiere reforzar el compromiso ambiental y económico que tienen las diferentes industrias para que la voluntad se convierta en una responsabilidad adquirida con mayor frecuencia“, enfatiza Danae Díaz.

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Un informe recientemente publicado por Solarbe, recabando información hasta el 28 de abril, señala que JinkoSolar lideró el mercado global de paneles fotovoltaicos en el primer trimestre, superando a «JA, Trina, Longi y otros vendedores principales» (Solarbe, 2023).

JinkoSolar entregó 13.04 GW de paneles solares en el primer trimestre de 2023, entre los cuales casi el 50% son paneles N-type Tiger Neo, la mayoría de todas las marcas de paneles solares.

Esto representa un crecimiento del 72,7% en comparación con el primer trimestre de 2022. Y este impresionante rendimiento convierte a JinkoSolar en el número 1 en envíos globales y en la cima del mercado premium N-type, impulsado en gran parte por el éxito de sus paneles Tiger Neo.

Los paneles N-type Tiger Neo de JinkoSolar, incluida su serie N-type BIPV, están expertamente desarrollados e ingenierizados para el rendimiento de generación de energía y la confiabilidad mejorada.

Características como una eficiencia y potencia nominal más altas, un factor bifacial más alto, un coeficiente de temperatura más bajo, una degradación más baja, especialmente la degradación inducida por la luz y LeTID, y un rendimiento mejorado en condiciones de poca luz han sido elogiadas por los clientes.

De hecho, los paneles N-type Tiger Neo de JinkoSolar han impresionado a los expertos de la industria con la generación de datos reales recopilados de una serie de proyectos desplegados y conectados.

Este año, JinkoSolar está llevando su serie Tiger Neo al siguiente nivel con características mejoradas para liderar el mercado N-type. Viene con la eficiencia de panel más alta de hasta el 23.23%, potencia máxima de 625Wp, coeficiente de temperatura inferior al 0.29 %/°C y factor bifacial del 80±5%. El Tiger Neo de JinkoSolar continuó liderando el mercado global de los paneles N-type más vendidos.

«No es sorprendente que JinkoSolar ocupe ese lugar tan alto», dijo Dany Qian, vicepresidente de JinkoSolar.

Y remató: «La marca, a pesar de toda la feroz competencia y los recién llegados agresivos, todavía impulsa y lidera el avance técnico y ocupa el primer lugar en el mercado premium N-type TOPCon. Gran parte de esa fortaleza proviene de la serie Tiger Neo, que representa casi el 50% de nuestras ventas totales por primera vez en el primer trimestre».

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En conversaciones con Energía Estratégica, Jose Adolfo Rojas Álvarez, presidente de AEDIVE-PERU, Asociación de Emprendedores para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico en dicho país, habló de la necesidad de bajar los impuestos para poder competir con el resto de los países de la región.

“Estamos batallando: a la fecha se han presentado 16 proyectos de ley de los cuales la Asociación ha apoyado solo tres, pero no logramos que el Congreso de la República apruebe ninguno”, explica.

“Necesitamos incentivos y una reducción del Impuesto General a las Ventas (IGV) que representa el 18%; del arancel que es el 6% y del impuesto al patrimonio vehicular que es el 1%, entre otras medidas”, agrega.

Según el experto es menester que el Gobierno reduzca estos impuestos, ya que el mayor recaudo de energía va a contrarrestar esa falta de ingresos.

Con este propósito, Rojas asegura que hay que presionar a las instituciones competentes como el Ministerio de Transporte y Comunicaciones, el Ministerio de Ambiente y el Ministerio de Energía y Minas para que se puedan cumplir los compromisos al 2030 en materia del cambio climático.

En tanto los dos proyectos de ley que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas, los califica como poco efectivos.  Asegura que son bastante genéricos y no “piden los incentivos tributarios”, los cuales venían exigiendo desde hace años.

Situación del mercado de los vehículos eléctricos peruano

Rojas Alvarez revela que el año pasado cerraron con 2680 vehículos de los cuales el 90% son vehículos híbridos solamente, el 5% híbridos enchufables y el otro 5 % puramente eléctricos.

En el primer trimestre de este año tienen 47 vehículos 100% eléctricos, por lo que, de acuerdo al especialista solo se vende en promedio un vehículo 100% eléctrico cada dos días.

A su vez, destaca: “Sacamos un consolidado de 300 vehículos con valores promedio que van desde los 20 mil dólares hasta los 100 mil dólares. El costo de un vehículo promedio en Perú róndela ahora los 35 mil dólares, por lo que todavía es un costo bastante alto para el ingreso promedio de los peruanos”.

Fuerte diferencia con los países latinoamericanos

Para el referente del sector, debido a la alta carga impositiva y la falta de incentivos en Perú, el costo de los vehículos eléctricos es muy alto, a diferencia de otros países de la región.

“Una misma camioneta eléctrica en Ecuador cuesta 42 mil dólares y en Perú 57 mil dólares. Hay una gran desventaja. Con incentivos la situación cambiaría rotundamente. El país tiene que pasar de tener 300 a 1500 por lo menos en el próximo año. La ciudad boliviana de Cochabamba tiene más vehículos 100% eléctricos que todo Perú, tiene más de 450 y nosotros bordeamos los 300 en más de 3 años”, compara.

A su vez, advierte que Colombia se puso metas muy agresivas para poder incrementar el número de sus vehículos y buses eléctricos y es uno de los líderes, por debajo de Brasil y México.

“Si Perú cerró en 2680 entre híbridos, híbridos enchufables y 100% eléctricos, Colombia está cerrando con 30 mil vehículos por año sumando las tres mismas tecnologías. Hay una diferencia enorme entre los países que otorgan incentivos y los que no”, reitera.

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Enphase Energy, Inc.(NASDAQ: ENPH), una compañía global de tecnología de energía y el proveedor líder en el mundo de sistemas solares y de batería basados en microinversores, anunció hoy que los instaladores de productos Enphase en México han visto un creciente despliegue de sistemas de energía solar residenciales impulsados por los microinversores IQ8.

Los microinversores IQ8 son los microinversores más inteligentes y potentes de Enphase hasta ahora, y están diseñados para coincidir con la última generación de módulos solares de alta producción, ofreciendo una superior fiabilidad, seguridad y calidad para sistemas solares residenciales. La familia de productos IQ8 ofrecidos en México incluye IQ8+, IQ8A y IQ8H, que cuentan con una potencia pico de salida de corriente alterna de 300 W, 366 W y 384 W, respectivamente.

«La arquitectura distribuida de Enphase nos permite personalizar cada instalación para satisfacer mejor las necesidades de nuestros clientes», dijo Francisco Bauza, gerente de proyecto de Grupo Bawer. «Además, los potentes microinversores IQ8 de Enphase pueden respaldar proyectos de diferentes tamaños, desde negocios hasta hogares unifamiliares, para proporcionar una mayor independencia energética».

«Estamos ayudando a las personas a maximizar el valor de la energía limpia gracias al sistema de energía basado en IQ8 de Enphase», dijo Roger Sherman, propietario de Ecocentro Solar SA de CV. «La tecnología de microinversores de Enphase es fácil de instalar y mantener, lo que nos ahorra tiempo y recursos en cada proyecto y brinda una experiencia superior al cliente».

«Apreciamos la dedicación de Enphase a la seguridad y calidad, y los microinversores IQ8 son una prueba de sus altos estándares», dijo Gilberto Sánchez, CEO de Sanba Energía. «Los microinversores IQ8 son más confiables, seguros y ofrecen un valor excepcional en comparación con otras soluciones en el mercado».

Los sistemas de microinversores de Enphase se integran con el IQ™Puerta, que se puede conectar a Internet para permitir actualizaciones inalámbricas y conectarse a la plataforma de monitoreo de la aplicación Enphase® . IQ Gateway e IQ Microinverters hacen que el monitoreo y análisis de la energía por panel y los conocimientos para operaciones y mantenimiento sean simples para los propietarios de viviendas.

«Estamos orgullosos de ofrecer sistemas solares basados en IQ8 a los propietarios de viviendas en México, ya que ofrecen una seguridad, durabilidad y confiabilidad incomparables», dijo Mauricio Llovera, CEO de Inversol. «A medida que crece nuestra base de clientes, el diseño de IQ8 proporciona un proceso de instalación más simple y rápido para que nuestro equipo pueda implementar rápidamente despliegues en Nuevo León».

«Desde el lanzamiento de Enphase Installer Network en México hace casi dos años, seguimos sirviendo a la creciente base de clientes en esta región», dijo Ken Fong, vicepresidente de ventas de América del Norte en Enphase Energy. “Estamos ampliando el suministro de los revolucionarios microinversores IQ8 para que los instaladores de productos Enphase tengan acceso continuo a la mejor calidad para sus clientes”.

Enphase también inauguró recientemente un nuevo centro de capacitación de última generación en Querétaro, México, para proporcionar programas de capacitación y educación continua para los distribuidores e instaladores de productos de Enphase en todo México. Los entrenamientos comenzarán el 11 de mayo de 2023 y seguirá ofreciéndose cada jueves en el futuro. Para inscribirse en las capacitaciones, visite el Universidad de Enfase.

Acerca de Enphase Energy, Inc.

Enphase Energy, una empresa mundial de tecnología energética con sede enFremont, California, es el proveedor líder mundial de sistemas solares y de baterías basados ​​en microinversores que permiten a las personas aprovechar el sol para producir, usar, ahorrar y vender su propia energía, y controlarlo todo con una aplicación móvil inteligente. 

La compañía revolucionó la industria solar con su tecnología basada en microinversores y crea soluciones solares, de batería y de software todo en uno. Enphase ha enviado aproximadamente 63 millones de microinversores y se han implementado aproximadamente 3,3 millones de sistemas basados ​​en Enphase en más de 145 países. Para obtener más información, visite https://www.enphase.com y siga a la empresa en Facebook , LinkedIn y Twitter .

© 2023Enphase Energy, Inc.Reservados todos los derechos. Enphase, el logotipo «e», la aplicación Enphase, IQ8, IQ8+, IQ8A, IQ8H, IQ Gateway y algunos otros nombres y marcas son marcas comerciales deEnphase Energy, Inc.Otros nombres tienen fines informativos y pueden ser marcas comerciales de sus respectivos propietarios.

Declaraciones prospectivas

Este comunicado de prensa puede contener declaraciones prospectivas, incluidas declaraciones relacionadas con las capacidades y el rendimiento esperados de la tecnología y los productos de Enphase Energy, incluida la seguridad, la calidad y la confiabilidad; la disponibilidad y adopción en el mercado de los productos de Enphase enMéxico; crecimiento en los despliegues de sistemas de energía solar residencial alimentados por microinversores IQ8 enMéxico. Estas declaraciones prospectivas se basan en las expectativas actuales de Enphase e inherentemente implican riesgos e incertidumbres significativos.

Los resultados reales y el momento de los eventos podrían diferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones prospectivas como resultado de ciertos riesgos e incertidumbres, incluidos los riesgos descritos con más detalle en el Informe trimestral presentado más recientemente por Enphase en el Formulario 10-Q para el trimestre terminó31 de diciembre de 2022, su Informe Anual en el Formulario 10-K para el año finalizado31 de diciembre de 2022y otros documentos en los archivos delSEGUNDOperiódicamente, que están disponibles en el sitio web de la SEC en https://www.sec.gov/ . 

Enphase no asume ningún deber ni obligación de actualizar las declaraciones prospectivas contenidas en este comunicado como resultado de nueva información, eventos futuros o cambios en sus expectativas, excepto según lo exija la ley.

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Schneider Electric comenzó el segundo trimestre de 2023 con importantes anuncios en materia de sostenibilidad tras dar a conocer que su Planta Santiago recibió el estatus de filial Cero CO2, un logro que se traduce en la mitigación de más de mil toneladas de emisiones de este gas a la atmósfera, junto con el cumplimiento de una serie de requisitos que acreditan a la planta como emisora de cero toneladas de CO2 relacionadas con el consumo de energía y Hexafluoruro de azufre, o gas SF6, relacionado con la intensificación del efecto invernadero.

El estatus sigue un indicador interno, auditado por la consultora PWC, que reconoce unidades que utilizan 100% energía renovable, monitorean digitalmente todo su consumo eléctrico y no pierden SF6. Este se enmarca en el plan de sostenibilidad de la compañía, cuyo foco se basa en la mejora continua de parámetros ESG.

Plan que se suma a la estrategia global de Schneider Electric, que busca consolidar al menos 150 filiales de este tipo al 2025, contando 71 sucursales a nivel mundial y cuatro en América Latina a la fecha, incluyendo Chile como una de ellas.

“El cuidado por el medio ambiente siempre se ha ubicado en el ADN de la compañía. No por nada en 2021 fuimos elegidos como la empresa más sostenible del mundo por el prestigioso ranking Global 100 de Corporate Knights, estando dentro del top 5 durante 2022. Esto refleja que nos tomamos muy en serio el desafío de combatir el cambio climático a través del aporte que podemos hacer como empresa a todas las dimensiones del ESG. Un ejemplo muy concreto de esto es nuestra planta en Santiago, una de las más modernas y sostenibles del país, lo que queda demostrado con la certificación filial Cero CO2 que recibimos y que nos motiva a seguir por el mismo camino”, dijo Mario Velázquez, Country President de Schneider Electric en Chile.

La planta de la compañía, ubicada en la comuna de Quilicura, utilizó 230 toneladas de resinas plásticas recicladas en sus procesos productivos entre 2021 y 2022, logro que se acerca velozmente a la meta de alcanzar el uso de 240 Tn. para 2025.

Esto junto con incorporar otras acciones en línea con su compromiso por el medio ambiente, como la integración de transporte eléctrico en su logística y la reducción de su consumo energético en torno a su línea base, con la meta de alcanzar un 9% de eficiencia durante este año y así superar la cifra de 8.5% obtenida entre 2021 y 2022.

“Actualmente, la Planta Santiago es 100% limpia en materia energética gracias al convenio con Enel Chile, ya que la energía utilizada proviene de energías renovables. Además, se utiliza una gran cantidad de material reciclado en los distintos procesos que se llevan a cabo día a día, logrando superar 74 toneladas en 2022. Además, utilizamos nylon reciclado proveniente de redes de pesca recuperadas del sur del país para producir parte de los componentes del tomacorriente Génesis”, manifestó Carlos Rizik, jefe de Planta en Schneider Electric Chile.

La compañía además fue calificada como filial Waste to Resource en 2022 por su compromiso con el reciclaje y excelencia en la gestión de residuos. Hito que se enmarca al objetivo de la compañía por alcanzar 200 filiales de este tipo a nivel global, lo que se traduce en que al menos el 99% de los residuos generados sean reutilizados para no terminar depositados en vertederos. La empresa también tiene la meta apoyar a sus clientes en evitar 800 millones de toneladas métricas de CO2 al 2025. Esto, a través de sus soluciones de eficiencia energética, electrificación, automatización industrial y servicios de consultoría en energía y sostenibilidad.

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A principios de este año, la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan completó el 95% de las primeras naves de la fábrica de paneles solares y definió la modalidad de la instalación y pruebas a realizar para la línea de módulos fotovoltaicos. 

Y para este 2023, la entidad estaba por adquirir dos nuevas máquinas que le permitiría pasar de 71 MWp a 115 MWp de producción anual de paneles, desde la puesta en marcha prevista para el tercer trimestre del corriente año. 

Sin embargo, Juan Carlos Caparrós, presidente de EPSE, reconoció que a pesar de tener casi todo el equipamiento, aún encuentran ciertas trabas para continuar las obras necesarias para iniciar la operación. 

“Es una fábrica que tenemos como proyecto producir inicialmente 70 MW anuales y alcanzar 350 MW en cinco años, pero estamos con algunas dificultades para seguir avanzando, como por ejemplo la conversión del dólar y la importación de ciertos insumos requeridos”, aseguró durante un evento. 

Una vez se complete esa faceta y la fábrica comience a funcionar, el modelo y circuito del negocio comenzará con la compra de celdas fotovoltaicas, la elaboración de los paneles solares y su posterior derivación a parques para seguir generando energía renovable. 

Pero a ello se debe agregar que desde la Empresa Provincial Sociedad del Estado está en la búsqueda de financiamiento para producir sus propias celdas, considerando que potencial minero del silicio y que la provincia posee licencia para su explotación. 

Y cabe recordar que con los propios módulos FV que se fabriquen, se pretende construir una planta solar de 350 MW de capacidad, a través de etapas de 70 MW durante cinco años hasta alcanzar la totalidad de la potencia. 

Relación con el sector minero

Más allá de la propia extracción del silicio, desde EPSE proyectan lograr una mayor vinculación con la industria minera, que cada vez se interesa más en utilizar energías renovables para abastecer su consumo, ya sea que se produzca en San Juan o que llegue a la provincia. 

Caparrós no fue ajeno a ello y señaló que existe un “potencial interesante” para realizar inversiones en territorio sanjuanino. Y una de las puntas de lanza para ello es la construcción de una línea de transmisión hacia el norte provincial que permita conectar más parques para el sector minero. 

“Está contemplado que para lograr una licitación para una línea de transmisión que va hacia el norte, la inversión sea reconocida como una regalía minera. Por lo que no sería un gasto para la provincia sino que sería una inversión que aporte fondos a la línea eléctrica, lo que nos daría la posibilidad de vincularnos en el norte y crecer en la materia”. 

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Esta semana, el Ministerio de Energía y Minas del Perú (MINEM) y Acciona suscribieron los contratos de concesión de dos proyectos eléctricos para suministrar energía en el centro del país por un valor de US$73 millones.

De esta forma, la  Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) por encargo del MINEM, adjudicó los proyectos: “Enlace 220 kV Ica – Poroma, ampliaciones y subestaciones asociadas” e “ITC Enlace 220 kV Cáclic – Jaén Norte, ampliaciones y subestaciones asociadas” que permitirán atender con eficiencia y calidad el continuo aumento de la demanda de energía eléctrica en los departamentos de Ica, Amazonas y Cajamarca.

A su vez, este año el MINEM tiene previsto adjudicar ocho proyectos eléctricos más por casi mil millones de dólares para acompañar el crecimiento económico del Perú.

Si bien se trata de una buena noticia, el presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), César Octavio Butrón Fernández, alerta:  “Aunque estos proyectos son necesarios y está muy bien que se hagan, vienen atrasados, corresponden a un plan de transmisión del 2020 y recién hoy se están licitando”. 

“Nos preocupa que esas líneas lleguen más tarde de lo que deberían. Hay temor que por esos retrasos empiecen a producirse condiciones desformadas como congestiones que provocan sobre costos y que eventualmente pueden producir hasta interrupciones de suministro”, agregó

Según Butrón, este retraso se dio porque el Ministerio de Economía y Finanzas de Perú tenía que dar una aprobación previa a PROINVERSIÓN para que pueda  lanzar la licitación. Esta aprobación tuvo lugar luego de 3 años y medio por exceso de controles.

En este sentido, el experto señala: “Este retraso es inaceptable y no tiene justificación porque, a excepción de la intervención por Ecuador, todos los proyectos de transmisión son idénticos en la parte administrativa y financiera, entonces no tendrían por qué hacerles tantos controles”.

De esta forma, aclara que provienen de un sistema de planificación que existe hace 15 años y que ha funcionado siempre con una metodología demostrable. 

La posibilidad de utilizar estas obras a futuro para proyectos renovables

Para Butrón, si todo nuestro plan de transmisión se ejecuta tal como se ha propuesto, no habrá limitaciones para inyecciones renovables.

“El sistema puede aceptar hasta 1400 MW más de energías renovables a futuro. La planificación del COES contempla los lugares donde hay potencial renovable, anticipa y propone que se instale suficiente transmisión para que haya suficiente capacidad”, destaca.

No obstante, anticipa que la única limitante es la disminución de demanda renovable que viene experimentando el país.

”El problema es si hay suficiente demanda para más renovables. La demanda no está creciendo tanto como acostumbraba. Perú solía crecer del 6 al 8 % anualmente y ahora en los últimos años ha aumentado alrededor del 4 %. El país viene de una época de más o menos unos 5 o 6 años con sobrecapacidad instalada de generación” , explica

De acuerdo al especialista, el consumo de las minas en el Perú es el 35 por ciento del total, es el principal driver del crecimiento. Como resultado de “políticas internas injustas”, el desarrollo de nuevos proyectos mineros “está totalmente paralizado y no hay nuevas inversiones”.

“Para revertir esta situación, hemos propuesto un cambio de ley y estamos en conversaciones con ellos para simplificar los requisitos que el Ministerio de Economía y Finanzas pide. Estamos en esa gestión en este momento, esperemos que acepten la abreviada para reducir estos plazos”, concluye. 

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Celsia, mediante sus empresas en Centroamérica, concretó un acuerdo con EnfraGen, para la venta de algunos de sus activos de generación en Panamá y Costa Rica:

Conjunto hidroeléctrico Dos Mares en Chiriquí (Panamá), con una capacidad de 119 MW.
Granjas solares: Divisa y Celsolar en Chiriquí (Panamá) de 19,7MW en conjunto.
La Planta Eólica Guanacaste (Costa Rica) de 49,5 MW de capacidad.

Con los recursos de la venta de estos activos, Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, continuará desplegando su estrategia enfocada en energías renovables, en especial solar y eólica en sus diferentes geografías, y buscará oportunidades para fortalecer el portafolio de gestión de activos y eficiencia energética en Panamá y en otros países de la región. El valor de la transacción asciende a USD 194 millones y el proceso de cierre deberá tomar alrededor de tres meses.

«Reorientamos nuestra estrategia de inversión en Panamá, Costa Rica y Honduras hacia la energía solar para clientes empresariales principalmente, y en la expansión de nuestro modelo de gestión de activos de transmisión y distribución, y soluciones de eficiencia energética. Nuestro foco será ofrecer un portafolio competitivo, flexible y que se ajuste a las necesidades de los clientes centroamericanos», afirmó Ricardo Sierra, Líder de Celsia.

Y justificó: «Por eso, decidimos vender parte de nuestros activos de generación a EnfraGen, una empresa que conocemos bien, que comparte nuestros valores y la forma de hacer las cosas. Con esta operación vamos a poder mejorar nuestra flexibilidad financiera y al hacerlo nuestros indicadores de rentabilidad mejoran sustancialmente. Es una rotación sana y que nos permitirá desarrollar una forma diferente de abordar la diversificación geográfica buscando el desarrollo de proyectos greenfield».

Así mismo, manifestó su reconocimiento a las personas que trabajan en estas operaciones y que seguirán haciéndolo para la nueva compañía: «no es fácil decirle hasta luego a un grupo de personas que han dado lo mejor para que estos activos estén en operación y le presten a Panamá y a Costa Rica un servicio de energía que hoy es referente. Nuestro reconocimiento, cariño y gratitud porque han desempeñado de manera sobresaliente sus roles, y eso es lo que hoy nos permite hacer una venta en las mejores condiciones para ellos y para la compañía».

Esta transacción le permitirá además a Celsia:

Fortalecer su posición de liquidez.
Mejorar la rentabilidad sobre el capital invertido (ROCE) que pasaría de 14,8% a 18,8%, a pesar de que tendría una reducción en ebitda de $222,000 millones (Según resultados del 2022).
Reducir la deuda consolidada a $4,7 billones (17% menos frente a diciembre 2022), lo cual permitirá disminuir el gasto financiero en $69 mil millones (11% menos).
Pasar de 3,02 veces a 2,44 veces el indicador deuda neta sobre ebitda, que, sumado a una duración de la deuda cercana a 6 años, habilita una excelente posición para los retos y oportunidades del futuro.
Aportar recursos para la readquisición de acciones de Celsia S.A. y otros usos que disponga la Junta Directiva.

Hoy en día Celsia atiende a un número importante de clientes en la región centroamericana, con soluciones fotovoltaicas para empresas y hogares, y más de 34 MW instalados, que representan 45 GWh al año. Con los proyectos que actualmente están en ejecución sumará 55 MW al cierre de 2023 y prevé tener instalados 200 MW para 2026. Además, la compañía continúa operando la capacidad del Complejo Térmico Colón en Panamá, que presta servicio de respaldo al sistema.

Por su parte, EnfraGen es una compañía privada que opera proyectos de energías renovables y de estabilidad de red en Latinoamérica. Cuenta con una trayectoria sólida y con valores corporativos alineados a los de Celsia. En Latinoamérica tiene una presencia destacada en el sector energético, en particular en los mercados de generación de energía eléctrica en países como Colombia, Chile y Panamá.

Para la transacción contó con la asesoría de Banca de Inversión Bancolombia S.A. Corporación Financiera como asesor financiero, Skadden, Arps, Slate, Meagher & Flom LLP como asesor legal en Nueva York, Alcogal como asesor legal en Panamá y BLP como asesor legal en Costa Rica.

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El Caribe se prepara para el inicio de una nueva temporada de huracanes que podrían impactar sobre las costas de las islas del Atlántico entre el 1 de junio y el 30 de noviembre de este año 2023.

En este periodo, investigadores de la Universidad de Colorado pronosticaron el desarrollo de 13 tormentas con nombre, seis huracanes y dos huracanes mayores (ver más).

Estos fenómenos climáticos, si bien están ligeramente por debajo del promedio de años precedentes, siguen encendiendo una alerta en el Caribe para prepararse debidamente ante estos fenómenos climáticos en el Atlántico.

A un mes del inicio de aquella temporada en el Caribe, Energía Estratégica invitó a su ciclo de entrevistas “Protagonistas” a Angel Zayas, fundador de AZ Engineering, para repasar algunos reglamentos y buenas prácticas para la instalación de sistemas de energía solar frente a condiciones climáticas adversas.

“En este tiempo es cuando más instalaciones ocurren”, aseguró Zayas. 

En lo que respecta a fincas solares, el periodo de enero a junio sería el ideal para lograr el mayor grado de avances de construcción en terreno y así evitar tener que enfrentar las particularidades estacionales de lluvias constante y probabilidades de tormentas tropicales o hasta huracanes.

En generación distribuida, el periodo se extendería unos meses más hasta julio y agosto, dado que se podría hacer una instalación más controlada cuando no se esté expuesto a eventos críticos que pudieran complicar la seguridad.

De allí la importancia de reforzar algunos conceptos clave y compartir las lecciones aprendidas para la instalación de sistemas de energía solar en estas épocas.

Por ejemplo, las particularidades del Reglamento 7796 para la certificación de sistemas de energía renovable fue uno de los principales puntos que se analizaron durante la entrevista, ya que detalla una serie de requisitos para el registro y certificación de instaladores, requisitos para la certificación de equipos y determinados parámetros para los diseños de nuevos sistemas (ver más).

¿Cuánta resistencia a cargas mecánicas se recomiendan en paneles solares para soportar las presiones que generan altos niveles de viento? ¿Qué recaudos principales se deben tener para la elección de estructuras de fijación o trackers? Fueron algunas de las preguntas que respondió el referente de AZ Engineering que acumula más de 20 años de experiencia en el diseño eléctrico y más de 12 años en ingeniería completa para sistemas de energía solar en techo, estacionamientos, microrredes y en terreno.

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Elbia Gannoum, vicepresidenta de Global Wind Energy Council (GWEC) y presidenta ejecutiva de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), tomó posesión de un asiento en el Consejo de Desarrollo Económico Social Sostenible (CDESS), también conocido como «Consejo de Lula». 

Elbia fue invitada por el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, para representar al sector energético dentro del Consejo, el cual fue lanzado originalmente durante el primer gobierno de Lula y que desde aquel entonces reunió a representantes de diferentes ambientes nacionales para sugerir medidas destinadas al desarrollo del país. 

“Con alegría y mucha energía me presento ante el CDESS que promete cambiar el rumbo de las políticas públicas en Brasil. Sigo dispuesta y lista para contribuir no sólo con ideas que visualicen el desarrollo de soluciones energéticas en el país, sino también que puedan estructurar el marco para el desarrollo industrial bajo en carbono”, aseguró Gannoum a través de sus redes sociales. 

“Espero poder contribuir y que este Consejo logre sus objetivos de ayudar a Brasil a crecer nuevamente, generando empleos e ingresos en los más diversos estratos de la sociedad con sostenibilidad ambiental y social. Que la diversidad representativa refleje las aspiraciones de todo el país y seamos capaces de demostrar que las diferencias, cuando juntas, son aún más fuertes y pueden transformar vidas para mejor”, agregó. 

ABEEólica trabaja para tener la primera licitación de energía eólica offshore en el segundo semestre del año

Cabe recordar que Lula da Silva marcó a la sustentabilidad como una de sus premisas de campaña electoral; mientras que una vez elegido en octubre del 2022, tomó una posición fuerte en la agenda de cambio climático y transición energética. 

Incluso, durante su programa de gobierno, el petista  planteó una serie de promesas para vigilar el sector energético del país, que van ‘brasilizar’ los precios de los combustibles hasta reducir las emisiones en la matriz. Hecho que ratificó días atrás en una conferencia en Portugal. 

Sin más control sobre Eletrobras, Lula prevé hacer de la semi-estatal Petrobras una empresa energética integrada, retomando inversiones en fertilizantes, biocombustibles y energías renovables, áreas en las que la empresa vendió sus activos en los últimos cinco años. Y las inversiones en energía eólica marina e hidrógeno son posibilidades que está evaluando la compañía.

“Su discurso de toma de posesión y el hecho de que el tema sea transversal a 19 ministerios demuestran el compromiso del gobierno con el tema. Lo cual es una visión acertada y estratégica, ya que Brasil es el país que tiene mayor potencial para obtener beneficios de la transición energética dada la riqueza de su biodiversidad y recursos energéticos renovables”, opinó Elbia Gannoum en diálogo con Energía Estratégica.

¿Cómo puede evolucionar la energía eólica en los próximos años? 

Brasil ocupa el sexto lugar del ranking global de capacidad eólica onshore instalada, con 24,13 GW en más de 9770 aerogeneradores de 869 parques de generación, operativos en 12 entidades federativas del país. 

Pero tras las últimas subastas de nueva energía (centrales a instalarse entre 2026 y 2028) y la llegada del petista a la presidencia, se espera una alza de inversiones y de proyectos en operación comercial. 

“El crecimiento de las renovables será virtuoso durante los próximos 10 a 20 años, ya que son fuentes competitivas y abundantes en el país. Y con el compromiso del gobierno de Lula con esta agenda, este crecimiento podría ser aún mayor y apalancar el crecimiento de la economía brasileña. Permitiendo el aumento de los ingresos y la riqueza del país y la reducción de la desigualdad social”, manifestó la nueva asesora del Consejo de Desarrollo Económico Social Sostenible.

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LONGi, la empresa líder mundial en tecnología solar, realizó a través de ASOFER (Asociación para el Fomento de las Energías Renovables) y de Fundación Sostenibilidad 3Rs, una donación de 5,5kWp de módulos Hi-MO 5m al Politécnico Gloria María Calcaño, con el fin de mejorar y potencializar el uso de la tecnología en el aprendizaje de las y los 326 estudiantes y 21 docentes, mediante la instalación de un sistema fotovoltaico en el plantel.

La escuela está situada en el municipio de Sánchez, provincia Samaná, y presenta algunos desafíos debido a los constantes cortes de energía eléctrica. El centro educativo, que cuenta con ocho aulas, seis laboratorios (tres de informática, dos de contabilidad y uno de ciencias), área de oficina, comedor y un salón multiuso, enfrenta apagones eléctricos que afectan aproximadamente el 51% del tiempo de la jornada estudiantil, por lo que sus actividades escolares y las prácticas de laboratorio, se ven interrumpidas frecuentemente.

“La implementación de este proyecto ayudará, en gran medida, a resolver el problema de abasto de energía eléctrica en el centro, puesto que, le proporcionará autonomía eléctrica al laboratorio de Ciencias, utilizando energía solar como materia prima. Además, servirá para suministrar carga eléctrica a los sistemas de almacenamiento de energía del centro cuando se ausente el servicio energético convencional. También será una base para implementarlo progresivamente en todo el plantel”, mencionó José Antonio Aragonés, Director del Politécnico Gloria María Calcaño.

Rodrigo Sotelo, Sr. Sales Utility Manager, mencionó que “LONGi es un entusiasta defensor de las causas sociales y está especialmente ocupado en reducir la pobreza energética mediante la implementación de la tecnología solar, promoviendo una educación de calidad y contribuyendo al crecimiento de la comunidad. Esta donación nos llena de orgullo y es un paso más para consolidar las acciones del programa Latam Green Future de la compañía, cuya misión es cooperar activamente con la mejora social, económica y ambiental de las comunidades de Latinoamérica en las que opera, dentro de su gestión ESG”.

Marvin Fernández, Presidente de ASOFER, indicó que uno de los ejes estratégicos de esta nueva directiva es realizar acciones que tengan un gran impacto social y produzcan una transformación en la sociedad. La energía es sinónimo de desarrollo y, la mejor manera de impulsar a República Dominicana, es a través de la educación.

“Esta acción nos parece transformadora en el sistema educativo. Creemos y fomentamos alianzas estratégicas entre el sector público y privado para caminar juntos hacia la sostenibilidad. Todos estamos conscientes de los riesgos del uso de combustibles fósiles y su impacto en el cambio climático. Migrar al uso de energías renovables en lugares que no tienen garantías de energía limpia y que son fuente de educación para nuestros estudiantes es, más que un lindo y emotivo acto, una urgencia. Esta iniciativa es un ejemplo perfecto de cómo desde la Fundación visualizamos la transformación de nuestra sociedad para el bienestar de todos”, mencionó Ginny Heinsen, Presidenta de la Fundación Sostenibilidad 3Rs.

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En su gira por la Península Ibérica, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, confirmó este domingo que el país va a tener el primer proceso competitivo para proyectos de generación de energía eólica costa afuera.

“Eso lo estamos organizando desde que llegamos el día uno al Gobierno y los pliegos para salir a la subasta van a estar listos en agosto. Es un área que va a estar subdividida, creemos que ahí van a poder caber entre cuatro y seis proyectos de generación eólica”, reveló la ministra.

La funcionaria recalcó que la convocatoria se centraría en el área del departamento del Atlántico y que sería la primera “concedida costa afuera en Colombia y en América Latina”.

De acuerdo a datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), al momento se han presentado al informe de registro de proyectos de generación, 11 proyectos eólicos costa afuera que representan 5.035 MW de capacidad –VER LISTADO AL PIE DEL ARTÍCULO-.

De todos estos emprendimientos, sólo uno se ubica en el Atlántico: OWF Galeon, de 825 MW, que se emplazaría en Barranquilla y cuya fecha de puesta en operación está fijada para el 2032.

Pero también se destacan otros proyectos hacia el sur, en Bolívar: el de la compañía BlueFloat, de 200 MW, denominado Vientos Alisios, que se pondría en marcha en 2025 en Santa Catalina; y otro en Cartagena: OWF Bitácora, de 510 MW, a operar en 2032.

Y pueden mencionarse otros dos proyectos lindantes hacia el norte, en el departamento de Magdalena: OWF Bergantin y OWF Goleta, ambos de 825 MW cada uno, ubicados en Santa Marta y dispuestos a comenzar a operar en 2032.

En efecto, estos cinco emprendimientos presentados hasta ahora ante la UPME suman unos 3.185 MW, suficientes para dar cumplimiento a los objetivos que se propone la hoja de ruta eólica costa afuera (ver) de llegar al 2030 con 1 GW y al 2040 con 3 GW operativos.

Luego, para 2050, el objetivo que fija el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, aumenta a entre 6 GW y 9 GW en total.

Según el reporte de la UPME, se contabilizan otros seis proyectos en Uribia, La Guajira, que suman 1.850 MW. Otro dato iumportante a resaltar es que los 11 emprendimientos se encuentran en fase 1, es decir, en etapa de factibilidad.

“Lo importante es decirles a los inversionistas que es el momento de Colombia”, expresó Vélez luego de informar el pronto lanzamiento de la primera subasta eólica marina de Latinoamérica.

Fecha Proyecto
Nombre Proyecto
Estado
Tecnologia
Capacidad MW
Departamento
Municipio
Nombre Promotor
Entrada Operacion

4/6/2022
OWF GALEON
Fase 1
COSTA AFUERA
825
ATLANTICO
BARRANQUILLA
OWF GALEÓN SAS ESP
8/6/2032

19/5/2022
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS
Fase 1
COSTA AFUERA
200
BOLIVAR
SANTA CATALINA
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS SAS
8/12/2025

14/6/2022
OWF BITÁCORA
Fase 1
COSTA AFUERA
510
BOLIVAR
CARTAGENA
OWF BITÁCORA SAS ESP
8/6/2032

4/6/2022
OWF ASTROLABIO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF ATROLABIO S.A.S. E.S.P.
8/2/2032

16/6/2022
OWF BARLOVENTO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
8/2/2032

14/9/2022
OWF BARLOVENTO I
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO II
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO III
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO IV
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

4/6/2022
OWF BERGANTIN
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF BERGANTIN S.A.S. E.S.P.
8/6/2032

4/6/2022
OWF GOLETA
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF GOLETA SAS ESP
8/2/2032

Hidrógeno verde a Europa

Por otra parte, Vélez manifestó el potencial de exportación a Portugal que tiene el país, con la generación de hidrógeno verde, cuyos proyectos pioneros fueron propuestos en el Plan Nacional de Desarrollo para darle una aceleración a ese propósito.

“Haber estado aquí en Portugal y en España ha sido muy importante porque Portugal se piensa a sí mismo como la región productora de hidrógeno verde para Europa y además quiere ser el puerto a donde lleguen las importaciones de hidrógeno verde para distribuir en el resto del continente europeo. Nosotros podemos ser, por otro lado, ese lugar de donde salga el hidrógeno verde para exportar”, precisó la ministra de Minas y Energía.

La entrada Colombia tendrá en agosto su primera subasta eólica marina: hay más de 3 GW presentados en la zona se publicó primero en Energía Estratégica.

La apertura de ofertas técnicas de la licitación pública RenMDI de Argentina dejó como resultado a 204 proyectos renovables por más de 2000 MW de capacidad compitiendo entre los dos renglones previstos en la convocatoria. 

Evento que sorprendió al sector energético por la cantidad de centrales presentadas y porque hubo varios emprendimientos que incluyen almacenamiento de energía, considerando que fue la primera vez que una licitación pública incluyó dicha tecnología. 

Bajo ese contexto, Energía Estratégica dialogó con Franco Borello, socio director de WindSol Consulting, para conocer su mirada sobre los resultados de la apertura de sobres A y las oportunidades que hoy en día existen para la instalación de nuevos parques. 

“Vemos con muy buenos ojos la gran recepción que tuvo RenMDI, por la escala de proyectos y porque hay mucho interés por desarrollar centrales en media tensión que complementen a los de alta potencia y se pueda seguir inyectando renovables en el país”, aseguró. 

“Hicimos ingeniería y memorias descriptivas para plantas de biogás, biomasa y solares fotovoltaicas para esa licitación. Y sinceramente me sorprendió la cantidad de ofertas, pero estaba convencido que se iba a cubrir el cupo (500 MW para el renglón N° 1 y 120 MW para el N°2)”, insistió.

Cabe recordar que WindSol Consulting es una empresa que desarrolla y presta consultoría para gestión energética e ingeniería de proyectos renovables en Argentina, entre otros aspectos. Y actualmente, cuenta con un pipeline de 140 MW en distintas fases, ya sean propios o con terceros. 

Y si bien atienden principalmente al segmento de la utility scale a nivel nacional, Franco Borello reconoció que no sólo se necesitan grandes centrales conectados a líneas de alta tensión para avanzar en la descarbonización del sector, sino que también “se deben proyectos más chicos, más flexibles, en líneas de media tensión y con diferentes tecnologías”. 

“El limitante de la prioridad de despacho influye a la hora de buscar financiamiento y que las empresas se animen a invertir, pero entendemos que hay ubicaciones en el país donde virtualmente no hay curtailment, o que el real sería bastante bajo. Eso requiere un trabajo de ingeniería más profundo, e incluso ya hay inversionistas que se animan a esos emprendimientos”, aseguró en conversación con este portal de noticias”, continuó. 

Justamente, el gobierno argentino trabaja en una nueva normativa para el Mercado a Término (MATER) y que los emprendimientos puedan instalarse en aquellas zonas donde no haya 100% de capacidad de transporte y así vender energía a los off takers. 

“Es decir, nodos con menos del 10% del curtailment abren disponibilidad, lo que hará que los proyectos se puedan financiar mucho mejor que hoy en día”, detalló Maximiliano Bruno, director nacional de Generación Eléctrica en la Secretaría de Energía, cuando dio a conocer la iniciativa. 

E incluso, hay compañías del país que avanzan en la construcción de nuevas plantas de generación sin prioridad de despacho en la actualidad, a la espera de la llegada de las obras de transmisión y enfrentándose a reducciones de producción del 1 a 10%, como el parque eólico de Pampa Energía en Bahía Blanca. 

La entrada Licitación renovable en Argentina: sorpresa en el sector por la cantidad de ofertas presentadas se publicó primero en Energía Estratégica.

Gran hito para el sector energético renovable en Puerto Rico. Ya son más de 50.000 clientes los que fueron conectados por LUMA bajo el esquema de medición neta. Esto representa unos 250 MW de capacidad adicional de energía solar que se han puesto en marcha desde que LUMA inició labores como operador de la red.

Considerando los sistemas instalados previamente, la medición neta en Puerto Rico asciende a unos 69468 clientes facturados por un total de 450 MW de capacidad y 78.097 clientes registrados por un total de 524 MW, de acuerdo con cifras al primer trimestre del 2023.

«A finales de este año deberíamos estar en más de 100.000 hogares con energía solar. Eso es, de un total de 1 millón de hogares en la isla, ¡10% de todas las casas!», confió PJ Wilson, presidente de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA).

Aquello sería posible por el aumento progresivo de las conexiones de sistemas de generación distribuida en net metering que está propiciándose en este mercado.

“LUMA está conectando a más de 3400 clientes nuevos con energía solar al mes”, aseguran desde la misma empresa encargada del suministro eléctrico en Puerto Rico.

Aquello representa una mejora sustancial al promedio mensual de años precedentes. En lo que respecta a sistemas solares residenciales, en 2017 se conectaba un estimado de 330 sistemas; en el primer año de LUMA ese número ascendió a 2100 y a finales del 2022 se alcanzó un promedio de 3400 clientes.

«Este logro histórico de LUMA permite a las empresas miembros de SESA concentrarse en entregar e instalar soluciones solares y de almacenamiento transformadoras, al tiempo que brinda a los clientes la confianza de que el equipo dedicado de LUMA es inquebrantable en su misión de acelerar la medición neta en sus facturas de energía», declaró PJ Wilson.

¿A qué se debería el aumento progresivo net metering? Ampliando su análisis, el referente de SESA puntualizó, en exclusiva para Energía Estratégica, 10 causales de esa celeridad de conexiones que llevó a que LUMA supere los 50000 clientes bajo el esquema de medición neta y que Puerto Rico proyecte duplicar esa cifra a fin de año:

1) La Ley 17-2019 eliminó por completo el requisito de «pedir permiso» a la empresa de servicios públicos para instalar sistemas de menos de 25kW. Desde abril de 2019, los puertorriqueños tienen derecho a instalar energía solar en sus hogares cuando lo deseen. Luego, simplemente envían una notificación a la empresa de servicios públicos sellada por un ingeniero profesional, certificando que el sistema se instaló según el código. Luego, la empresa de servicios públicos tiene 30 días para procesar la notificación y hacer que la medición neta aparezca en las facturas de los clientes.

2) El Negociado de Energía comenzó a ordenar a la empresa de servicios públicos que presente informes regulares de progreso cada 3 meses que demuestren el grado en que cumplían con el requisito de la ley de activar la medición neta dentro de los 30 días. Esos procedimientos comenzaron en el otoño de 2019 con la AEE y ayudaron a la AEE a comenzar a avanzar hacia el cumplimiento. LUMA heredó la responsabilidad de informar trimestralmente sobre el cumplimiento cuando se hizo cargo de la operación de la red en junio de 2021.

3) LUMA tomó el control y creó un proceso centralizado para manejar el creciente flujo de notificaciones de interconexión/medición neta. El día que tomaron el control, tenían una acumulación de más de 9.000 casos. Les tomó algunos meses, pero trabajaron completamente en el trabajo atrasado e implementaron un proceso simplificado para manejar todo el papeleo de medición neta de manera mucho más eficiente.

4) LUMA ha colaborado con SESA. Hemos tenido reuniones periódicas desde que firmaron su contrato original. Han sido abiertos y receptivos a lo largo del camino, y han abordado los desafíos de medición neta con un enfoque de resolución de problemas verdaderamente holístico.

5) LUMA puso a alguien increíble a cargo de centralizar la medición neta. Su nombre es Lee Wood, ¡y es genial!

6) El Negociado de Energía ha continuado con sus requisitos trimestrales de informes de cumplimiento de medición neta, seguido de audiencias transmitidas públicamente y ha presionado por una mejora continua de la calidad.

7) Los apagones continuos crónicos nos recuerdan constantemente el valor de la energía de respaldo continua con energía gratuita del sol.

8) Ha entrado en el mercado más competencia y opciones de financiación, lo que ha creado una base de clientes mejor informada y precios y servicio al cliente competitivos por parte de las empresas de energía solar.

9) Hay un efecto dominó. La primera casa en un vecindario en obtener energía solar/almacenamiento es siempre la más difícil; ellos son los pioneros. Pero en este momento, tenemos más de 75 000 hogares con energía solar, de los cuales al menos 70 000 también tienen almacenamiento. (Al momento en que LUMA asumió el control, la AEE había interconectado alrededor de 25,000 sistemas). Una vez que muchas personas en un vecindario tienen energía solar, más personas de la corriente principal comienzan a pensar: «Eh, mucha gente está haciendo esto, ¿por qué no lo investigo también?»

10) SESA ha mantenido bien organizada la industria solar + almacenamiento, combatiendo constantemente las amenazas (malos proyectos de ley, malos diseños de incentivos, etc.) y fomentando la colaboración, lo que ha ayudado a que exista un mercado de crecimiento estable.

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Portavoces del fabricante líder de inversores fotovoltaicos, Solis, participaron de megaevento Future Energy Summit, realizado en República Dominicana. Allí, revelaron los grandes desarrollos de la firma y los retos que enfrenta la industria en los países de Latinoamérica.

Uno de ellos fue, Marco Ricci, gerente de Ventas para Latam, quien habló de las tendencias que son furor en la región, en diálogo con Energía Estratégica: “Presentamos un nuevo inversor llamado S6 para los sectores residencial, comercial e industrial que trabaja con baterías de alto voltaje y de litio”.

“Hasta el momento lo lanzamos en la versión monofásica de hasta 11.4 kW y se pueden poner en paralelo hasta 10 equipos con un respaldo de más de 100 kW”, agregó.

El almacenamiento de la energía solar se logra por medio de baterías solares, capaces de contener la energía fotovoltaica proveniente de la radiación solar captada en los paneles.

De esta forma, el especialista aseguró que Solis viene trabajando desde hace varios años en términos de almacenamiento y ha aumentado la demanda de sus productos solares.

“Tras mejorar los puntos críticos de las versiones anteriores, hemos visto una respuesta de mercado en términos de demanda muy importante en México, República Dominicana, Panamá, Honduras y Costa Rica. Todos estos mercados están respondiendo muy bien y tienen apetito y curiosidad por probar estos nuevos equipos”, afirmó.

Los grandes desafíos de los mercados latinoamericanos

Si bien Ricci destacó una fuerte evolución del mercado de América Latina, reveló los grandes retos que enfrenta la industria en la región.

“Estamos actualmente en más de 100 países alrededor del mundo. El común denominador de los mercados latinoamericanos es que las redes de transmisión no crecen a la velocidad de los desarrollos tecnológicos y que se necesita un cambio en la política de las tarifas”.

Para el experto tiene que haber un balance entre el usuario final y todos los actores de la red eléctrica nacional a través de incentivos.

“Del lado del fabricante queremos cooperar para apoyar esta transición energética pero el desafío fundamental está en la regulación de tarifas y en el desarrollo de las redes de transmisión”, enfatizó.

A su vez, el experto reconoció: “El storage y el almacenamiento hoy en día es muy utilizado. En este tipo de países como República Dominicana que es una isla poder garantizar la potencia firme es un reto mayor que en países interconectados”.

En estas regiones recomendó la generación distribuida para garantizar un aporte y respaldo energético y reducir la carga en la red de transmisión nacional.

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La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, junto al Gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, participó del llamado a Licitación Pública Nacional para la construcción de las obras que integran la Ampliación de la Línea de Alta Tensión de 132 kV entre San Agustín y Campo Quijano y las nuevas Estaciones Transformadoras de Campo Quijano y Salta Oeste. Ambas obras pertenecen al Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional y contarán con una inversión de más de 10 mil millones de pesos.

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La transición energética conlleva una serie de cambios, desde aspectos técnicos, ambientales, sociales o económicos, entre otros. Y dentro de ese proceso de transformaciones, el sector renovable de Chile puso la mirada en el rol del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). 

Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal, planteó que se requiere revisar permanentemente cómo se aplican y operan los mecanismos de control, contabilidad y transparencia, por lo que propuso una serie modificaciones con el objetivo de contribuir a una mejor gobernanza y gestión del operador del sistema chileno.

“En materia de gobernanza es fundamental promover y fortalecer el ejercicio colegiado de la dirección. Se debe transitar firmemente hacia un modelo board, uno donde el directorio tiene como rol fundamental las decisiones estratégicas y el compliance”, manifestó durante un evento organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento AG (ACERA).  

“Eso significa que ese directorio se transforme en el primer eslabón de control de la gestión del CEN. Y es una forma de robustecer el control sin hipotecar un ápice la independencia del Coordinador Eléctrico Nacional ”, agregó. 

Además, sugirió revisar el régimen de responsabilidad personal de los miembros del consejo del CEN y contar con indicadores con mediciones transparentes y trazables y parámetros que permitan saber cómo evoluciona el sistema y cuáles son los riesgos a los que se expone Chile. 

Sumado a qué tan bien preparados se encuentra el país para la transición y la incorporación de nuevas tecnologías y que ayuden a “resolver la aparente tensión existente entre la operación segura y la más económica”. 

“Por ello proponemos que el Coordinador cuente con un comité asesor externo que proponga esos indicadores junto con auditorías técnicas a procesos críticos de la entidad y que aporte a los stakeholders información sobre los índices de satisfacción de los usuarios”, sostuvo González durante el webinar de ACERA. 

“Mientras que la última iniciativa propuesta está contenida en la agenda del segundo tiempo: fomentar la adecuación tecnológica para una operación altamente renovable, acompañado de un plan de modernización de la operación y coordinación de la misma”, concluyó. 

La mirada del gobierno

Luis Felipe Ramos, subsecretario de Energía de Chile, reconoció que las sugerencias del sector resultan “importantes” para que el camino hacia la carbono neutralidad sea “sostenido en el tiempo y asegure la seguridad de suministro para los consumidores finales”. 

Tal es así que el funcionario vaticinó que “desde el Ministerio de Energía trabajan para abrir un debate sobre la incorporación de un principio de sustentabilidad en la operación de la red”, y que el Coordinador Eléctrico Nacional ya aportó su hoja de ruta para la transición energética acelerada, “donde se destacan los factores habilitantes para operar un sistema 100% renovable a partir del 2030”. 

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YPF Luz y Cementos Avellaneda firmaron un Memorandum de Entendimiento para desarrollar conjuntamente un proyecto de generación de energía eléctrica renovable, que incluiría la construcción del Parque Eólico Cementos Avellaneda  (PECASA) y su Línea de Media Tensión de Vinculación (LMT). El parque estaría ubicado en la  localidad de Olavarría, a 10 km de la ciudad, con una potencia instalada de hasta 63 MW. 

“Siendo olavarriense siento una enorme satisfacción de poder desarrollar este proyecto, en el  que venimos trabajando hace varios meses, en conjunto con Cementos Avellaneda. Es una de las  empresas más importantes en producción de cemento, con gran impacto local y con muchos  puntos de contacto en nuestras historias: tiene más de 100 años de historia invirtiendo y  trabajando para el desarrollo del país como YPF y ambas compañías buscamos producir nuestros  productos en forma eficiente y con el menor impacto al medio ambiente”, sostuvo Martín  Mandarano, CEO de YPF Luz. Y, agregó, “Nos enorgullece ser socios en su camino a la producción  con energías renovables, abasteciendo de energía limpia y buscando optimizar el uso de los  recursos para colaborar con el desarrollo y bienestar de toda la cadena de valor de sus procesos  productivos.”  

“De concretarse en su mayor escala, este proyecto abastecería el 100% de la demanda eléctrica  de nuestra Planta de Olavarría con energía renovable, permitiéndonos asimismo utilizar sus  excedentes en nuestra Planta San Luis, convirtiéndonos en la primera cementera argentina en  fabricar todos sus productos con energía eléctrica renovable, autogenerada en el entorno a  nuestras operaciones”, expreso José Luis Maestri, Director General de Cementos Avellaneda. Y  continuó, “Contar con YPF Luz como socio estratégico en esta iniciativa nos ha permitido  desafiarnos, buscando superar nuestros propios objetivos de reducción de la huella de carbono  y aportar al cumplimiento de los objetivos de desarrollo sostenible de las Naciones Unidas a los  que la Compañía adhiere activamente”. 

El desarrollo del proyecto de parque eólico forma parte del compromiso que Cementos  Avellaneda tiene con el cuidado del medio ambiente, diversificando la matriz energética con el  objetivo de lograr el autoabastecimiento de sus plantas productivas a partir de la generación de  energía eléctrica renovable, integrando sitios rehabilitados por la actividad minera para el  desarrollo de nuevos proyectos sustentables, alineados con los objetivos de su política  ambiental. El objetivo de ambas Compañías es poder determinar la viabilidad técnico económica del proyecto en el primer semestre del año, de forma de poder tomar la decisión  final de inversión y construcción durante el segundo semestre. 

Con este acuerdo, las compañías fortalecen una relación estratégica en la que viene trabajando  conjuntamente desde 2020. A través de este trabajo conjunto, YPF abastece a Cementos Avellaneda integralmente de gas natural, carbón de petróleo, lubricantes y combustibles para  su operación y flota, y ofrece servicios de YPF Ruta y Serviclub Corporativo. Además, las  compañías trabajan iniciativas conjuntas en lo referente al tratamiento y coprocesamiento de  corrientes de procesos con foco en la economía circular y la sustentabilidad.  

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En el marco de la visita de Estado liderada por el Presidente de la República, Gustavo Petro, Colombia y España firmaron un Memorando de Entendimiento que tiene como objetivo unir esfuerzos para establecer un marco de cooperación para el beneficio mutuo en el campo de la transición energética justa y la descarbonización del sector energético.

Con la participación del Ministerio de Minas y Energía de Colombia, liderado por Irene Vélez Torres, y el Ministerio para la Transición Ecológica y el reto Demográfico del Reino de España, al mando de la vicepresidenta Tercera del Gobierno y ministra de esta cartera, Teresa Ribera Rodríguez, se pondrá en marcha esta cooperación que contribuye al fortalecimiento de las relaciones entre los dos países.

De acuerdo a las disposiciones indicadas por la Organización Internacional del Trabajo (OIT), a través de su Consejo de Gobierno en el año 2015, y la Convención de las Naciones Unidades sobre el Cambio Climático a través del Acuerdo de París, ambos países trabajarán de la mano en distintas áreas.

Estas son: Energías renovables, descarbonización del sector energético, iniciativa de mitigación y adaptación al cambio climático, comunidades energéticas, descentralización y digitalización del sector eléctrico, políticas de transición energética justa, reconversión laboral y productiva en zonas post extractivas, hidrógeno verde y sus derivados, estrategias contra la pobreza energética, integración eléctrica, movilidad sostenible y ciudades inteligentes, eficiencia energética, gestión sostenible de materias primas estratégicas para la transición y demás temas que se determinen conjuntamente y estén enmarcados en el objetivo previsto.

“Con la firma de este memorando, Colombia avanza a paso firme en la transición energética justa promovida por el Gobierno del Cambio, queremos adoptar las mejores prácticas que países como España ya han implementado y aprender de su experiencia”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía de Colombia.

A través de este Memorando se promoverá el intercambio de conocimiento, información, experiencia y buenas prácticas, así como un análisis en conjunto entre el personal de cada país.

Otras formas de colaboración establecidas con este acuerdo son evaluar la viabilidad de movilización de recursos financieros y técnicos, impulsar la realización de eventos, promover investigaciones conjuntas y proyectos de innovación tecnológica, promover el fortalecimiento de capacidades, hacer visitas de alto nivel en el campo definido, realizar proyectos de formación y educación ambiental y análisis de capacidad institucional.

Tanto Colombia como España asumirán los costos asociados con las actividades que se han especificado.

La duración de esta alianza será en principio por tres años, con la posibilidad de que se pueda prorrogar por mutuo acuerdo.

Durante la visita de estado a España, la ministra Irene Vélez Torres también se reunió con más de 100 empresarios para dar conocer los beneficios de la transición energética justa, presentando a Colombia como un aliado para la inversión en el desarrollo de hidrógeno verde y la generación de energías geotérmica, solar y eólica.

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En los países latinoamericanos donde las redes de transmisión no suelen ser tan eficientes como en las del resto del mundo, las baterías de litio y plomo están empezando a cobrar protagonismo en diversas industrias para mejorar los servicios de la población.

En efecto, TAB Batteries fabricante de baterías líder a nivel mundial, busca consolidar su producción en esta región para una amplia gama de medios de transporte y aplicaciones solares e industriales.

En conversaciones con Energía Estratégica, Aldo Rosas, representante comercial de la empresa europea en Perú destaca: “La apuesta de TAB Batteries en el mercado latinoamericano ya es una realidad, no un proyecto. Buscamos aliados estratégicos para consolidarnos, especialmente, en el sector de tracción y estacionarias”.

De esta forma, aclara su interés por llegar a los fabricantes de montacargas y elevadores, que trabajan con baterías de plomo o de litio dependiendo de las necesidades de cada cliente. 

Con intenciones de seguir ampliando su presencia en el mercado, revela los objetivos a corto plazo: “Queremos posicionar la marca y construir una red de distribuidores especializados en baterías o en soluciones fotovoltaicas como módulos e inversores. A su vez, con formación técnica, buscamos ayudar a esos distribuidores a vender las baterías al consumidor final”.

Fuerte apetito por Latinoamérica

Según Rosas, los mercados más interesantes para la firma son Chile, Perú, Ecuador, Venezuela, Panamá, Costa Rica, Nicaragua, Guatemala y Colombia que viene creciendo “a pasos grandes” en su regulación.

En este sentido, asegura: “Centroamérica es una mina de oro para nosotros porque la mala calidad de sus redes y el conocimiento que tienen en baterías hace que haya más apertura en el mercado de baterías”. 

“Se vende muchísimo producto en Centroamérica porque hay empresas muy especializadas y la población sabe lo que tienen que comprar entonces la venta es mucho más fácil”, agrega.

Baterías de Litio vs Plomo

El experto en ventas compara ambas baterías y señala los beneficios que otorgan cada una de ellas: “Las ventajas del litio frente al plomo son básicamente que ocupan menor espacio, son más ligeras y tienen menos volumen. Además, puedes ponerle mayor cantidad de energía y se cargan más rápido”. 

“Por esas razones técnicas, hoy el mercado está demandando más baterías de litio que de plomo. Hemos invertido bastante dinero en una fábrica nueva para producir baterías de litio y esperamos tener un millón de pies. No obstante, no podemos decir que una va a reemplazar a la otra porque depende mucho de la solución que se persigue”, afirma. 

A modo de ejemplo sugiere que para una escuela rural conviene las de plomo ya que no hay problemas de espacio ni de tiempo de carga y, por otro lado, para los autos eléctricos la de litio. 

“Hoy la tecnología de litio permite el desarrollo de mercado en lugares donde se pueden aprovechar sus ventajas. Lo importante es encontrar el valor al sobre costo que vas a pagar por esa tecnología más nueva”, explica.

Por otro lado, destaca: “También las baterías de plomo son interesantes para muchos proyectos. Usamos nanotecnologías para que haya menos porosidad en las celdas y en contacto con el ácido sulfúrico puedan durar más tiempo”.

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La necesidad de comprar energía y potencia crece cada vez más en la región y las subastas se han vuelto claves para facilitar la inversión de proyectos renovables a nivel mundial. No obstante, la falta de transparencia en la ejecución de dichas licitaciones, sobre todo en Latinoamérica, suele desmotivar a los inversores. 

Para dar respuesta a esta problemática, Quantum América, entidad con más de 25 años de experiencia en servicios públicos centrados principalmente en electricidad, gas natural, agua y transporte, lanzaron OPTIME, un software líder a nivel mundial que busca minimizar el costo en una subasta real de energía y potencia.

A través de una optimización mixta en un entorno web, permite a cada usuario hacer pruebas y analizar sensibilidades con el objetivo de minimizar los riesgos, lo cual otorga mayor previsibilidad.

En conversaciones con Energía Estratégica, Sergio Damonte, director y gerente de Negocios de Quantum América, destaca: “La necesidad de comprar energía y potencia ha existido siempre. Actualmente, gracias a las tecnologías es más fácil llevarlas a cabo y se logran resultados más convenientes porque se llega a un precio justo. OPTIME permite al oferente customizar más lo que ofrece y ganar en certidumbre”.

La herramienta le da competitividad a las energías renovables intermitentes como la solar y la eólica porque las hace compatibles con el resto de las tecnologías.

“Funciona como el juego del tetris, este modelo une las piezas y a través de rondas sucesivas permite a los oferentes mejorar su propuesta luego en cada ronda”, agrega.

A su vez, Julián Nóbrega, gerente de Proyectos de Quantum América señala: “El potencial de la plataforma es lograr subastas donde las tecnologías compiten a la vez. Logra minimizar el costo total de compras determinando cual es la tecnología óptima para abastecer cada país y en qué bloque horario”.

“El beneficio final es que cada uno de los oferentes presenta su perfil, potencia y características determinadas, sin incertidumbres. La herramienta vincula todas esas tecnologías y determina cuál es el mix óptimo para cada mercado”, añade.

Nuevo seminario internacional de Quantum

Para dar a conocer estas tendencias y soluciones que se aplican en Latinoamérica y en el mundo, la firma brinda un nuevo seminario internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas, que se llevará a cabo en el Hotel Villa Huinid de San Carlos de Bariloche (Argentina) entre los días 12 al 16 de junio de 2023.

El mega evento contará con 44 presentaciones en sesiones simultáneas, que serán dictadas por 14 expositores con experiencia mayor a 20 años en consultoría.

En tanto a los beneficios del seminario, Damonte destaca: “Es de gran valor la interacción que tienen las personas del sector al compartir sus experiencias en el encuentro. Esas alianzas que se generan realmente duran muchos años y son muy productivas”.

“Queremos dar a conocer casos de éxito de subastas que venimos trayendo hace más de 15 años, en Guatemala y Panamá. En ambos mercados logramos reducir drásticamente los precios de energía y gracias a Optime ha habido una expansión en la generación porque da certidumbre a los generadores”, agregó.

A su turno, Nóbrega revela que ya tienen en curso cuatro licitaciones nuevas en Guatemala y Panamá y que buscan aumentar su presencia en nuevos mercados a través del evento: “Queremos aumentar las alianzas estratégicas para que las entidades como secretarías de energía, reguladores o distribuidoras se interesen por la metodología. Los invitamos al seminario para juntarnos, exponer, debatir y llegar a nuevos países”.

Inscripción del evento

Los costos de inscripción a este evento se podrán encontrar en la página web oficial de Quantum América, como también la agenda y el programa del seminario. Mientras que las personas interesadas que deseen mayor información, podrán contactar a mcgaleotti@quantumamerica.com. 

Además, los lectores de Energía Estratégica gozarán de un descuento exclusivo al momento de la inscripción al 20º seminario internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas, mediante el código “ENERGÍAESTRATEGICA”. 

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Guatemala determinó la adjudicación y cierre de la Licitación Abierta 1-2023 para la compra de potencia sin energía asociada en el periodo comprendido entre el 1 de mayo del 2023 al 30 abril del 2025 (ver detalle).

Para la contratación de potencia faltante que les permita a las distribuidoras cubrir la totalidad de la Demanda Firme al 2025, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) definió esta semana aprobar las Bases para que se lleve a cabo el Proceso de Licitación Abierta 2-2023.

Mediante la Resolución CNEE-120-2023, se dispuso que el inicio de suministro, en el marco de esta segunda convocatoria, sea a más tardar el 1 de junio de 2023 finalizando el 30 de abril del 2025 y se considerará como condición para la evaluación económica, que el costo de compra de la potencia que la Distribuidora adjudique no sea mayor que el promedio ponderado de los precios de potencia adjudicados en las tres licitaciones abiertas anteriores para los contratos de Potencia sin Energía Asociada que es equivalente a US$5.63 kW mes (ver más).

En paralelo, también avanza la Licitación Abierta PEG 4-2022, aquella que promete la contratación de 235.00 MW de potencia garantizada para el cubrimiento de la demanda firme y suministro de energía eléctrica que garantice el requerimiento de las distribuidoras locales.

De acuerdo con la última adenda aprobada por la CNEE, el proceso de largo plazo actualizó sus fechas comprometidas en calendario y aún se puede participar.

La próxima semana se cumpliría el límite para entregar solicitudes de aclaraciones a las Bases de Licitación, para dar respuestas oportunamente en el lapso de un mes, más precisamente el 9 de junio.

Aquellos interesados en adquirir las bases de licitación, aún pueden hacerlo. Tienen tiempo hasta un día antes de la fecha de presentación de ofertas que, luego de la adenda, se fijó para el 7 de julio del 2023.

Con intenciones de celebrar nuevos acuerdos de suministro este año, el 2 de agosto de 2023 se prevé la evaluación económica de las ofertas para posterior adjudicación durante el mes de agosto y consecuente suscripción de contratos de abastecimiento hasta tres meses luego de haber sido adjudicado.

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La Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. (Transener), empresa líder en el servicio público de transporte de energía eléctrica en extra alta tensión en Argentina, reconoció que se requieren alternativas para el desarrollo de infraestructura que permita la incorporación de más proyectos renovables en el país. 

Carlos Borga, director técnico de Transener, planteó que si bien la red “funciona bien al ser relativamente nueva y mantenida”, sí existe la necesidad de su ampliación y que “se debe tener clara la estrategia para apuntar a los próximos años”. 

Una de estas alternativas es que los privados participen en la construcción de las líneas de transmisión en aquellas zonas donde haya mayor interés por el recurso, como por ejemplo en los corredores Centro – Cuyo – NOA y Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires donde no existe potencia adjudicable

“Sería muy bueno implementar en Argentina el modelo donde el sector privado se hace cargo de la obra, la paga y el estado se lo abona a quince años, con un plan de expansión del sistema que se define en ese momento”, manifestó Borga. 

“De hecho, el estado indica cuánto paga por la obra y los privados presentan una necesidad en esos momentos. Por ejemplo, en Brasil los primeros proyectos fueron con un repago casi del 100% y, a lo largo de los años y la confianza del Estado, el privado pedía el 50% de lo que el estado decidía abonar”, agregó. 

Cabe recordar que, a lo largo de los últimos años, Brasil avanzó en diversas licitaciones público – privadas para la construcción de miles de kilómetros de nuevas líneas, subestaciones y potencia de transformación del sistema. 

Incluso, para este año la Administración Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) del país ya confirmó la primera subasta de transmisión del 2023 en la que se licitarán casi 6200 km y 400 MVA en capacidad con inversiones cercanas a los 15800 millones de reales. 

A su vez, la convocatoria más grande de su historia para este tipo de proyectos ya entró a consulta pública y se esperan los comentarios del sector para avanzar en la subasta de  4471 kilómetros de LT y 9840 MW en capacidad de conversión en subestaciones eléctricas. 

Mientras que por el lado de Argentina, durante la presidencia de Mauricio Macri hubo un intento de concretar la expansión del sistema de transporte bajo la modalidad de Participación Público-Privada (PPP). 

La contratación bajo dicho esquema contemplaba la constitución de un fideicomiso financiero que tenía a su cargo la suscripción y ejecución del contrato hasta su terminación. Los fondos que administra provienen de un cargo específico que para el caso del sector eléctrico lo abonan los usuarios que componen la demanda del sistema. 

Y si bien hasta se lanzó una licitación pública nacional e internacional para más de cinco obras en extra alta tensión, ese paquete finalmente fue frenado y postergado por las autoridades a raíz de la disparada del riesgo país a más de 2400 puntos y de la corrida bancaria. 

Pero tras cuatro desde aquel intento a nivel local, todo parece indicar que desde el sector energético del país se vuelve a pensar en la colaboración público – privada, ya sea por los propios dichos del director técnico de Transener, por la propuesta de la Cámara Eólica Argentina, o mismo que el gobierno nacional abrió la posibilidad a que los proyectos que se presenten al MATER puedan hacer inversiones en transporte, como por ejemplo estaciones transformadoras, bancos de capacitores o redes de transmisión, y tengan prioridad de despacho asignada por un determinado tiempo para vender energía. 

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En el marco del Future Energy Summit, realizado en República Dominicana, representantes de empresas de envergadura dialogaron sobre las grandes tendencias y novedades de la industria fotovoltaica en Latinoamérica.

Tras encabezar el panel: “Desarrollo renovable en México”, Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica en Ja Solar, líder mundial en soluciones solares dialogó en exclusiva con Energía Estratégica sobre los desarrollos que tienen en cartera y sus objetivos a corto plazo. 

“Con una celda que se llama Tándem, tenemos previsto llegar para el 2025 a una eficiencia máxima del 29%”, anticipó.

De esta forma, explicó que para alcanzar ese porcentaje realizan pequeñas mejoras tecnológicas en el panel y modificaciones externas a la composición del silicio: “Se incorporan otras capas, materiales y combinaciones que limpian los procesos, haciéndolos más eficientes en números”.

Asimismo, Sandoval destacó que la firma acaba de incrementar su línea de producción considerablemente: “Vamos a llegar a una capacidad de 80 MW este año de los cuales la mitad son con celdas P-Type y la otra mitad N-Type, con una eficiencia del 24 y el 26%, respectivamente”.

Según la experta, la potencia está relacionada a la eficiencia y al tamaño de la celda y del panel. Esas medidas han ido variando mucho a lo largo del tiempo. Actualmente, han desarrollado una nueva celda que ya no es perfectamente cuadrada sino más bien que es rectangular. 

“Luego de la celda N-type, vamos a saltar a HJT – Heterojunction y posteriormente tenemos ya otras dos tecnologías a las que se va a hacer una transición que tomará unos 3 o 4 años. Pero ya se tiene una frontera desde hacía dónde queremos llegar en cuanto eficiencia y desarrollo tecnológico”, aseveró.

Fuerte apetito por Centroamérica

La especialista explicó que el mercado latinoamericano que ha cobrado mayor relevancia para todos los fabricantes y en donde tienen mayor presencia es Brasil, seguido por Chile, Colombia y México.

“Estamos viviendo en Latinoamérica un momento súper interesante. Luego de Brasil, Chile y Colombia son los mercados que más nos interesan actualmente y estamos viendo la posibilidad de que México despierte en inversión pública”, agregó

En efecto, Sandoval habló de la coyuntura del este último país: “México se está despertando de dos años sabáticos en los cuales la generación distribuida levantó muchísimo y se hizo mucho trabajo de desarrollo en proyectos para agilizar la necesidad de los clientes de poner sistemas en sus cubiertas, pero el mercado de gran escala se ralentizó bastante en cuanto a la inversión privada”.

“Queremos estar presentes o ser considerados en los proyectos grandes del gobierno de México. Tienen metas de descarbonización que no se están cumpliendo y se van a tener que hacer proyectos para llegar a esos objetivos. Entonces es nuestra intención estar presentes y trabajar a la par con el Gobierno”. 

A su vez, aseguró que trabajan muchísimo con el mercado de generación distribuida que por consecuencia del cierre de proyectos grandes ha incrementado mucho: “Con nuestro socio comercial Exel Solar, hemos aumentado notablemente nuestra presencia en el mercado, sobre todo, en proyectos industriales”.

Por último, la especialista hizo público su deseo de reforzar su presencia en otros países de Centroamérica y el Caribe.

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En 2022, Risen Energy alcanzó unos ingresos totales de 29.380 millones de yuanes (4.240 millones de dólares), lo que supone un aumento interanual del 56,05%. Su beneficio neto atribuible a los accionistas alcanzó los 945 millones de yuanes (136,52 millones). Un incremento interanual del 2.332,31%. El beneficio neto, excluidas las pérdidas y ganancias extraordinarias, fue de

1.026 millones de yuanes (148,22 millones de dólares), con un aumento interanual del 258,5%.

La capacidad de producción anual de módulos fotovoltaicos de Risen Energy alcanzó los 25 GW en 2022, principalmente desde sus instalaciones de fabricación en Ningbo y Yiwu en la provincia de Zhejiang, Jintan en la provincia de Jiangsu, Chuzhou en la provincia de Anhui, Baotou en la provincia de Kohan, y la provincia de Anhui, Baotou en Mongolia Interior, y Malasia.

Promover la innovación en I+D y construir una cadena industrial integrada

En 2022, Risen Energy actualizó sus productos con las últimas tecnologías innovadoras. También mejoró la potencia de su módulo PERC monocristalino de 210 mm de alto rendimiento hasta alcanzar los 670 Wp máx., la potencia del módulo TOPCon hasta los 690 Wp máx. y la potencia del módulo de heterounión hasta los 740 Wp máx.

La empresa ha lanzado una serie de nuevos productos, sobre todo productos BIPV fabricados especialmente para cubiertas de edificios comerciales y civiles, que responden a una amplia gama de escenarios de aplicación.

En cuanto a I+D, Risen Energy ha abordado la tecnología de células HJT de alta eficiencia que alcanza una elevada eficiencia de conversión de hasta el 25,5%.

En estos momentos, Risen Energy está avanzando en varios proyectos clave, entre los que se incluyen el proyecto de módulos solares de alta eficiencia de tipo n de 5 GW y 10 GW en Ninghai, Zhejiang; el proyecto de células solares de alta eficiencia de 4 GW y módulos solares de alta eficiencia de 6 GW en Jintan, Jiangsu; y un proyecto de células solares de alta eficiencia de 10 GW/año en Chuzhou, Anhui.

«2022 ha sido un año fructífero para Risen Energy, ya que nos centramos en suministrar energía al mundo con productos y soluciones de calidad superior y rentables. Risen Energy seguirá reforzando nuestra inversión en I+D de

nuestro negocio de almacenamiento de energía, optimizar aún más la estructura integral de productos y construir una industria integrada para elevar nuestras capacidades de servicio y economías de escala», dijo Risen Energy.

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Black &Veatch, la empresa global con más de 100 años de experiencia en infraestructura energética crítica e innovación para la generación sostenible, anuncia la apertura oficial de su nueva oficina en la Ciudad de México, en el marco de una decisión de negocio orientada a redoblar la apuesta de la compañía por participar en proyectos de infraestructura en el sector energético mexicano.

La transición energética de una economía como la mexicana pasa por la actualización tecnológica de una serie de procesos industriales diversos, que van desde la prestación de servicios de ingeniería, procuración, construcción y puesta en marcha de plantas para la generación y almacenamiento de hidrógeno verde y combustibles alternativos para la aviación, programas para la infraestructura de electrificación de flotas vehiculares y asesoría en la ruta de descarbonización de sectores con alta demanda de energía como la industria minera, acerera y cementera.

Todos estos procesos serán clave para que México alcance su meta de 35% de generación limpia como parte del Acuerdo de París en los próximos años.

“Nuestra intención es poner toda la experiencia internacional de Black & Veatch en el soporte técnico para implementar la actualización tecnológica de los equipos industriales al servicio del reforzamiento del Sistema Eléctrico Nacional. Desde la integración de sistemas de almacenamiento de energía, sistemas de compensación y estabilización de redes, a la generación de energía mediante ciclos combinados y fuentes renovables», señaló Romina Esparza, Directora de desarrollo de Negocios para Energía e Industrias de Procesos en México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch

«Por otra parte, el expertise técnico de la compañía; en el mercado minero y data centers contribuirá a generar soluciones innovadoras y sustentables para proyectos de infraestructura, como lo son las plantas desalinizadoras de agua de mar. Con la apertura de nuestra oficina física en México, profundizaremos nuestro involucramiento en la actualización tecnológica de la planta industrial mexicana”, agregó.

Black & Veatch tiene una historia destacada de participación en proyectos emblemáticos en México, como la ingeniería, procuración y construcción de la Terminal Energía Costa Azul en 2008 y el diseño, procuración y monitoreo de la construcción del proyecto de la planta Mérida III en el año 2000. La compañía también ha sido el ingeniero propietario o consultor de muchos proyectos eólicos y fotovoltaicos, como la Sierra Juárez en Baja California Norte, Ventika I y II, Piedra Larga en Oaxaca o la Rumorosa en Baja California.

La actualización de los sistemas de licuefacción de gas natural, además de las herramientas de monitoreo y diagnóstico de los activos de generación en la región también han sido piezas clave en este proceso.

En esta nueva etapa, la firma reafirma su confianza en el desarrollo de la industria energética mexicana, y en un modelo de desarrollo industrial y económico sostenible para el país. Desde esta nueva oficina en Ciudad de México, la compañía atenderá también a los mercados de Centroamérica y el Caribe.

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