La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó el listado de obras presentadas en la convocatoria abierta para proyectos de transmisión “urgentes y necesarios” que no fueron incorporadas en los procesos de planificación del sistema interconectado. 

Este resultado llegó tras más de ocho meses desde que se lanzó el llamado público y, a través de la Resolución Exenta N° 390, se definieron catorce obras que califican para ser aprobadas en miras del fortalecimiento de los sistemas de transmisión, conforme a lo dispuesto en el artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Marco Antonio Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, valoró el trabajo realizado por el Subdepartamento de Proyectos y Acceso a la Red, lo que permitirá avanzar en el proceso de descarbonización de la matriz energética, considerando que este open season es uno de los compromisos de la Agenda Inicial para el Segundo Tiempo de la Transición Energética, impulsada por el Ministerio de Energía, 

“El listado de proyecto muestra la incorporación de tecnologías para aportar flexibilidad en la operación de las redes de transmisión en la zona norte del Sistema Eléctrico Nacional, además de buscar fortalecer otras zonas, especialmente en el sur y en la región Metropolitana, con la construcción de nuevas subestaciones y la ampliación de estas instalaciones”, explicó la autoridad sectorial.

De acuerdo al documento compartido por la Comisión Nacional de Energía, las entidades que postularon los catorce proyectos de transmisión urgentes y necesarios que fueron preliminarmente aprobados: Transelec, Interchile, Empresa de Transmisión Eléctrica Transemel, Sistema de Transmisión del Sur y Sociedad Transmisora Metropolitana II.

En el primero de los casos, la compañía fundada en el año 1988 propuso el sistema de control de control de flujos para la línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada, que considera la instalación de equipos basados en tecnologías tipo FACTS M-SSSC modular monofásico Static Synchronous Series Compensator. 

Interchile, por su parte, tuvo la aprobación de la ampliación de la subestación Nueva Maitencillo 220kV y de la SE Nueva Pan de Azúcar 220 kV (ambas contemplan  la extensión de la plataforma y galpón GIS, barras principales GIS y todas las instalaciones comunes); como también una nueva SE que seccionará la línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico 2×500 kV, eliminando los efectos adversos de una falla en uno de los circuitos del corredor de 500 kV. 

Dentro de las obras publicadas, también se incluyó una de la Empresa de Transmisión Eléctrica Transemel, puntualmente aquella que consiste en la construcción de una Subestación Seccionadora Alto de Ramírez para la línea Cóndores – Parinacota 1×220 kV. 

Mientras que Sistema de Transmisión del Sur, entidad que actualmente compite en la licitación correspondiente a los decretos exentos N° 185/2021 y N° 200/2022, tuvo cuatro aprobaciones. 

Desde un nuevo transformador SE San Fabian 220/13,8 kV 30 MVA para abastecer la demanda de los clientes localizados en la zona oriente de la Región de Ñuble, hasta tres ampliaciones como lo son para la SE Paranal nueva Barra 66 kV, la SE Montenegro Barra 154 kV y Barras 220 kV en SE Chiloé que permita  conectar la línea Parque Eólico San Pedro – Chiloé 1×220 kV.

Por último, se consideraron la construcción de cinco nuevas subestaciones manifestadas por Sociedad Transmisora Metropolitana II: 

SE seccionadora ENEA para la LT Tap San Pablo – Tap Lo Prado 110 kV.
SE Huechuraba, que seccionará la línea El Salto – Cerro Navia 2×110 kV a una distancia de 2,3 km desde el tap-off de la S/E Recoleta.
SE Santa Leonor para la línea Padre Hurtado – Santa Marta 1×110 kV
SE Nueva Chacabuco sesionará la actual red Cerro Navia – Las Vegas 2×110 kV en las cercanías con su intersección con la línea Tap Chacabuco – Chacabuco 2×110 kV.
SE Reina Norte (Colina), que contempla también la configuración interruptor y medio, que seccionará la línea Polpaico – El Salto 220 kV. 

Los interesados en desarrollar algunas de las obras mencionadas deberán presentar todos los antecedentes requeridos para la solicitud de obra urgente, siendo su evaluación responsabilidad del Coordinador Eléctrico Nacional como de la CNE y, en función de ello, aprobar o rechazar la presentación de las obras correspondientes. 

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DAS Solar, marca líder en tecnología tipo N en el ámbito de la energía solar, participó del reciente evento organizado por Future Energy Summit, denominado Brazil Future Energy Virtual Summit, en donde se analizó la situación actual del mercado y las perspectivas a futuro para la región. 

Tal es así que Eduard Joseph Krummenauer, senior sales manager de la compañía, señaló que este último año hubo una variación “abrupta” del precio bruto de los equipos, hecho que afectó a antiguas adquisiciones, contratos y garantías de entrega. 

Pero también reconoció que “prácticamente se doblegó la producción en los últimos doce meses”, incluso logrando nuevo récord de envío mensual por 2 GW, y vaticinó que el panorama en Brasil mejorará a partir del 2024. 

“La generación centralizada tendrá un poco más de influencia. Será interesante ver cómo los fabricantes se centrarán en ese mercado, con un proceso más robusto y profesional, y la energía solar seguirá ofreciendo precios más viables que las otras matrices de las empresas energéticas del país”, afirmó. 

“Pase lo que pase, se sufre un poco más con la participación y el interés en Brasil para mayor financiación, pero los mejores proyectos terminan ganando. Por lo que termina generando una necesidad de un emprendimiento mejor diseñado, más elaborado y tener una factibilidad técnica y financiera mejor para el próximo año”, aclaró. 

De acuerdo a últimos reportes de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil, se esperan nuevos récords de expansión de la capacidad renovable durante la actual década, con aproximadamente 93 GW entre parques eólicos y solares de generación centralizada. 

La fotovoltaica será la que tenga el mayor papel en ese ámbito, debido a que se podrían incorporar al Sistema Eléctrico Nacional más de 1740 plantas fotovoltaicas, por alrededor de 75,58 GW de potencia, gracias a las subastas de nueva energía llevadas a cabo en los últimos años. Hecho que, de concretarse, hará que la energía solar supere los 100 GW de capacidad operativa. 

Propuestas de mejora 

Desde DAS Solar volvieron a poner el foco en la búsqueda de estandarización y armonización de la industria en toda la cadena de valor, en pos de apoyar a la industria renovable en la operación de los proyectos, principalmente aquellos dedicados a la generación centralizada. 

“Si la estandarización evoluciona de la forma que se planea, ayudará a mediano y largo plazo, inclusive al reemplazo de equipamiento con tecnología más nueva, por lo que podríamos hacer que el CAPEX o el retorno del proyecto sea más viable. Es una simplificación que beneficiará al sector”, sostuvo Eduard Joseph Krummenauer. 

Cabe recordar que a mediados de julio del corriente año se dio a conocer que el módulo rectangular de 72 celdas de DAS Solar adoptará unas dimensiones de 2382 mm x 1134 mm, lo que optimizó las dimensiones de los módulos con ocho empresas fotovoltaicas, mejoró la encapsulación e introdujo un diseño mejorado en la actualización de los módulos rectangulares de tipo N. Como resultado, estos módulos exhiben una mayor potencia de salida y eficiencia de conversión en comparación con los módulos tradicionales anteriores.

Y al abogar por la estandarización, las empresas podrán mitigar los cuellos de botella de la cadena de suministro, reducir el desperdicio de materiales y facilitar la integración perfecta dentro de los diseños de los sistemas del cliente, al mismo tiempo que promueven los valores ESG en toda la industria.

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El Ente Operador Regional de América Central, EOR, firmó contrato con la empresa HITACHI ENERGY USA Inc., hecho que da inicio a la modernización de su principal infraestructura tecnológica que permitirá mejorar los servicios que el EOR brinda a la región, mediante el abastecimiento de energía eléctrica, seguro, confiable, económico y sostenible en beneficio de los habitantes de América Central.

Disponer de este sistema moderno especializado y de última generación, fortalece la capacidad de la supervisión en tiempo real y la operación del Sistema Eléctrico Regional que el EOR realiza en coordinación con los seis (6) Operadores de Sistema y Mercado Eléctrico nacionales: AMM de Guatemala, UT de El Salvador, CND-ENEE de Honduras, CNDC-ENATREL de Nicaragua, DOCSE-ICE de Costa Rica y CND-ETESA de Panamá, contribuyendo a elevar el nivel de prevención, detección y respuesta del EOR ante situaciones asociadas a fallas en la red eléctrica regional que puedan afectar el suministro de electricidad.

Gracias al apoyo de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), entidad reguladora del Mercado Eléctrico de América Central, quien después de revisar la solicitud del EOR para la adquisición de esta nueva infraestructura de misión crítica, aprobó los recursos financieros para la ejecución de la Fase I del proyecto, el cual comprende 2 etapas, a ser ejecutadas entre 2023 – 2027. (Resolución CRIE-21-2023).

La inversión aprobada para la primera fase asciende a un monto de 4.3 millones de dólares de los Estados Unidos de América e incluye el suministro de software, hardware, ingeniería y capacitación, entre otros.

La instalación y puesta en marcha de este sistema especializado se realizará en El Salvador, país sede del EOR y su implementación tendrá una duración de 18 meses.

“La modernización de esta infraestructura tecnológica de última generación se fundamenta en la necesidad de disponer de adecuadas herramientas que permitan atender tanto las demandas actuales como los desafíos en la ruta de la expansión y evolución del MER”, explicó el director ejecutivo del EOR, Ing. René González.

La firma del contrato fue celebrada por el ingeniero René González C., director ejecutivo del EOR, y los ingenieros George Galaz, vicepresidente y gerente general y Francisco Forn, vicepresidente de la Unidad de Network Control, ambos representantes de HITACHI ENERGY USA Inc

FUNCIONALIDADES DEL SCADA/EMS EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL

El Sistema SCADA, Supervisory Control and Data Adquisition, que se traduce como Sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos, proporciona una capacidad fundamental para monitorear y controlar en tiempo real el funcionamiento del sistema, permitiendo una gestión eficiente y segura, es decir, que su implementación contribuye a minimizar los riesgos y brindar un servicio de calidad a los usuarios.

“Por tanto, se puede determinar que es importante para el Operador Regional contar con un moderno y actualizado sistema SCADA y su requerimiento está respaldado en la regulación regional del Mercado Eléctrico Regional”, agrego el Ing. González

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Sungrow, proveedor líder en soluciones de inversores fotovoltaicos y almacenamiento con más de 26 años de experiencia en el mercado, puso la mirada en la estructuralidad del negocio en la región y cómo brindarles seguridad a los clientes ante la amplia oferta que hay en el sector. 

Rafael Ribeiro, country manager de Sungrow Brasil, dialogó sobre dichos temas durante el último panel del evento organizado por Future Energy Summit (FES), denominado Brazil Future Energy Virtual Summit, y puso el foco en los nuevos productos que arribarán a la región y en cómo tratar con los usuarios una vez consumada la venta de los equipos. 

“Estamos presentes en diferentes rubros, con inversores a partir de los 2 kW en micro y mini generación distribuida, además de la generación centralizada que agrega toda la cadena de clientes. Y llevaremos algunas novedades a Intersolar, como por ejemplo cargadores vehiculares, robots de limpieza, entre otras actividades que podrían avanzar en esa parte renovable en varios segmentos”, destacó.

“El diferencial pasa por la competitividad. Tratar con una empresa global que invirtió mucho en este tema desde la cadena productiva y nuevos componentes”, agregó. 

Cabe recordar que, a lo largo del 2023, Sungrow entregó 3,3 GW sólo en el mercado de Brasil y más de 10 GW instalados en toda la matriz energética brasileña desde su llegada al país hace siete años atrás. 

Mientras que a nivel global, y a pesar de las dificultades dadas en 2022 en cuanto a disponibilidad de insumos y componentes, Sungrow proporcionó 78 GW en todo el mundo y su capacidad de producción anual de inversores alcanza los 300 GW. 

“Entender el post venta también es un diferencial que nos identificó. La compañía intentó crecer mucho en el mercado centralizado y acabó poniendo de lado a la generación distribuida, principalmente el residencial, por lo nuevamente apuntamos al segmento de la mingeneración en el que invertimos muchos años”, remarcó Ribeiro.

“De tal manera que contamos con más de 1300 inversores en stock para atención post venta, cambiamos las políticas de garantía para tratar dar ese diferencial comparado con el mercado y generar agilidad en los tiempos de respuesta y en el call center cuando el cliente lo necesita”, amplió. 

“Asimismo, estamos ubicándonos en un área en el norte de Minas Gerais y una zona de Mossoró para tratar de reducir ese tiempo, sumado a que ya hicimos toda una cadena logística por el cliente vía correo”, concluyó el country manager de Sungrow Brasil. 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile llevó a cabo la apertura de ofertas económicas del proceso de licitación pública e internacional de las obras de ampliación del sistema de transmisión nacional y zonal en distintos puntos del país, correspondientes a los decretos exentos N° 185/2021 y N° 200/2022. 

Convocatoria que tuvo varias prórrogas en el camino desde la promulgación del primer dictamen mencionado, pero que a principios de julio del corriente año finalmente se conocieron todas las ofertas administrativas y técnicas de las ocho empresas interesadas: Ametel, Monlux, CAM Chile, Elecnor, Sistemas de Transmisión del Sur, Agrosonda, CAVCO y Efacec

Aunque cabe aclarar que, tras la calificación del CEN, Efacec fue la única compañía que no aprobó etapa de evaluación administrativa (había presentado una propuesta para la ampliación en la subestación eléctrica Leyda). 

Mientras que a Elecnor y Monlux se les desestimó una de sus ofertas a cada entidad (Amp. SE Don Héctor y seccionamiento de la línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada a Elecnor y expansión en S/E Hospital y S/E Isla de Maipo a Monlux), debido a que tales obras no pasaron la etapa de evaluación técnica. 

Energía Estratégica trae a continuación los precios de todas las iniciativas que sí siguen en carrera en la licitación pública para ampliar el sistema de transporte eléctrico de Chile:

Sistemas de Transmisión del Sur SA: 

Ampliación en S/E San Pablo: USD 5.550.000

Elecnor:

S/E La Pólvora: USD 3.451.676,29
S/E Hualqui 220 kV: USD 2.861.645,57
Aumento de capacidad de línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén, tramo Concepción – Hualpén: USD 9.997.018,52

Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos S.A (Ametel):

SE Isla de Maipo y SE Hospital: 13.622.547,53
SE Panguilemo: USD 5.434.673,65
SE La Pólvora: USD 4.123.381,10 (Oferta entre valor máximo y margen de reserva)
SE Nueva Pozo Almonte: USD 4.285.967,90
SE Casas Viejas: USD 6.932.212,73
SE Peñablanca: USD 6.483.800,13
SE San Pablo: USD 6.797.391,92 (Oferta entre valor máximo y margen de reserva)
SE Leyda: USD 6.386.587,93 (Precio ofertado mayor al valor margen de reserva)
SE Lagunillas: USD 3.338.860,38
SE Hualqui: USD 3.349.056,16
SE Los Maquis 66kV, nuevo transformador y seccionamiento línea 2×66 kV Itahue – Talca: USD 7.438.139,97
SE Chimbarongo con seccionamiento de la líneas de 66 kV San Fernando – Teno, además de la ampliación en SE Las Cabras: USD 13.575.041,50

Ingeniería Agrosonda SPA: 

S/E Don Héctor 220 kV (IM) y seccionamiento línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada: USD 18.787.422

Monlux:

Amp. S/E Panguileno: USD 5.806.383
Amp. SE Los Maquis 66kV, nuevo transformador y seccionamiento línea 2×66 kV Itahue – Talca: USD 6.625.409
Amp. SE Casas Viejas: USD 12.682.377 (Precio ofertado mayor al valor margen de reserva)
Amp. SE San Pablo: USD 8.397.961 (Precio ofertado mayor al valor margen de reserva)
Amp. SE Leyda: USD 9.187.771 (Precio ofertado mayor al valor margen de reserva)
Amp. SE Chimbarongo y seccionamiento línea 1×66 kV San Fernando – Teno; más la expansión SE Las Cabras: USD 11.887.184

CAVCO: 

S/E Leyda USD 5.498.220

CAM Chile

Amp. S/E Panguileno: USD 7.937.097 
Amp. S/E Casas Viejas: USD 11.002.774 
Amp. S/E San Pablo: USD 9.048.945
Amp. S/E Leyda: USD 8.179.410 
Amp. S/E Hospital: USD 10.017.112 
Amp. SE Chimbarongo y seccionamiento línea 1×66 kV San Fernando – Teno: 10.136.644 
Amp. SE Dalcahue: USD 8.900.954 
Amp. SE Las Cabras: USD 7.688.088 

En el caso de CAM Chile es preciso señalar que todas sus propuestas económicas tuvieron un precio ofertado mayor al valor margen de reserva, de acuerdo a la información que el Coordinador Eléctrico Nacional compartió durante la apertura de sobres “B”. 

Mientras que el CEN también dio un plazo de tres días hábiles para que las empresas que han entregado una oferta entre el valor máximo y el margen de reserva, podrán realizar un reajuste al precio presentado hasta el miércoles 30 de agosto. 

¿Por qué? Ello se debe a que el mismo día de la apertura de tales ofertas se dio a conocer la Resolución Exenta Reservada N° 389 de la Comisión Nacional de Energía, por la que se dio a conocer el monto máximo y el de margen de reserva para las obras en cuestión. 

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La región de Querétaro, ubicada en el centro-norte de México, tiene un gran potencial para la generación de energía eléctrica debido a diversas características geográficas, climáticas y económicas.

De acuerdo Agencia de Energía de Querétaro, este estado se ha puesto en el centro de la escena en el país por su atractivo portafolio de 59 proyectos en cartera, que en conjunto representan una asombrosa inversión de 89 mil millones de pesos.

A través de un comunicado, Marco Del Prete Tercero, secretario de Desarrollo Sustentable, reveló que entre estos proyectos, 12 son expansiones, y señaló la posibilidad de que muchos de ellos sean impulsores del fenómeno conocido como Nearshoring.

En efecto, la Secretaría de Economía reveló que la Inversión Extranjera Directa (FDI por sus siglas en inglés) acumulada desde 2006, asciende a 4.700 millones de dólares. Para este primer trimestre de 2023, la FDI totalizó 148 millones de dólares mientras que en 2022 el total acumulado fue de 264 millones de dólares.

Estas cifras demuestran de que la tendencia crece con fuerza de una manera exponencial y que con el trabajo en conjunto del gobierno y la industria para llevar confianza a los inversores podría seguir detonando aún más.

De esta forma, el apetito por invertir y el crecimiento económico no pasan desapercibido en la región, con actores clave como la industria automotriz, aeroespacial, y de Tecnologías de la Información (TI) y Centros de Datos, buscando relocalización o la expansión de sus operaciones en el estado.

Según los datos proporcionados por la Agencia, dentro del sector de Centros de Datos, se destaca la presencia de 18 proyectos, los cuales totalizan una inversión significativa de ocho mil 500 millones de dólares. Sin embargo, el secretario señaló que cerca del 45% de estos proyectos ya se encuentran en pleno proceso de construcción.

«Hemos mantenido en cartera los proyectos que están cerca de la confirmación. Aunque algunos aún no pueden ser anunciados, de los 18 proyectos, todos en el campo de Centros de Datos, es crucial comprender que la construcción y equipamiento de estas instalaciones no es un proceso instantáneo. Requiere alrededor de año y medio para edificar y completar las infraestructuras«, explicó Del Prete Tercero.

A su vez, destacó que una proporción de estos proyectos se posicionan en las cercanías del Aeropuerto Intercontinental (AIQ), siendo este lugar un punto crucial debido al extenso uso de anillos de fibra óptica y la disponibilidad de energía eléctrica. Se pronostica que esta área se convertirá en el núcleo de los Centros de Datos tanto a nivel estatal como nacional.

La inversión en infraestructura energética también ha reforzado la confianza de los inversores y la industria existente en Querétaro. Del Prete Tercero remarcó que el 75% del consumo de energía se atribuye a la industria, justificando así los esfuerzos por mejorar la capacidad de suministro.

En este sentido, la planificada construcción de la primera subestación eléctrica, proclamada por la Agencia de Energía de Querétaro, con una potencial demanda de 900 megavatios, viene a jugar un papel importante para detonar la industria.

Expectativas de los especialistas

En este contexto, Raúl Moreno, experto en el sector eléctrico resumió el potencial de la región en sus redes sociales y reveló: “Estados Unidos es uno de los socios comerciales más importantes de Querétaro, al contar con cerca de 540 empresas instaladas».

“Dada la importante cadena de proveeduría que posee la región, el estado tiene la gran oportunidad para aprovechar fenómenos como el nearshoring y ser líder en el sector”, agregó.

A su vez, Renato Villaseñor, ex presidente del Clúster Automotriz de Querétaro, coincidió con la reflexión de Moreno y añadió a través de su cuenta en LinkedIn: “El modelo de Triple Hélice donde Industria + Gobierno + Academia realmente generan una sinergia única consolida y convierte a Querétaro en un Polo de innovación”.

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De acuerdo a las estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés), este año la inversión en energía solar alcanzará en todo el planeta los u$s390.000 millones y, por primera vez en la historia, superará el capital destinado a la industria petrolera.

En este marco, a través de sus redes sociales, Fatih Birol, director ejecutivo de la IEA, destacó en sus redes sociales: «Esto refleja el importante cambio que se está produciendo en los sistemas energéticos de todo el mundo. Y es otra señal de que la energía limpia avanza más rápido de lo que mucha gente piensa».

Solar is set to attract more capital than global oil production in 2023 for the first time

This reflects the major shift taking place in energy systems around the world. And it’s another sign that clean energy is moving faster than many people think https://t.co/VTSt02d5i5 pic.twitter.com/9izVDgoup9

— Fatih Birol (@fbirol) August 25, 2023

Fuerte impulso de la energía solar en Europa

Cada vez más empresas europeas adoptan sistemas fotovoltaicos para cumplir con los criterios ESG e ir dejando atrás las fuentes de energía convencionales que tanto afectan al medio ambiente.

De acuerdo al informe, España ya había alcanzado en 2022 un nivel de maduración en energía solar que le permitió hacer frente al 16% de la demanda en julio de 2022, pero este año, para el mismo mes, el sector aportó el 24% del total, mientras que en Grecia en el pico de demanda eléctrica del 24 de julio la energía solar fotovoltaica cubrió el 33,8% de la demanda.

No obstante, para la AIE, el desafío de alcanzar el «Escenario Cero Neto» en el 2050, «requerirá ambición política continua y esfuerzo de los actores públicos y privados, especialmente en el área de integración de la red y para abordar los desafíos de política, regulación y financiación».

La entrada Por primera vez en la historia la energía solar atraerá más inversiones que el petróleo a nivel mundial en 2023 se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría Nacional de Energía (SNE) hace del conocimiento público su complacencia tras la aprobación por parte de la Asamblea General de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) de la Resolución que declara el 26 DE ENERO de cada año como el “Día Internacional de la Energía Limpia”, propuesta que fue co-presentada por Panamá y Emiratos Árabes Unidos, con el interés de establecer un recordatorio anual dirigido a lograr la sostenibilidad energética y climática a nivel mundial.

Este es el resultado de una iniciativa proyectada por la SNE hace aproximadamente tres años, al presentar una propuesta inicial a la Cancillería panameña y al Ministerio de Ambiente, como potencial herramienta para fortalecer el involucramiento a nivel global de los tomadores de decisiones públicos y privados, así como a la población en general, a bien de contar con un momento al año para rendir cuentas de los avances desarrollados y los desafíos pendientes, enfocados a lograr los objetivos y compromisos nacionales y globales, respecto a energía sostenible y limpia para todos en el año 2030 y más allá.

Como parte del proceso llevado a cabo durante este tiempo, se logró contar primero con el respaldo unánime a la propuesta por parte del Consejo de Ministros del SICA y luego igualmente por el Consejo de Ministros de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), además de diversos países de otros continentes y de organizaciones internacionales. Dentro de ese proceso de recabar respaldo internacional para la propuesta, y en el marco de la interacción intergubernamental a lo interno de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), se coincidió con que los Emiratos Árabes Unidos tenía también un borrador de propuesta muy similar al de Panamá, por lo que tanto a nivel de las entidades energéticas de ambos países, como de los respectivos Ministerios de Relaciones Exteriores y las misiones permanentes ante las Naciones Unidas, se desarrolló un constructivo e intenso proceso de acercamiento y conversación entre ambas propuestas, logrando llegar a un documento consensuado que luego fue sometido a consideración del resto de las delegaciones en dicho organismo mundial, lo cual conllevó al respaldo inicial de diversos países amigos que se sumaron de inmediato a co-patrocinar esta propuesta conjunta.

En ese sentido, la SNE también extiende su agradecimiento al Ministerio de Relaciones Exteriores de Panamá, a cargo de la Ministra Janaina Tewaney Mencomo, y a la Misión Permanente de Panamá ante la ONU en Nueva York, encabezada por Markova Concepción Jaramillo; e igual, a los representantes de los países que desde el primer momento apoyaron la propuesta, son ellos: Arabia Saudita, Baréin, Brasil, Cabo Verde, Chile, Colombia, Costa Rica, El Salvador, Filipinas, Guyana, Marruecos, Omán, Paraguay, República Dominicana, Surinam y Uruguay. Asimismo, aplaude a los más de 45 países que respaldaron en consenso la iniciativa con importantes aportes durante las negociaciones.

Para el Secretario de Energía de Panamá, Dr. Jorge Rivera Staff, la aprobación de la creación del Día Internacional de Energía Limpia el pasado 25 de agosto es un “día histórico para los panameños”, al tiempo que es el resultado del trabajo en equipo de la SNE y la Cancillería nacional, con el respaldo del Ministerio de Ambiente.

“La aprobación de esta propuesta de Panamá consolida el liderazgo global del proceso de Transición Energética Justa y Sostenible, que impulsa el Gobierno del presidente Laurentino Cortizo Cohen desde el día 1 de su administración, a través de la Secretaría Nacional de Energía con participación ciudadana activa”, enfatizó Rivera Staff. “Así como hoy millones de personas conmemoran y desarrollan acciones importantes en el día de la tierra o de los océanos, en el futuro lo harán con esta fecha, gracias al aporte de Panamá y su compromiso con la sostenibilidad”, agregó.

Por su parte, la representante permanente de Panamá ante las Naciones Unidas en Nueva York, Markova Concepción Jaramillo, subrayó que “a través de esta resolución, también resaltamos la importancia de integrar los Objetivos de Desarrollo Sostenible, en especial el ODS 7, como un marco guía para garantizar una transición energética justa, inclusiva y sostenible”.

La entrada SNE resalta aprobación de propuesta de Panamá ante la ONU para crear el “Día Internacional de la Energía Limpia” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte eléctrico disponible continúa siendo una problemática en Argentina, a tal punto que ha impedido un mayor crecimiento de las renovables a lo largo de todo el territorio nacional, principalmente en aquellas zonas con mayor factor de carga para la energía eólica y solar.  

Alberto Weretilneck, actual senador nacional y gobernador electro de Río Negro (reemplazará a Arabela Carreras), no fue ajeno a tal complejidad y, al momento de ser consultado sobre el futuro de renovables en la provincia, se refirió a dicha situación durante un evento organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham).

“Esperamos ansiosos la transmisión, ya que no tenemos capacidad de transporte. Tenemos diversos proyectos, pero estamos limitados por la prácticamente nula capacidad de carga en energía eléctrica”, aseguró.

“Igualmente, los procesos que hoy en día lleva a cabo la Secretaría de Energía de la Nación son importantes para consolidarnos en este aspecto”, agregó durante el panel titulado “Cooperación interprovincial para el desarrollo”. 

Las medidas a las que hizo referencia Weretilneck son tres. La primera de ellas está vinculada al conjunto de ampliaciones de las redes de transporte eléctrico y readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país, consideradas de ejecución “necesaria”, que la entidad encargada de la cartera energética nacional aprobó en junio del corriente año y que incluye un plan de expansión de MMUSD 6.945 para incorporar 3.550 MW para capacidad renovable.

La segunda iniciativa es la convocatoria de manifestaciones de interés (MDI) para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, como también para concretar aportes económicos para la construcción de obras de infraestructura para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red, mediante la construcción de líneas de transporte a vincularse con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Mientras que la tercera propuesta está ligada al nuevo “MATER 360” (a partir de la Res. SE 360/2023) por la que se permite que los proyectos renovables que soliciten prioridad de despacho puedan incluir inversiones en la expansión de la transmisión, que deberá ser íntegramente construida y costeada por uno o varios emprendimientos.  

Aunque cabe recordar que, en esta oportunidad, sólo se presentó el Anexo 3 correspondiente al nuevo mecanismo de asignación “Referencial A” para el Corredor Comahue – Buenos Aires – GBA, debido a que el corredor Patagonia no cuenta con capacidad disponible con la probabilidad definida, y para las regiones Centro – Cuyo – NOA aún se evalúan las potencias disponibles y, en función de los resultados se pondrán a disposición en un futuro cercano.

“Defendemos la infraestructura como punto clave. Así como se comenzó el gasoducto Néstor Kirchner, lo propio lo hacemos en el sistema eléctrico después de muchos años sin inversiones, con una apuesta muy fuerte en líneas de alta tensión, tomando obras y licitando otras nuevas”, manifestó Flavia Royon, secretaria de Energía de la Nación, durante el mismo evento de AmCham. 

“Un master plan de líneas de transporte eléctrico es necesario para que volvamos a dar un salto en la incorporación de renovables. (…) A medida que Argentina crezca, se podrá avanzar en dar más flexibilidad y cumplimiento, pero hay una hoja de ruta”, añadió. 

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Como ya han anticipado actores del sector privado a Energía Estratégica, la cancelación de subastas por parte del gobierno mexicano ha provocado que muchos proyectos renovables a nivel utility scale se encuentren en stand by. 

Obtener permisos para ejecutar un proyecto a gran escala se ha convertido en una misión casi imposible y diversas compañías de asesoría legal trabajan fuertemente en sentar las bases para la habilitación de este tipo de desarrollos.

En diálogo con Energía Estratégica, Hernando Becerra De Cima, socio en la firma de abogados Gonzalez Calvillo (GCSC) explica algunas de las medidas adoptadas por el gobierno que han afectado el avance de las energías limpias en la región.

En lo respectivo a energías renovables, ¿cuáles son los temas que más les están preocupando a sus clientes?

Actualmente, lo que más les preocupa a los clientes respecto de sus inversiones en México es el estado de derecho y la política que ha implementado esta administración hacia este tipo de proyectos. 

Algunos argumentan que no existen reglas lo suficientemente claras y precisas para invertir en México, lo que aumenta significativamente el riesgo. Esto tiene un impacto en los financiamientos a este tipo de proyectos, ya que dificulta el análisis y aumenta la exposición de los bancos en los mismos, y la falta de financiamiento, en muchos casos, hace inviable la inversión.

Mientras tanto, nosotros apoyamos a nuestros clientes en diferentes aspectos como la estructuración de los proyectos, la obtención de permisos (o la revisión de los mismos), el financiamiento del proyecto, la venta de participaciones totales o parciales en el capital de la sociedad del proyecto, en la defensa de los derechos del proyecto, así como en el día a día de los mismos.

En concreto, ¿qué tipo de medidas ha tomado el Gobierno las cuales han redundado en falta de seguridad jurídica que ha generado un perjuicio para sus clientes?

Desde abril del 2020, este Gobierno inició una cruzada más frontal en contra de proyectos de generación de energía eléctrica, con un particular énfasis en los proyectos con tecnología de generación eólica y solar.

Con anterioridad a esta fecha, el Gobierno publicó el acuerdo que modifica las reglas relacionadas con los CELs, pero en ese momento parecía ser un evento aislado. 

Estas medidas han incluido la publicación de acuerdos, políticas o circulares, así como el intento de modificación de la constitución y de la Ley de la Industria Eléctrica vigente.  

En resumen, estas modificaciones o publicaciones van desde la suspensión de pruebas preoperativas de proyectos (es decir, podrías tener un proyecto con un porcentaje significativo de construcción, pero el CENACE no emite la declaración de operación comercial, lo cual destruye el valor del proyecto), la modificación de las reglas de despacho de energía eléctrica que tenía el mercado eléctrico mayorista, hasta la prohibición de particulares de mantener más del 46% en activos de generación de electricidad. 

Afortunadamente, muchas de estas no han sido aprobadas o han sido declaradas como inconstitucionales por las cortes.

De los asuntos legales que actualmente están apoyando, ¿cuáles podrían destacar y en qué situación se encuentran?

Hemos participado en diferentes etapas de proyectos. Hasta antes de abril de 2020, estuvimos muy activos en el desarrollo de nuevos proyectos, así como el financiamiento y/o compra total o parcial del capital de sociedades cuyos activos eran proyectos de energía eléctrica. 

A partir de esa fecha, el equipo de litigio asistió a varias empresas en la presentación de amparos contra leyes, con el objeto de combatir la aplicación de las diferentes disposiciones que fue adoptando esta administración. 

Asimismo, participamos como abogados locales en arbitrajes internacionales en contra de México.

Actualmente, hemos participado en diferentes inversiones en México, aunque en menor medida que en el pasado, ya que son pocos los clientes que asumen el riesgo actual.

¿Cómo son las etapas de litigio y qué resultados están obteniendo?

Varía dependiendo del tipo de procedimiento de que se trate. Por ejemplo, en un amparo indirecto (en contra de una norma general), se presenta la demanda de amparo dentro de 30 días hábiles de su entrada en vigor si es la norma es autoaplicativa.

Si la norma es hetero aplicativa, se tiene que presentar 15 días hábiles a partir de que es notificado el acto de aplicación.  Una vez presentada, el tribunal admite, requiere más información o desecha la demanda en caso de que sea notoriamente improcedente.

Tras ser admitida, el tribunal le notifica a la autoridad correspondiente y esta debe de emitir un informe justificado en el cual explica las razones por las cuales aplica (o es omisa en aplicar) alguna disposición legal (15 días después de notificación). Luego, se señala fecha para audiencia constitucional y se presentan alegatos. 

El demandante puede contestarle a la autoridad y el tribunal decidirá si otorga el amparo o no al quejoso. Si hay medidas cautelares (por ejemplo, suspensión definitiva) se convoca a una audiencia incidental y existen recursos adicionales.

En un arbitraje, el procedimiento puede ser diferente dependiendo de las reglas que le apliquen al tratado. No obstante, muchos de estos requieren la presentación de una notificación de intención de demandar, seguida por un periodo de espera (que puede incluir negociaciones o mediación entre las partes) y después el demandante puede presentar o no una demanda de arbitraje. Las siguientes etapas también pueden variar dependiendo de las reglas del procedimiento.

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El 2023 continúa sorprendiendo en lo que respecta a la transición energética del sector eléctrico. A julio de 2023, el 71% de los días, la generación renovable superó a la térmica. Este hecho contrasta con lo ocurrido durante el mismo periodo de 2017, en que ningún día la generación renovable logró superar la generación térmica. Desde que se tiene registros con este nivel de detalle (1999), la generación renovable no había superado en más de un 50% de los días a la térmica en este periodo.

Desde el año 2017 hasta la fecha, ha existido un aumento sostenido en la participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica. «El desarrollo de proyectos renovables en Chile ha sido sin precedentes. En tan solo 15 años se han desarrollado más de 8 GW de proyectos solares, 4.5 GW de proyectos eólicos y 2.5 GW de proyectos hidráulicos de pasada”, dijo Francisco Muñoz director de estudios de Generadoras de Chile.

El ingreso masivo de recursos renovables ha tenido un impacto significativo en la forma de generar energía en Chile y ha permitido que el año 2023 se esté convirtiendo en uno de los años con mayor generación renovable, batiendo todos los récords. La participación de energía renovable del primer semestre de 2023 alcanzó un 54% respecto a la generación total, lo que representa un incremento de 17 puntos porcentuales en comparación al 37% registrado durante 2017.

“Las proyecciones para el resto del año son igualmente prometedoras y se prevé que continúe en aumento la participación de fuentes de generación renovable”, dijo Muñoz. Hasta julio de este año, se encuentran en construcción más de 7 GW de proyectos renovables, los que incluyen centrales solares, eólicas, hidráulicas y almacenamiento, los que entrarían en operación durante el 2023 y 2024. Estos proyectos estarán localizados principalmente en las regiones de Antofagasta (37%), El Maule (11%) y Metropolitana (11%).

Fuente: Dirección de Estudios Generadoras de Chile con datos de la Plataforma de Datos SPEC.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el auge del nearshoring como respuesta a los problemas de la cadena de suministro que surgieron en los últimos años por la pandemia y los conflictos políticos internacionales como la Guerra de Rusia y Ucrania ha convertido a México en un punto de interés para numerosas empresas alrededor del mundo por su proximidad con Estados Unidos y por ser la puerta de entrada a Latinoamérica.

En este contexto, según pudo saber este medio, representantes del sector de energías renovables de México solicitan mayor certidumbre y mejores condiciones que permitan desarrollar proyectos de energía limpia en la región y sacar provecho de los beneficios del nearshoring como la reducción de costos operativos, la proximidad cultural y geográfica, y la posibilidad de una mayor agilidad en la cadena de suministro.

Teniendo en cuenta que la transición hacia fuentes de energía más sostenibles y renovables se ha convertido en una prioridad global, muchas empresas buscan aprovechar estas ventajas para impulsar el crecimiento de esta industria. Algunos puntos clave que solicitan los especialistas para detonar la ejecución de proyectos renovables son:

Políticas Energéticas Estables: se necesitan certeza en cuanto a las políticas energéticas y los incentivos gubernamentales a largo plazo. La estabilidad en las regulaciones y la garantía de que las inversiones no se verán afectadas por cambios abruptos en las políticas son esenciales para atraer inversiones significativas.
Marco Regulatorio Predecible: un marco normativo claro es indispensable para facilitar la inversión y el desarrollo de proyectos de energías renovables. Esto incluye los procesos de obtención de permisos y licencias, así como las regulaciones relacionadas con la conexión a la red eléctrica y la venta de energía.
Incentivos Financieros y Fiscales: estos beneficios como tarifas de compra garantizadas (feed-in tariffs) y exenciones fiscales, pueden ser determinantes para el éxito de los proyectos de energías renovables. La certidumbre en cuanto a la continuidad de estos incentivos es esencial para atraer inversores y desarrolladores.
Acceso a la Red Eléctrica: se requiere la infraestructura de la red eléctrica y su capacidad para integrar fuentes intermitentes de energía renovable. La certeza en cuanto a la disponibilidad y capacidad de conexión a la red es vital para garantizar la viabilidad de los proyectos.
Desarrollo de Talento: La formación y el desarrollo de talento especializado en energías renovables son fundamentales para la expansión exitosa de la industria. La certidumbre en cuanto a la disponibilidad de profesionales capacitados en tecnologías y operaciones de energías renovables es esencial.
Innovación y Investigación: robustecer estos aspectos sirve mejorar la competitividad a nivel global.

De esta forma, para descarbonizar la economía de México y cumplir con los objetivos propuestos a nivel internacional es esencial que el países proporcione un entorno favorable y predecible que fomente la inversión y el desarrollo sostenible de proyectos. La certidumbre en políticas, regulaciones, incentivos y condiciones generales es crucial para atraer inversiones y contribuir a la expansión de la infraestructura de energía limpia.

En efecto, Cintya Jazmín Hernández Nieto consultora experta en energías renovables destacó en sus redes sociales: «La seguridad energética es primordial para un adecuado funcionamiento de la sociedad e industria. Las tecnologías digitales, la infraestructura de comunicaciones y las operaciones industriales dependen de un suministro de electricidad confiable y eficiente».

«A medida que los países hacen la transición a fuentes de electricidad menos intensivas en carbono, los operadores del sistema enfrentan una serie de desafíos continuos, ya que las energías renovables generalmente requieren un mayor grado de flexibilidad de la red para compensar su intermitencia», agregó.

«Actualmente, los gobiernos están cada vez más preocupados por la capacidad de los mercados y marcos regulatorios existentes para continuar brindando un suministro de electricidad confiable, asequible y eficiente», concluyó.

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Risen Energy, fabricante y proveedor chino de productos fotovoltaicos de alto rendimiento, prevé seguir consolidándose como una de las compañías solares más elegidas a lo largo del mundo.

Para ello no buscará seguir pisando fuerte en Latinoamérica, primordialmente en Brasil, el cual es el mercado energético más grande de la región; sino que también proyecta un futuro prometedor en cuanto a disponibilidad de módulos y celdas FV. 

“Con la extrema calidad que tenemos, vamos a lograr, en términos de capacidad productiva hasta final de año de alrededor de 45 GWp en módulos FV y, de ese modo estaremos entre los 5-6 fabricantes principales”, afirmó Ricardo Marchezini, Country Manager Brasil de Risen Energy, durante el Brazil Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit. 

“Incluso, en la fabricación de celdas FV, tendremos un pico de 33 GW y ya trabajamos e invertimos en nuevas fábricas, sólo para ofrecer una mejor calidad en el producto para el cliente”, agregó. 

Este año el foco en Brasil estará puesto con el módulo solar Hyper-ion heterounión (HJT), producido en la Base de Manufactura de Nanbin de la Compañía (Fase-1), que recientemente ha salido de la línea de ensamblaje.

Dicho producto tiene la particularidad que tendrá una potencia máxima de salida de 741.456Wp y una eficiencia que supera el 23.89%, además que ofrecen un coeficiente de temperatura estable, capaz de mantener su potencia por encima del 90% incluso después de 30 años de uso. 

“Esta tecnología quizás todavía ahora no encaja para el sector minorista, sino que seguirá un tiempo con el módulo monocristalino N-Type, pero sí con el de generación centralizada. Por lo que el desafío es instruir hacia productos de calidad para que ese segmento también tenga las micro usinas eléctricas por aproximadamente 30 o 40 años”, sostuvo Ricardo Marchezini.

Desafíos actuales

A pesar de que Brasil cuenta con más de 32 GW solares instalados (22,38 GW en generación distribuida y 9,63 GW en centralizada) y las buenas expectativas de crecimiento a partir de la vuelta de Luiz Inácio Lula da Silva, el sector fotovoltaico del país aún cuenta con una serie de retos a atravesar. 

“Este año fue y es muy desafiante para todos. El mercado está un complicado este año, principalmente cuando se trata del derecho de venta al por menor y un poco de las grandes centrales eléctricas”, manifestó el Country Manager Brasil de Risen Energy.

“No se trata del nuevo reglamento [de micro y mini generación], que es un punto popular para la población y para el mercado minorista. Sino que el problema es la alta y la falta de crédito en el mercado, afectaron bastante a los nuevos proyectos y aquellos en progreso. Por ende, dificulta continuar con la expansión y el crecimiento exponencial en el segmento que tuvimos años anteriores”, añadió

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Pasaron más de tres meses desde que la Secretaría de Energía de la Nación presentó al Congreso su proyecto de ley del Régimen de Promoción del Hidrógeno “de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero” y, hasta el momento, la iniciativa no giró más allá de las comisiones del Senado. 

Sin embargo, un grupo de actores del sector energético avanzan tanto con su propio proyecto de ley (presentado previamente que el del Ejecutivo), como también con una serie de aportes en pos de mejorar la normativa y no dejar fuera ningún aspecto relevante que pudiera afectar a su competitividad, incluso aún con la diversidad de voces que componen ese debate regulatorio. 

“Nuestras observaciones procuran mostrar que el proyecto de ley presentado por el Poder Ejecutivo debe ser revisado en profundidad. Si tuviera que sintetizar las observaciones, creo que no tiene la suficiente claridad en cuanto a que debemos tener un marco regulatorio tal que le permita a la producción de Hidrógeno en nuestro país sea competitiva internacionalmente”, señaló Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina.

“El potencial exportador de nuestro país es muy grande, pero será un mercado internacional con muchos actores y todo indica que habrá una enorme competencia. Un enclave industrial en la Patagonia de producción de hidrógeno verde o algún derivado, como el amoníaco, deberá competir con producciones similares en el norte de África, Australia u otros países de la región. Quiero decir, debemos quitar barreras y reducir costos locales, y de ese modo facilitar las chances de competir globalmente”, agregó en conversación con Energía Estratégica.

Una de esos puntos clave es la exigencia de integración de industria local, que también fue marcado por otra parte del sector, considerando que el proyecto del Ejecutivo propone un contenido nacional mínimo que aumentará de forma paulatina entre 35% (a partir de la entrada en vigor de la ley), 45% (a partir del sexto año) y 50% (desde el undécimo año). 

Aunque para el cálculo de esos porcentajes mínimos, no será válido el cómputo del valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura ni a la mano de obra. Asimismo, también deberán netearse los importes correspondientes al Impuesto al Valor Agregado, los gastos financieros, descuentos y bonificaciones. 

“Eso actúa como una barrera inicial, eleva costos y complejiza a la industria en el momento crítico para su arranque. Pero debemos comprender que la escala de esta industria generará integración local por sí misma, pensando en proyectos de varios GW cada uno”, sostuvo Villalonga. 

“Poner eso en la ley implica aumentar los costos de capital a los proyectos, es sacarnos de competencia. Es sumamente caprichoso como varían los porcentajes propuestos de integración local para cada una de las tecnologías, donde se termina poniendo una barrera mayor al hidrógeno verde, justamente el que generará el bien exportable de mayor interés. Eso no se entiende. Se necesita una ley mucho más simple”, continuó. 

¿Se puede esperar el debate parlamentario? A pesar que hay altas expectativas por parte de la industria ligada al H2, e incluso algunos proyectos de producción a la espera del marco normativo, no se ve tan factible que este año se diera tratamiento, principalmente por ser año electoral en Argentina.

“Todo indica que es muy baja la probabilidad. Pero eso no quita que debemos tener los proyectos analizados para hacer las contribuciones cuando sea necesario. Debemos ponernos de acuerdo rápidamente para despejar algunas dudas y permitir que los muchos proyectos que hoy están en una etapa de evaluación comiencen a ejecutarse”, manifestó el presidente de Globe y miembro de la PlataformaH2. 

“En esta etapa, la ley nacional deberá dar algunos elementos de previsibilidad básicos, pero luego debemos tener una estrategia u hoja de ruta que signifique una complementación público-privada para hacer el camino de convertir al hidrógeno en una industria, por ejemplo, el desarrollo de la infraestructura necesaria, y por supuesto, las condiciones macroeconómicas deberán ordenarse para el momento de escalar en cuanto a producción y exportación”, concluyó.

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AESOLAR, marca líder en el mercado de las energías renovables, presenta el módulo fotovoltaico TERRA, diseñado con tecnología de vanguardia para aumentar significativamente el rendimiento energético y la durabilidad para diversas aplicaciones, en especial la agrovoltaica. TERRA va mucho más allá de los módulos tradicionales, presentando características innovadoras que lo convierten en una opción confiable y eficiente para proyectos que aprovechan la energía solar.

El nuevo módulo llegará al mercado para transformar los proyectos agrovoltaicos en América Latina gracias a su mayor capacidad para generar energía en áreas reducidas, lo que permite al agricultor aprovechar mejor la tierra y reducir costos. Además, el módulo TERRA puede ser aplicado como cercas generadoras de energía, lo que valoriza aún más el uso de los espacios de la propiedad.

Características principales del módulo fotovoltaico TERRA

– Módulo clásico de media celda:

TERRA puede utilizarse eficazmente para proyectos agrovoltaicos, permitiendo el doble uso de la tierra para la generación de energía y fines agrícolas.

– Eficiencia potenciada:

Las celdas del módulo están interconectadas en serie dentro de cada bloque. Los bloques superior e inferior están conectados en paralelo. Esta configuración da como resultado una mayor eficiencia combinada por unidad de superficie, maximizando la producción de energía.

– Diseño sin auto-sombreado:

Uno de los principales desafíos a los que se enfrenta la aplicación de módulos fotovoltaicos bifaciales es el auto-sombreado procedente de sus propios componentes, como son la caja de conexiones o junction box, los conectores y el marco, los cuales pueden afectar la generación de energía en la cara posterior. El módulo TERRA atenúa eficazmente este problema, ya que se vale de cambios en su diseño respecto a la disposición de sus componentes y su completa integración, eliminando el auto-sombreado. Esto reduce las pérdidas de energía y mejora el rendimiento de la generación de energía.

– Durabilidad:

TERRA está diseñado para soportar condiciones ambientales adversas. Al cambiar la orientación de las celdas, ubicando su lado más largo paralelo al lado más largo del módulo (a diferencia de los módulos tradicionales), se reduce la tensión causada por la posible flexión o pandeo. Esto aumenta la resistencia, especialmente frente a las cargas mecánicas inducidas por el viento o la nieve, lo que se traduce en una mayor durabilidad.

– Alta tolerancia al sombreado parcial:

El sombreado parcial generado por factores externos, puede afectar significativamente la generación de energía en los módulos convencionales. El diseño de TERRA garantiza una alta tolerancia al sombreado parcial, reduciendo los efectos negativos en el rendimiento de la generación de energía.

«Con la introducción del módulo fotovoltaico TERRA, nuestro objetivo es proporcionar a los proyectos un módulo avanzado que no sólo ofrezca una alta eficiencia y potencia de salida, sino que también proporcione la flexibilidad respecto a su aplicación y el rendimiento en la generación de energía que nuestros clientes y socios necesitan», afirma Ramón Nuche, director general de AESOLAR para América Latina.  «Al superar desafíos como el auto-sombreado y las condiciones climáticas adversas, TERRA permite a los usuarios maximizar su rendimiento energético manteniendo el más alto nivel de durabilidad para sus instalaciones.»

El módulo fotovoltaico TERRA está listo para revolucionar el sector de la energía solar, ofreciendo un rendimiento superior, confiabilidad y versatilidad en múltiples aplicaciones. Así, los proyectos fotovoltaicos pueden disfrutar de un equilibrio perfecto entre eficiencia y potencia, lo que en última instancia se traduce en una generación de energía más rentable.

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Reafirmando su compromiso con el proceso de descarbonización de la matriz energética del país y en línea con su estrategia transformacional Greentegra, el directorio de AES Andes aprobó el retiro anticipado de la Unidad 2 de la Central Ventanas.

La compañía solicitó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la exención del plazo de 24 meses para informar el retiro, desconexión y cese de operación de la Unidad 2 de Central Ventanas a contar del 31 de diciembre de 2023, dejando sin efecto la solicitud de paso a Estado de Reserva Estratégica (ERE) para esta Unidad, realizada en el año 2020.

El gerente general de AES Andes, Javier Dib, indicó que “la decisión adoptada por el directorio de la compañía honra el compromiso que adoptamos en Chile de ir retirando nuestras unidades a carbón en la medida que el sistema eléctrico lo permita.

La Unidad 2 de Central Ventanas ha sido durante todos estos años un pilar fundamental para la seguridad eléctrica de la región de Valparaíso”. Asimismo, destacó “la dedicación de nuestras colaboradoras y colaboradores por seguir impulsando la transición renovable y la confianza depositada en la empresa para concretar estos avances”.

Dib agregó que “nuestra estrategia transformacional Greentegra ha avanzado de acuerdo a lo definido por la compañía y al compromiso que tenemos con Chile: no solo estamos retirando nuestras operaciones a carbón, sino que al año 2027 habremos agregado más de 3.8GW de capacidad renovable a nuestro portafolio en el país”.

En tanto, el ministro de Energía, Diego Pardow, indicó que “AES fue parte de las empresas que se sumaron al acuerdo de descarbonización del 2019, una política de Estado y que hoy vamos a complementar a través del Plan de Descarbonización que lanzamos como gobierno”.

Pardow agregó que “en ese sentido, valoramos el impulso de AES de contribuir a esta meta, entendiendo que esta solicitud debe ser primero evaluada por la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional en el marco de sus competencias”.

La Unidad 2 de Central Ventanas cuenta con una potencia bruta de 208 MW. Con su salida y con el anterior retiro de operaciones de la Unidad 1 se evitarán más de 2,5 millones de toneladas de CO2, lo que equivale a sacar de circulación más de un millón de vehículos de las calles del país.

AES Andes ha dado muestras concretas de su compromiso con el proceso de descarbonización que lleva a cabo el país y con el propósito de trabajar para combatir el cambio climático.

La compañía y sus filiales han anunciado planes concretos para retirar el 82% de la capacidad a carbón en su portafolio antes de lanzar su estrategia Greentegra en 2018, en línea con la intención de The AES Corporation de salir del carbón al 2025.

La compañía continúa comprometida con su propósito de acelerar el futuro de la energía juntos y avanzar en su transformación con el retiro de sus unidades a carbón y la construcción de nuevos proyectos renovables, incluyendo tecnologías de almacenamiento.

AES Andes sigue trabajando junto a sus colaboradores, socios, clientes y las comunidades para avanzar rápidamente en este proceso, con una inversión superior a los 3 mil millones de dólares en nuevos proyectos de energías renovables.

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Solis Inverters, potencia mundial en la industria de la energía solar, ha sido reconocida como la tercera mayor empresa solar del mundo por envíos, según Wood Mackenzie. Este destacado reconocimiento reafirma la dedicación de Solis a la innovación tecnológica, la calidad del producto y el compromiso con un futuro sostenible.

En 2022, Solis experimentó un año excepcional de crecimiento, marcado por la inauguración de una nueva fábrica con líneas de producción automatizadas de última generación.

Esta expansión permitió a la empresa reforzar significativamente su capacidad de fabricación, permitiéndonos atender a una base de clientes aún mayor en todo el mundo. En un año marcado por múltiples desafíos, la firma ha ganado participación gracias al fuerte respaldo de sus socios y clientes para entregar a tiempo.

En 2022, cuando se trata de las 5 principales empresas a nivel mundial, Solis ha crecido un 86% con respecto a 2021, por mucho, el crecimiento más rápido del grupo. Más importante aún, este crecimiento se debió a un crecimiento significativo del 61% en 2021 con respecto a 2020, lo que indica la sólida red de ventas y el reconocimiento de marca que la empresa ha construido.

«Solis ocupó el tercer lugar entre los mayores fabricantes de inversores fotovoltaicos a nivel mundial por segundo año consecutivo». afirmó Sandy Woodward de Solis Inverters. «No podríamos haber logrado esto sin el compromiso con la excelencia de nuestro equipo global de más de 4500 personas. A medida que ampliamos aún más nuestra capacidad de fabricación, estamos bien posicionados para continuar en un camino de crecimiento, dedicados a contribuir a un futuro sin emisiones de carbono».

Estos últimos datos se deben a los muchos premios y reconocimientos que Solis ha recibido durante los últimos 18 meses. La empresa recibió el sello «top inverter brand 2023”. Para Bélgica por parte de la respetada organización de investigación de mercado mundial, EUPD Research; habiendo obtenido el mismo sello para Holanda y Sudáfrica. Este es el octavo año consecutivo en el que Solis ha sido reconocido por la EUPD, basándose en 100.000 entrevistas en más de 50 países.

Con presencia en más de 100 países en todo el mundo, el rápido ascenso de Solis Inverters en la clasificación es una recompensa por su capacidad de respuesta a las necesidades del mercado, con una capacidad de fabricación total que superará los 80 GW para finales de 2023.

Solis se ha mantenido centrado en un modelo en el que el la firma respalda plenamente las ventas locales, el marketing, la capacitación, la ingeniería y el soporte de servicio para los clientes, garantizando altos niveles de satisfacción y atracción de la marca incluso en mercados más nuevos.

Acerca de Solis

Fundada en 2005 y cotiza en la Bolsa de Valores de Shenzhen (300763. SZ), Ginlong (Solis) Technologies es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y experimentados del mundo.

La empresa ofrece soluciones rentables para hogares, empresas y plantas de energía a gran escala; entregando valor en todos los niveles de la cadena de suministro solar y atrayendo a propietarios de viviendas y empresas, así como a productores de electricidad e inversores en energía renovable a nivel mundial.

Combinando una cadena de suministro global con capacidades de fabricación e I+D de clase mundial, validadas bajo la certificación internacional más estricta, Ginlong optimiza los inversores Solis para cada mercado regional, sirviendo y apoyando a sus clientes con un equipo de expertos locales.

La empresa tiene como objetivo trabajar con las partes interesadas para acelerar el viaje del mundo hacia un futuro más sostenible.

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Días atrás, el embajador del Reino Unido, Jon Benjamin, visitó el municipio de Huachinera, Sonora, donde se instaló una de las centrales fotovoltaicas de generación distribuida como parte del Programa Social de Energía Solar Distribuida (2022-2027), impulsado por el Gobierno del Estado de Sonora y enmarcado en el Plan Sonora de Energías Sostenibles.

Estas plantas solares forman parte de un proyecto apoyado en el marco de cooperación del de dicho programa impulsado por el Dr. Alfonso Durazo Montaño, Gobernador del Estado de Sonora y el Reino Unido a través del Programa UK PACT (Alianzas para las Transiciones Climáticas Aceleradas, por sus siglas en inglés), e Iniciativa Climática México (ICM).

Ésta visita tuvo entre sus objetivos conocer de primera mano una de las primeras 40 plantas solares de la iniciativa en municipios serranos y marginados de la entidad.

En este marco el Dr. Rafael Cabanillas Director General de Energía señaló que a la fecha se han instalado plantas similares con capacidad menor 0.5MW en los municipios de Bacerac, Bacadéhuachi y Bavispe.

Además, aseguró que se están realizando esfuerzos de rehabilitación en plantas de la comunidad Seri y trabajos técnicos de preparación en otros municipios serranos.

En conversaciones con Energía Estratégica, Cabanillas destacó: “El convenio con el Reino Unido y la ICM (Iniciativa Climática México) sirve para hacer un registro del procedimiento e identificar los problemas que se tienen para ver qué soluciones se pueden aportar y cómo se pueden replicar en otras partes”. 

En efecto, en esta primera etapa, se busca beneficiar a hasta 122 mil personas con la generación de energía limpia lo que repercutirá en ahorros por el gasto eléctrico de los hogares y también apoyar a los municipios en los consumos eléctricos por el bombeo de agua potable, la operación de plantas desalinizadoras u otros servicios como el alumbrado público. 

En tanto a la visita, Cabanillas explicó: “El embajador se fue muy contento. No conocía esas regiones y recorrió bastantes tramos de Sonora en vehículo. Estaba convencido de que los fondos que estaba aportando el Reino Unido estaban teniendo un impacto muy importante en lo social. Estaba muy complacido del plan que se hizo en estas zonas”.

“En efecto, renovó el contrato y para los siguientes dos años la embajada seguirá participando en el programa de ICM. Con esos fondos no se adquieren equipos, son fondos de asesoría, estudios, colaboración para conceptualización de modelos de trabajo, etc.”, añadió.

Más sobre la visita del embajador

De acuerdo a un comunicado del Gobierno del Estado de Sonora, la Presidenta Municipal, C. Mavidenia Ramos Holguín y el Director General de Energía de la Secretaria de Economía, Dr. Rafael Cabanillas López dieron la bienvenida al Embajador en los salones del Palacio Municipal donde se ofreció un almuerzo sonorense en compañía de la comunidad, quien agradeció la hospitalidad para conocer de cerca tan importante proyecto que ha contado con el respaldo del Reino Unido en el marco de sus programas para la Transición Energética. 

Posteriormente participó de un encuentro con miembros del ejido de Huachinera encabezado por el C. José Ramón Moreno López, Presidente del Comisariado Ejidal, con quien se formalizaron en comodato los terrenos que ocupa la planta, a vecinados de la localidad, productores rurales y otros miembros destacados de la comunidad.

También se informó respecto a los avances del Proyecto y los retos por venir en materia de organización y operación para garantizar los beneficios esperados por la energía limpia producida. 

«Aspectos como los beneficios, administración y gobernanza de la planta seguirá contando con el respaldo del Reino Unido«, manifestó el Embajador Benjamin, quien reconoció el esfuerzo del gobierno del Estado de Sonora y de Iniciativa Climática de México. 

Por su parte, la directora de energía de ICM, Luisa Sierra, mencionó que con estos proyectos solares fotovoltaicos en México, se avanza en un nuevo paradigma para acelerar nuestra transición energética, poniendo énfasis en la participación activa de la comunidad y en la apropiación de la tecnología, para asegurar una distribución justa de los beneficios entre todas las personas.

 Finalmente, los participantes se trasladaron a las instalaciones que ocupa la planta en la propia comunidad y conocieron los detalles respecto a su instalación, sus componentes, los procedimientos de interconexión a la red de distribución de la propia CFE y otros aspectos relevantes de su operación y mantenimiento.

Tras agradecer la hospitalidad de la región, el embajador Jon Benjamin afirmó : “Este es un ejemplo de lo que podemos lograr cuando cooperamos para enfrentar retos globales mediante nuestro programa bilateral en cambio climático, UK PACT, y la colaboración de gobiernos estatales, municipales, y la sociedad civil.

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