De acuerdo a su Curriculum Vitae, Omar Andrés Camacho es un ingeniero eléctrico con maestría en Energías Renovables de la Universidad de Monterrey. Se venía desempeñando como asesor del Ministerio de Minas y Energía y estaba preparando su entrada para ocupar la presidencia de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Ahora será el reemplazante de Irene Vélez, quien dejó su cargo de ministra la semana pasada. Sólo resta su nombramiento oficial. Una vez dado ese paso, ¿qué desafíos se le abren a Camacho?

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, ex Director Ejecutivo de SER Colombia y actual consultor, en principio valora que el nuevo funcionario tiene experiencia y conocimientos en el sector, con estudios en energía renovable. Pero indica que “lo interesante es que pueda asumir los grandes retos que tiene el Ministerio en este momento”.

Corredor advierte que “el primer desafío que se enfrentará (“y ojalá con éxito”, remarca) es un fenómeno de El Niño”. “Es un tema complejo porque se reduce la oferta de energía y hay que hacer un seguimiento muy estrecho para evitar cualquier desabastecimiento. Esto será fundamental”, considera.

Pero, en lo respectivo a las renovables, el ex referente de SER Colombia observa que el nuevo ministro tiene “unos retos enormes en sacar adelante los proyectos de energía renovables”.

“El presidente habló de una meta de 6 GW para su periodo y pues hasta ahora no hay nada. Entonces eso es una tarea gigante. Se necesitará acelerar los proyectos, acelerar el tema de licencias ambientales. Ojalá reformar el esquema de licencias para proyectos renovables”, asevera el consultor.

“Hoy en día estos estudios son tan complicados como la explotación petrolera, no tiene sentido”, opina.

Cabe recordar que existen más de 1 GW eólico en La Guajira a la espera de prósperos avances en procesos de consultas previas. Y que hace algunos meses Enel tomó la decisión de no continuar la construcción de su parque eólico Windpeshi por no encontrar viabilidad en los entendimientos con las comunidades luego de extensos años de diálogo.

“No se trata de hacer una cosa sin fundamento, sino dedicarse a mirar los impactos reales de estos proyectos que son mucho menores que los de otras actividades. Eso podría facilitar y hacer más rápido el proceso de licencia ambiental, que es uno de los temas complejos”, considera Corredor.

Mercado eléctrico y precios

Otro de los desafíos que tendrá el reemplazante de Irene Vélez, a ojos de Corredor, tiene que ver con examinar y aplicar propuestas de ajustes del mercado eléctrico, costos de la energía en cuanto a una revisión de la eficiencia de los precios del mercado mayorista y hacer ajustes.

“Eso es una tarea muy importante porque se están viendo precios que están por fuera”, confía el ex SER Colombia.

Explotación petrolera

Por otro lado, otra de las grandes preguntas del sector energético con la llegada de Camacho es qué va a pasar con la exploración petrolera. “¿Se va a seguir? ¿Se va a frenar? ¿Cómo se va a manejar? ¿Cuál es la ruta en esa en esa materia? Son todos temas muy importantes”, cierra Corredor de cara a los desafíos que deberá asumir el nuevo jefe de la cartera energética.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó la Consulta Pública CREE-CP-04-2023 denominada “Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Carga”.

El documento que ya se encuentra publicado en la web de la CREE incluye disposiciones técnicas generales, así como detalles de habilitación, supervisión, obligaciones y requerimientos para generadoras y el operador del sistema.

De esta Norma no están exentas las centrales de energías renovables. En concreto, el Artículo 13 propone nuevos “Requerimientos para Centrales Eólicas y Solares” que deberán adicionarse a los ya dispuestos en la regulación nacional y la regulación regional; este última, en el caso de que la generadora esté conectada a la red de transmisión regional (RTR).

Mediante ocho incisos se indica que “Las centrales generadoras eólicas y solares deben contribuir al control de voltaje, y cumplir con los requisitos siguientes:

a) Contar con la capacidad de operar en forma permanente absorbiendo o entregando potencia reactiva en el punto de conexión a la red.

b) Poder operar en el modo de control de voltaje que establezca el operador del sistema de acuerdo con las pruebas y parámetros verificados y acordado en la habilitación.

c) Permanecer conectados a la red ante fallas que causen subvoltaje (huecos de voltaje) o sobre voltaje por fuera de los límites establecidos.

d) Contar con la capacidad de disminuir su inyección de potencia activa y contribuir con inyección de potencia reactiva mientras dure el evento de hueco de voltaje sin salir de operación. Una vez superado el hueco de voltaje deberán de recuperar la potencia activa suministrada previo al evento, en un tiempo no mayor a 1 segundo, siempre que haya disponibilidad de recurso primario.

e) Permanecer en servicio al menos 20 minutos en condiciones de emergencia con voltaje nominal entre +108 % a 110 % y entre 85 % a 90 %.

f) Poder regular automáticamente el factor de potencia de la central generadora en condiciones normales de operación en el rango entre +0.95 y -0.95, con el propósito de mantener el voltaje del punto de entrega en la consigna requerida por el operador del sistema dentro del rango ±5 % de el voltaje nominal. El operador del sistema podrá requerir un menor rango de absorción/suministro de potencia reactiva de la central para valores de potencia activa entre el 5 % y 50 % de la potencia nominal. Para el caso que la potencia activa de la central esté debajo del 5 % respecto a la potencia nominal, la potencia reactiva de la central deberá estar dentro del rango de +/- 5 %.

g) En condiciones de contingencias o de emergencia, operar con factor de potencia en el rango entre +0.90 y -0.90 de factor de potencia, conforme a los límites técnicos de los equipos según las curvas de capacidad.

h) Suministrar al menos el 50% del rango de la respuesta de potencia reactiva a partir de recursos dinámicos

También se contempla que el operador del sistema defina el modo de control en el cual operará cada central de generación eólica y fotovoltaica de acuerdo con los requerimientos de potencia reactiva y voltaje en la zona de conexión de la central de generación. Y se propone que las centrales generadoras deban poder operar en los siguientes tres modos de control de voltaje:

a) Modo de control de factor de potencia fijo: Mediante una consigna de factor de potencia se establece el reactivo de salida de todo la central con el objeto de mantener el factor de potencia requerido por el operador del sistema en el punto de entrega.

b) Modo de control de potencia reactiva constante: la central fija el valor de reactivo de acuerdo con una consigna local o remota según las instrucciones del operador del sistema.

c) Modo de control de voltaje por caída de voltaje (voltage droop) cuya respuesta de potencia reactiva ayuda a estabilizar el voltaje y permite operar por consigna de voltaje local o remoto.

Se convoca a todos los interesados en esta Consulta Pública CREE-CP-04-2023 a participar hasta las 12:00 horas del martes 1 de agosto de 2023 (hora oficial de la República de Honduras).

Los comentarios y observaciones deberán ser ingresados a través de la plataforma de consulta pública establecida por la CREE en su página web: https://bit.ly/CONSULTA-CREECP-04-2023

Más actualizaciones normativas 

La “Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Carga” no es la única iniciativa que ha impulsado el órgano regulador.

Durante el primer semestre del año, la CREE trabajó modificaciones para la Norma Técnica de Potencia Firme aplicando cambios al cálculo para las centrales hidroeléctricas y determinando nuevos conceptos de potencia firme para centrales renovables variables.

Y se empezó a preparar nueva normativa para proyectos de energía renovable variable con baterías, que se deberían alinear a las normas antes mencionadas y prever la probable incorporación de nuevos proyectos de eólica y solar en el sistema.

En el Informe de Planificación Operativa de Largo Plazo 2023 – 2025 se contemplan 86 proyectos que superan los 2000 MW de capacidad instalada; de los cuales, las eólicas y solares totalizan 741.55 MW de capacidad renovable instalada sin contemplar nuevas adiciones.
Ahora bien, una eventual convocatoria a la licitación pendiente de 450 MW podría cambiar este panorama; visto que la eólica y solar -que están entre las tecnologías con montaje más ágil- podrían responder rápidamente a suplir el déficit de generación.

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La Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Nación realizó una reunión de trabajo junto a diferentes partes del sector público y privado con motivo de dialogar sobre el proyecto de ley en el que establece el Régimen de Promoción por 30 años para el Hidrógeno “de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero”. 

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) fue una de las entidades invitadas y, al término del encuentro, Marcelo Álvarez, miembro Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER, conversó con Energía Estratégica sobre las primeras impresiones de la reunión y qué esperar a futuro. 

“Celebramos la iniciativa y que eso forzara la necesidad de activar el mercado. Pero nos parece que, principalmente, debe ser promocionado el hidrógeno verde con una hoja de ruta para alcanzar competitividad con los países que tienen condiciones parecidas a nosotros”, aseguró. 

“La ley debe ser lo suficientemente fuerte y precisa para impulsar el sector, pero también amplia para no incluir requerimientos ni de flujos de fondo ni de componente nacional sin tener una hoja de ruta tecnológica o estrategia nacional, para saber cómo se financiará el proceso”, agregó. 

Lo cierto es que el Poder Ejecutivo planteó un proyecto de ley en donde incluye al hidrógeno verde pero también al H2 azul (gas natural) y H2 rosa (nuclear), ya que les brinda similares réditos, a diferencia de otros países de la región que hicieron marcos específicos para el vector energético producido con renovables.

Puntualmente los beneficios impositivos y de acceso a dólares alcanzarán a las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de H2, desde parques de generación renovables, las plantas de reformado de gas natural y las centrales nucleares; en tanto éstas tengan tengan por objetivo destinar la energía a producción de hidrógeno o de subproductos. 

Y de igual manera, los electrolizadores (alimentadas con energía renovable o nuclear), la infraestructura de captura y almacenamiento de gases de efecto invernadero, las desalinizadoras de agua, licuefacción, gasificación y terminales portuarias, y las obras de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión entre las plantas de generación renovable, destinadas a la producción de hidrógeno, también podrán optar por tales beneficios. 

“El fomento al H2 azul y rosa es el equivalente a energías limpias versus renovables. Es decir, el Poder Ejecutivo piensa que la cadena de valor del H2 está abierta porque todavía ningún país está muy avanzado; sumado a que quieren que Argentina participe del proceso y parte de la tecnología de los proyectos sea producida a nivel nacional”. 

Tal como adelantó este portal de noticias en anteriores oportunidades, el régimen de promoción previsto a 30 años tiene foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional que aumentará de forma paulatina entre el 35% (a partir de la entrada en vigor de la ley), 45% (a partir del sexto año) y 50% (desde el undécimo año). 

Hecho que ya fue criticado por parte del sector energético al manifestar que la cantidad porcentual de contenido nacional no debe ser una exigencia en el inicio de los proyectos, sino que el mismo crezca de forma paulatina a medida que avance la industria.

Marcelo Álvarez también se refirió a ello y advirtió que algunos puntos deberían dejarse para el entramado del decreto reglamentario “por si cambia el panorama dentro de algunos años”, tal como se dejaron las puertas abiertas para diversas cuestiones regulatorias en la ley 27424 (régimen de fomento a la generación distribuida. 

Además, el miembro CD y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER sugirió que, dentro de la mesa de reunión que tendrá continuidad, “también debería estar la PlataformaH2 Argentina como actor del mercado (no sólo sus miembros) porque agrega valor a la mesa”. 

Y cabe recordar que la PlataformaH2 Argentina (dentro de la cual también está CADER) ya presentó su propio proyecto de ley de hidrógeno verde y paulatinamente realiza una serie de observaciones acerca de la iniciativa del Poder Ejecutivo de la Nación, a fin de construir un marco regulatorio “apropiado” para la industria del H2 en el país y una hoja de ruta para su desarrollo. 

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La transición hacia las energías renovables en Ecuador no solo es una necesidad para abordar los desafíos ambientales y climáticos, sino que también puede proporcionar oportunidades económicas y sociales significativas. Al aprovechar su rica oferta de recursos naturales, puede avanzar hacia un futuro más sostenible y resiliente en términos energéticos. 

No obstante, teniendo en cuenta que el pasado 17 de mayo, el presidente de Ecuador, Guillermo Lasso, disolvió la Asamblea Nacional y convocó a elecciones para los comicios del 20 de agosto, el país atraviesa una fuerte convulsión política que preocupa al sector empresario y frena, en muchos casos, las inversiones extranjeras por la alta incertidumbre.

Bajo esta premisa, el ingeniero electrónico Javier González Redrován, coordinador del Laboratorio de Energías Renovables y de la Maestría en Energías Renovables en la Universidad Católica de Cuenca analiza el panorama de energías limpias en el país y anticipa los principales desafíos que enfrenta la industria, en conversaciones con Energía Estratégica.

¿Cómo se encuentra el mercado de renovables en Ecuador?¿Ha crecido con respecto a años anteriores?

Los proyectos renovables en Ecuador han crecido en el último tiempo. Este año se inauguró una planta de generación eólica que es la más grande del país, llegando a casi 60 MW de generación. 

También se han lanzado proyectos para la generación de casi 500 MW por un poco más de 600 millones de dólares en todo el país. Estos incluyen generación de energía solar, eólica y pequeñas centrales hidroeléctricas.

Sin embargo, para los próximos años se prevé que va a haber una escasez de energía si no implementamos nuevos proyectos. Para el 2024 ya vamos a tener algunos inconvenientes en cuanto a la cobertura de generación por la falta de nuevos desarrollos. En ese sentido, ya hace más de un año que se promueven las licitaciones para nuevos proyectos de inversión. Uno que se destaca es el proyecto fotovoltaico El Aromo que es de 200 MW. 

En este contexto, como especialista del sector, ¿cuáles son los principales desafíos regulatorios que enfrenta Ecuador para promover las renovables de cara a las elecciones de agosto?

Hay que tener en cuenta que las administraciones que vienen ahora van a durar 16 meses únicamente porque deben concluir el periodo de gobierno actual. Entonces va a ser bastante complejo que puedan proponer un proyecto tan rápido. 

De esta forma, la cuestión política genera incertidumbre en el sector porque no tenemos claro los criterios en los que se apoyarán las renovables. Necesitamos claridad para tomar decisiones a largo plazo.

A nivel utility, se necesita estabilidad política para poder desarrollar proyectos y tener los lineamientos que permitan que toda la generación tenga una más rápida recuperación de la inversión. Una recuperación de 12 a 15 años no es tan rentable para un inversionista, el plazo debería ser menor.

En tanto a la generación distribuida, apenas este año se está dando el brinco de este segmento.  El Gobierno está tratando de implementar un ambiente bastante comprometido para el país. 

Uno como persona puede hacer todos los trámites de manera rápida para generar energía y venderla al estado. Mi crítica es la falta de conocimiento que tiene la gente, inclusive en el sector técnico. 

No todos conocen que esta regulación esté en pie y por tanto no conocen las reglas del juego que permiten aprovechar estos reglamentos. Si bien hay pequeñas inversiones en el país yo creo que podríamos avanzar mucho más si la gente conociera las regulaciones porque podrían invertir mucho más rápido.

 Actualmente la fotovoltaica está bajando un poco de precio, tiene más accesibilidad para la gente en el país y hay mucho interés del sector privado en el país.

No obstante, hace falta una normativa donde las industrias y el sector privado tengan aún mejores condiciones a nivel económico para poder implementar estos sistemas. El costo de estas nuevas tecnologías es bastante caro en comparación a lo barato que es el precio de la tarifa de la energía porque está subsidiada. 

La energía solar está empezando a dar brincos en el país. Sería interesante darle más incentivos para que más usuarios se interesen por volcarse hacia las renovables. 

También la profesionalización del sector en la instalación de paneles presenta un gran desafío porque a nivel técnico se necesita mayor formación.Sería promover más carreras de dos o 3 años para que puedan obtener un título y capacitarse.

¿Qué opinión le merece el plan maestro de energía eléctrica?

Tiene bastante lógica. El plan sugiere que hay que implementar los proyectos fotovoltaicos a gran escala como El Aromo. Todas las políticas que se plantearon son interesantes y se pueden llevar adelante a mediano plazo. Lo que no teníamos planificado era esta convulsión política. Actualmente, tenemos mucha incertidumbre porque no sabemos hacia dónde vamos a ir.

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Los módulos fotovoltaicos integrados en edificios, conocidos como BIPV (Building Integradted Photovoltaic), han ganado terreno en cubiertas, fachadas, marquesinas, entre otras aplicaciones.

El fabricante de módulos fotovoltaicos Risen Energy presentó al mercado su línea de módulos BIPV durante la SNEC, la mayor feria de fotovoltaico de China, llevada a cabo en mayo pasado.

Estos módulos fueron diseñados para soportar los esfuerzos y condiciones habituales que sufren los techos, pues que pueden ser aplicados como cubierta o fachada, por ejemplo. Esto significa que el módulo en sí mismo con su estructura desempeñará el papel de cubrir los edificios. Por lo tanto, los módulos Risen BIPV soportan los esfuerzos esperados para un techo, como el peso de un ser humano, la presión puntual causada por los pasos de las personas que pueden moverse en el techo asÍ como otros esfuerzos estructurales comunes a los techos.

Pero cuando hablamos de soportar esfuerzos, nos referimos a la capacidad que tienen las células de estos módulos de no sufrir daños, como por ejemplo microfisuras, al ser sometidas a presiones locales y flexiones que serían capaces de dañar las células de un módulo común, aunque los módulos sean de silicio monocristalino y del mismo tipo de célula, ambas PERC por ejemplo. Y para eso, en el diseño de BIPV se deben tener en cuenta factores como la integración obtenida de la combinación de la estructura del módulo, las cantidad de capas de vidrio y su espesor, el encapsulado y las celdas, con el fin de garantizar la fiabilidad y seguridad de estos módulos.

Los módulos de Risen llevan una doble capa de vidrio de 2 mm y son integrados en la estructura metálica de la cubierta, por lo que la fiabilidad de los módulos está garantizada. En las pruebas, incluso después de haber sido sometidos a los esfuerzos de una persona saltando sobre ellos, las fotos EL (eletrectoluminexcencia) mostraron que no había microfisuras en las celdas.

Al citar la fiabilidad de los módulos, es imposible no referirse a las pruebas y certificaciones a las que se someten. Específicamente para el mercado brasileño, por ejemplo, los módulos BIPV de celdas de silicio cristalino están regulados por las normas INMETRO, como la Ordenanza Inmetro 140/2022, junto con los módulos de silicio cristalino convencionales. Esto significa que deben cumplir los mismos criterios de calidad, rendimiento y seguridad.

En general, tanto para obtener la autorización de comercialización por parte de Inmetro como para la comercialización en otros países, los módulos deben cumplir con las normas IEC 61215 e IEC 61730, las cuales establecen pruebas y criterios que atestan la calidad, seguridad y desempeño en diferentes condiciones climáticas que simulan la exposición a intemperies y también al operación en largo plazo, evaluando así el envejecimiento y la degradación del módulo.

Las pruebas previstas en la norma IEC 61215 realizan un diagnóstico inicial mediante inspección visual y análisis de puntos calientes. En cuanto a la evaluación eléctrica del módulo, se prueban la resistencia de aislamiento y la corriente de fuga del módulo. La norma también prevé la evaluación del desempeño bajo las condiciones STC y la determinación de los coeficientes de temperatura máxima. También se realizan ensayos de diodos bypass, así como ensayos de exposición a la intemperie, radiación UV, ciclos térmicos de humedad y calor, ciclos de congelado húmedo y resistencia a hot spot. Además, también se contemplan ensayos mecánicos como resistencia al impacto del granito, determinación de cargas máximas soportadas por el módulo y robustez de los terminales.

A su vez, los módulos BIPV que cumplen con la norma IEC 61730 son ensayados y clasificados en pruebas de inflamabilidad, resistencia al fuego y quiebre, entre otros, que resultan en la clasificación para la clase de seguridad y clase de seguridad contra incendios del módulo.

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EPM presentó este lunes 24 de julio su Hub de Hidrógeno, ubicado en Ruta N, que busca generar conocimiento alrededor del hidrógeno en Medellín y el Valle de Aburrá, en un trabajo integrado con las universidades y otros actores relevantes del sector.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, indicó que “nuestro Hub quiere convertirse en un articulador de conocimiento del Hidrógeno, que permita potenciar capacidades y promover su transferencia para la producción de energías limpias, que contribuyan al cuidado ambiental y la descarbonización del planeta.

El Hub de Hidrógeno de EPM tiene cuatro objetivos:

Construir una comunidad de conocimiento para transferir y gestionar el saber en torno al hidrógeno.
Promover el desarrollo de tecnologías y cadenas de valor para generar hidrógeno con bajas emisiones de carbono.
Atraer inversión para la implementación de proyectos de transición energética, relacionados con tecnología de generación de hidrógeno.
Contribuir a la formulación del marco normativo en hidrógeno para la transición energética.

Darío Amar Flórez, vicepresidente ejecutivo de Nuevos Negocios, Innovación y Tecnología de EPM, explicó que “la Organización tiene la visión de generar conocimiento en el Hub del Hidrógeno a través de tres pilares: (1) Un ‘Tanque de Pensamiento’, donde con el apoyo de expertos se desarrollarán análisis y debates relacionados con el hidrógeno; (2) Un espacio de laboratorio y equipos para adelantar investigaciones aplicadas al hidrógeno, y (3) una plataforma virtual abierta a la comunidad para brindar acceso al conocimiento del hidrógeno”.

Innovación con sello verde

EPM tiene como meta la construcción de un plan de negocios que le permita desarrollar proyectos específicos para la producción y comercialización de hidrógeno verde, tanto para la exportación como para el mercado nacional.

En el campo internacional, Colombia cuenta con ventajas geográficas para la producción y exportación de hidrógeno verde a mercados europeos y asiáticos. Allí, EPM explora la posibilidad de convertirse en exportador de hidrógeno.

Por su parte, en el mercado local, hay oportunidades en los segmentos de transporte de carga pesada y producción de acero y cemento, donde la Empresa podría ser un actor relevante.

Para avanzar en estas metas es importante contar con aliados, tanto locales como globales, para adquirir las nuevas capacidades necesarias en la cadena de valor del hidrógeno, posicionando a EPM y a Medellín en el mapa global. El hidrógeno será un actor fundamental en la solución de la crisis climática originada por emisiones de dióxido de carbono (CO2), para lograr un planeta más sano para todos.

Proyectos demostrativos de hidrógeno

Con el propósito de desarrollar capacidades técnicas en la producción, manejo y uso del hidrógeno como vector energético, EPM y su filial Aguas Nacionales, desarrollan un proyecto a pequeña escala para producir hidrógeno verde con electrólisis y su aprovechamiento en la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Aguas Claras, ubicada en el municipio de Bello, al norte del Valle de Aburrá.

En el piloto se producirán, a partir de noviembre de 2023, cerca de 5 kg de hidrógeno al día, a través del proceso de electrólisis y utilización en mezclas con biogás o gas natural para uso interno.

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El formulario de oferta para el tramo 3 del NEPR está disponible en el sitio web del NEPR-IC. También están publicados los pliegos finales de las Bases y Condiciones así como los documentos de referencia para acuerdos PPOA, ESSA y GSA de esta edición.

“Se recomienda encarecidamente a los proponentes que revisen los documentos finales de la RFP y comiencen a completar el formulario de oferta en línea lo antes posible”, comunicó el coordinador Accion Group mediante un anuncio publicado en la plataforma oficial del proceso.

Hay tiempo hasta el 1 de septiembre para participar. Y, si bien algunos usuarios consultaron públicamente si el NEPR podría considerar extender el plazo de presentación de ofertas 30 días más, es decir hasta el 1 de octubre; Accion Group comunicó que no se ofrecerán prorrogas pero invitó a participar de la próxima convocatoria a aquellos que no lleguen debidamente a completar sus ofertas.

“Ha habido dos sesiones de partes interesadas y los documentos RFP han tenido pocas posibilidades desde que estuvieron disponibles por primera vez el 24 de marzo de 2023, informando a las partes interesadas sobre el alcance y los términos de este tramo. En consecuencia, seis semanas deberían ser tiempo suficiente para preparar una propuesta si su proyecto está diseñado. Si no, está invitado a participar en el Tramo 4”.

Lo que sigue 

Puerto Rico anunció que llevará a cabo seis procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para contratar al menos 3700 de generación renovable y 1500 de almacenamiento energético equivalente.

Con el primer y segundo tramo cerrando y el tercero iniciando las expectativas se mantienen ya que restan tres tramos más, no se descarta el requerimiento de más capacidad y se evalúan nuevas convocatorias.

“La cantidad de energía que se está solicitando en cada tramo fue prescrita en la Resolución del Plan Integrado de Recursos de una manera descriptiva, no como un tope. Así que existe espacio para modificar la cantidad que se esté solicitando, dependiendo de la necesidad que se tenga y según estén fluyendo los tramos”, reveló la comisionada Mateo-Santos. 

“Hay espacio y hay flexibilidad. Podría ser que se modifiquen las cantidades que se estén solicitando”, consideró la comisionada en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

La entrada Abre el periodo de ofertas para la tercera licitación de renovables y almacenamiento de Puerto Rico se publicó primero en Energía Estratégica.

México tenía un gran potencial para producir y exportar hidrógeno verde debido a sus abundantes condiciones para la generación de energía renovable, ubicación geográfica privilegiada y su demanda interna y oportunidades en el transporte.

No obstante, impulsar esta industria representa grandes desafíos. La producción a gran escala y la infraestructura requerida para su transporte y almacenamiento son costosas y requieren inversiones significativas. 

Además, la competencia en el mercado global de hidrógeno es muy intensa y México deberá estar preparado para competir con otros países productores.

Bajo esta premisa, Guillermo Gómez, CEO de Consultoría G2H, empresa mexicana dedicada en apoyar el sector energético brindando asesoramiento en el cumplimiento técnico regulatorio destaca los retos que debe afrontar el país para poder detonar la industria.

“El hidrógeno verde está en sus etapas iniciales y hay muchos desafíos. Vamos a avanzar en esta matriz, sin embargo, hay que trabajar mucho para lograrlo. De entrada el marco regulatorio en esta actividad no existe y, por ende, las empresas no saben por dónde empezar», advierte.

“Si bien se están haciendo pruebas piloto en Puebla (norte de México) y hay mucho interés por parte del Gobierno y el sector privado, estos esfuerzos están siendo un tanto aislados. Hace falta adquirir prototipos para la producción de hidrógeno y el desarrollo de tecnología a nivel nacional”, agrega.

De acuerdo a Gómez, para lograr estos objetivos es fundamental tener una hoja de ruta a nivel nacional. Las asociaciones se tienen que poner de acuerdo con el Gobierno para formalizar los lineamientos clave que permitan avanzar en la matriz.

El especialista también explica que otro reto es la divulgación de la potencialidad del hidrógeno verde porque aún existe mucho desconocimiento en torno a esta prometedora fuente de energía.

“Una buena noticia es que el próximo año se va a celebrar en México el mayor congreso de hidrógeno a nivel internacional. Las asociaciones quieren que el resto del mundo vea a México como una gran oportunidad. Ojalá lo logren y atraigan inversiones”, augura.

El core business de Consultoría G2H

En tanto a la actividad de la compañía, el ejecutivo afirma: “Tanto en proyectos renovables como en tecnologías tradicionales, nos estamos dedicando a las autorizaciones en materia de impacto ambiental y social”. 

“El marco regulatorio es muy técnico y se divide en muchas áreas. Por ello, asesoramos e identificamos lo que necesita cumplir una empresa a la hora de presentar un proyecto”, añade.

En lo que respecta desarrollos renovables, Consultoría G2H se especializa en la energía eléctrica solar y eólica, el aprovechamiento de biomasa, la producción de biogás y la generación de hidrógeno verde.

En este sector, el especialista es optimista y señala: “Por las oportunidades del nearshoring, se vislumbra una gran demanda de proyectos renovables de gran escala. Además, la demanda histórica de energía marcó un antes y un después: todo indica que de ahora en adelante hay buenas expectativas en el avance de las renovables”.

Aunque admite que la generación a gran escala se ha desacelerado en los últimos años por las cancelaciones de permisos de la CRE, asegura que han abierto otras oportunidades permitiendo a nivel nacional que otras empresas mucho más pequeñas puedan contribuir a descarbonizar a través de la generación distribuida.

La entrada Consultoría G2H destaca los retos para impulsar el hidrógeno verde en México se publicó primero en Energía Estratégica.

La licitación RenMDI de Argentina dejó como saldo la adjudicación de casi 100 proyectos renovables que incorporarán 633,68 MW de capacidad operativa al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Hecho que es visto como positivo desde el sector energético, no sólo porque por primera vez se incluyeron sistemas de almacenamiento de energía, sino también porque fue la primera convocatoria pública tras más de cinco años desde el último llamado del Programa RenovAr (ronda N° 3). 

“La subasta fue un éxito desde la convocatoria, porque nació considerando que la única capacidad disponible en Argentina está dispersa en redes de distribución. Ir a buscar puntos estratégicos del sistema con pequeños proyectos para que pueda ingresar energía renovable que reemplaza a otras fuentes convencionales me parece genial”, señaló Gustavo Daniel Gil, presidente de Goesgreen. 

“Este debería ser el inicio para que no se detenga el proceso y se lance otra convocatoria porque, en definitiva, es un win – win para el país, ya que se generan más proyectos que desplacen tecnologías más costosas y contaminantes con inversión genuina e infraestructura de generación que quedará por muchos años”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Puntualmente, el renglón N° 1, orientado a reemplazar generación forzada, tendrá 46 proyectos adjudicados por 514,08 MW a lo largo de las 6 regiones previstas, a un precio medio de USD 73,826 MWh.

Mientras que para el segundo esquema (destinado a diversificar la matriz energética), la Secretaría de Energía de la Nación confirmó 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW, a un valor promedio de  USD 153,817 MWh. 

Una de las particularidades de los proyectos ganadores es que hay un proyecto solar con almacenamiento, tecnología que poco a poco toma mayor lugar en la escena energética global para complementar la variabilidad de las centrales renovables. 

“Por ello es una licitación pionera en el mundo y es experiencia piloto nos pone en la escena global, ya que no hay muchos países que avancen con un esquema que integre acumulación. Clientes y empresas de afuera se sorprenden que en Argentina hayamos hecho una subasta para proyectos para la venta como para la gestión de la energía con storage”, reconoció Gustavo Gil. 

Dichos parques de generación renovable se sumarán al abanico de emprendimientos activos dentro del Mercado Eléctrico Mayorista del país. En tanto que esa información se puede acceder al detalle a través de la app de Goesgreen, denominada I4 Lens, lanzada a principios de junio 2023. 

En esa herramienta de inteligencia, se integran datos de valor minuto a minuto sobre generadoras de energía solar, eólica, bioenergías y minihidroeléctricas en el SADI, lo que permite que las distintas empresas de productos y servicios conozcan quiénes son sus potenciales clientes. 

“Argentina se merece tener la última tecnología y precio para lograr una oferta competitiva a nivel global para la inversión de los proyectos; sumado a que seguimos trabajando en soluciones de digitalización, hay mucho por optimizar en términos del OPEX”, sostuvo el especialista.

“Asimismo, sería bueno que el país mantenga una agenda de licitaciones e incentivos para que haya un volumen mínimo de negocio que permita mantener el mercado en actividad. El resultado de la RenMDI dará una acelerada para que se construyan los proyectos y para eso hay que ordenar las regulaciones y la macroeconomía para que se puedan financiar”, concluyó. 

La entrada Goesgreen remarca que la licitación RenMDI debe ser el inicio para lanzar otra convocatoria de renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

El primero de octubre de este año entrará en vigor el Mecanismo de Ajuste Fronterizo de Carbono (CBAM, por sus siglas en inglés), iniciativa que busca establecer un precio sobre las emisiones de carbono incorporadas en los productos importados, de manera que se evite una ventaja competitiva indebida para los productos de países con regulaciones más débiles.

Este tendría implicancias para México como exportador de productos hacia otros países, especialmente en sectores intensivos en carbono, como la producción de acero, cemento y petroquímicos. Como resultado, las empresas mexicanas que exportan productos intensivos en carbono podrían enfrentar un aumento en los costos asociados con el carbono incorporado en sus productos.

En este contexto, Irene Trujano, Marketing Manager en Regulus, la comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, elaboró un informe en el que describe las condiciones y requisitos principales del impuesto.

«Este arancel se conciben como una herramienta fiscal para la protección ambiental y salud pública, que desde hace años que se aplican en Europa y se han integrado correctamente en la producción de bienes disminuyendo su impacto ambiental. La falta de regulación ambiental podría ocasionar que una empresa fabrique un producto de manera contaminante sin considerar su impacto sobre la salud del planeta o del medio ambiente lo cual se conoce en economía como Externalidad», explica la especialista

«El CBAM tiene como objetivo abordar el riesgo de fuga de carbono, que se produce cuando las políticas climáticas de un país o región se ven afectadas por áreas con regulaciones climáticas menos estrictas. El objetivo de este impuesto al carbono sobre ciertos bienes importados es en función de su huella de carbono, y pretende que las condiciones sean equitativas tanto para la industria nacional, como para la extranjera», agrega el reporte.

El reporte cita a Jordi Joan Cañas, consultor internacional en bioenergía, economía circular y cambio climático, experto del programa de la UE denominado “Low Carbon Business Action in México” quien explica: «La finalidad de los impuestos verdes es obligar a pagar una tasa a los contaminadores bajo el principio de “quién contamina paga” de tal forma que el precio refleje el costo de dichas externalidades».

En conversaciones con Energía Estratégica, Trujano destaca: “La necesidad de impulsar la inversión en tecnologías limpias requiere volver más atractivo el mercado de productos con bajas emisiones de carbono. Aunque el arancel representa un estímulo para sectores clave como la industria de las energías renovables, eficiencia energética y transporte sostenible, sin dudas tomará tiempo que este instrumento sea 100% efectivo y aplicable en todos los países”.

Los factores clave de este impuesto, según la especialista:

Fijación de precios del carbono: implica establecer un impuesto al carbono sobre los bienes importados, lo que refleja la cantidad de emisiones de carbono asociadas a su producción. Esto se logra mediante la medición de la huella de carbono de los bienes y la aplicación de un precio correspondiente.
Igualdad de condiciones: al imponer un precio al carbono sobre los bienes importados, el CBAM busca nivelar el campo de juego entre las industrias nacionales y extranjeras. Esto evita que las empresas nacionales se vean en desventaja debido a las regulaciones climáticas más estrictas a las que están sujetas en comparación con las empresas extranjeras.
Incentivo para la reducción de emisiones: el CBAM brinda un incentivo para que los países y las empresas reduzcan sus emisiones de carbono, ya que aquellos que adopten medidas de mitigación verán reducidos los costos asociados con el mecanismo. Esto promueve la transición hacia una economía baja en carbono.
Cumplimiento con las normas de la OMC: el diseño del CBAM debe estar en línea con las normas de la Organización Mundial del Comercio (OMC) para evitar posibles conflictos comerciales. Es importante garantizar que el CBAM no se convierta en una barrera comercial encubierta y cumpla con los principios de la OMC.

De esta forma, se espera que cada vez más empresas mexicanas adopten energías limpias en sus procesos de producción para no perder competitividad frente a otras compañías ubicadas en otros países. No obstante, muchos especialistas solicitan un marco regulatorio clave a largo plazo con certidumbre jurídica que permita realizar inversiones con un suministro sustentable.

Cabe destacar que el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador y la presidenta de la Comisión Europea, Ursula Von Der Leyen se comprometieron en acelerar este año el acuerdo de libre comercio entre la UE para desarrollar una asociación política, comercial y de cooperación más profunda. Este es considerado por muchos analistas como «la luz al final del túnel» y hace crecer las expectativas del sector privado en México.

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De acuerdo al sector privado, en los últimos años en México, los proyectos renovables a nivel utility scale se encuentran en stand by por las cancelaciones de las subastas por parte del Gobierno y uno de los pocos desarrollos que se ha llevado adelante es el Plan Sonora en Puerto Peñasco.

Mediante este plan que prevé transformarse en la planta solar más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, con una capacidad de 1GW en su etapa final, el Gobierno federal busca demostrar que efectivamente están trabajando en lograr una transición energética justa.

No obstante, el Plan Sonora suscita cierta controversia en relación con su ubicación y distribución estratégica de proyectos, lo cual lleva a cuestionar la necesidad de invertir en infraestructura y redes de transmisión en el país.

En efecto, Carlos Aurelio Hernández González, vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX), explica a Energía Estratégica: “Si bien es bueno que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) realice las inversiones en energías limpias, deberían distribuir esas inversiones en distintos puntos del país para poder reducir las emisiones de centrales eléctricas que son menos ineficientes”.

Para el experto, están generando en un lugar donde hay sobreoferta de energía, lo cual limita el valor de la energía generada en esa área. En tanto no hagan la interconexión de la línea de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) con el sistema de Baja California, esa energía valdrá muy poco. 

“Ese GW que van a instalar se podría haber distribuido mejor en distintas zonas del país donde se requiere más energía como por ejemplo la Península de Yucatán donde también hay buena radiación”, afirma. 

“Hubieras cubierto una mayor parte de la demanda donde ves precios de 10, 12 mil pesos por MW contra los 200 pesos del norte (Puerto Peñasco). Esa energía no funcionará porque está en el norte del país y donde más se necesita la energía es en el sur. Tiene poco valor la energía por allá en tanto no se realice la interconexión”, agrega. 

De esta forma, resalta la importancia de contar con una infraestructura de transmisión adecuada para facilitar el transporte eficiente de la energía generada en diferentes regiones del país. 

Esto permitiría mejorar la integración de los proyectos de energías renovables a gran escala y garantizar un suministro más estable y confiable en todo México.

Estancamiento de proyectos a gran escala

Más allá del Plan Sonora, el Vicepresidente de Energías Renovables de COPARMEX revela que ha habido pocos avances significativos en los últimos cinco años en este segmento.

“Los proyectos privados a gran escala se han frenado y la única intervención que ha habido es por parte de la CFE, a través del Plan Sonora. Si bien es bueno que la CFE invierta en proyectos de energía eléctrica, estos esfuerzos han sido insuficientes”, insiste. 

“La Comisión Reguladora de Energía (CRE) ha estado más reactiva en cuanto a otorgar permisos y la demanda máxima que tuvimos en el país de 50 mil MW en una hora demuestra que si bien México tiene la capacidad instalada, tiene un déficit de energía limpia y barata. Eso se ve en situaciones donde se pone a prueba el sistema eléctrico”. 

Para el especialista, este pico en la demanda histórica indica la necesidad de impulsar políticas y medidas que fomenten el desarrollo de más proyectos renovables a gran escala en el país.

“El mercado está ansioso de energías limpias y la CRE no se ha encaminado al ritmo que avanza el mercado. Como país tenemos que aprovechar el nearshoring y dotar de herramientas a las empresas tanto pequeñas como grandes para que puedan invertir en proyectos de descarbonización”, concluye.

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La Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) criticó el proyecto de ley de transición energética que el Poder Ejecutivo de Chile elevó al Congreso, ya que considera que podría perjudicar a los usuarios finales del sistema al contemplar nuevos cargos a pagar  por los mismos. 

“Estando de acuerdo las necesidades de la transición energética que implican para el país, vemos que, al menos hay cuatro grandes grupos de temas que significan una nueva piedra en la mochila en la cuenta final cliente, tales como ingresos tarifarios, licitaciones de almacenamiento, nueva transmisión y presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional”, sostuvo Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR.

“Y en el proyecto no vemos medidas que apunten a ser más eficientes estos costos ni una forma de balancear, de manera justa, los costos de esta transición energética y que no todo caiga en el cliente”, planteó durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile. 

Puntualmente, la entidad remarcó que, tal como está redactado el proyecto, y tomando los datos de enero 2022 a febrero 2022, aumentaría las tarifas energéticas en aproximadamente $11 por kWh. 

¿Por qué? El impacto por la reasignación de los ingresos tarifarios podría ser de $3,3 a $4 por kWh si los problemas de congestión aumentan y se mantienen valores de combustibles elevados. Mientras que por el lado del cargo para llevar a cabo las licitaciones de almacenamiento con proyectos a mediano y largo plazo, el monto oscilaría entre $3,8 a $4,5 por kWh.

A lo que se debe sumar la planificación de las obras de transmisión (tanto planificadas como urgentes) y la revisión del valor de inversión adjudicado en obras de ampliación. Por lo que tales proyectos de transporte eléctrico sumarían «al menos» $2,6 kWh hacia el 2028. 

“En tanto que las nuevas funciones del CEN hará que disponga de recursos permanentes para realizar y coordinar investigación, desarrollo e innovación en materia de energía, lo que es valorable. Pero hay que recordar que el presupuesto del Coordinador es 100% financiado por los clientes en el cargo por servicio público”, señaló Bustos.

“Hoy en día, el cargo por servicio público está en $0,7 kWh, pero estimamos que, de acuerdo a los requerimientos que pidió el coordinador y mayores recursos, llegaremos al $1 por kWh”, detalló. 

Y continuó: “El proyecto de ley agrega cargos y aumenta otros existentes para los clientes, mientras que la experiencia internacional para la transición energética determina que los costos se comparten y esa es la única manera de tener una transición justa (…) Y hasta será más caro electrificar consumos a futuro”. 

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XM, operador del Sistema Interconectado Nacional, emite señales a la institucionalidad del sector sobre el estado del Sistema en el corto, mediano y largo plazo, a partir del análisis integral de variables y escenarios.

Es precisamente en cumplimiento de dichas funciones que XM tiene la responsabilidad de dar a conocer situaciones como las planteadas en el comunicado emitido el pasado lunes 17 de julio sobre el agotamiento de las redes de transmisión de energía en algunas zonas del país, respecto al cual es importante ampliar las explicaciones técnicas de varios aspectos:

Colombia cuenta con los recursos suficientes de generación de energía y sus recursos primarios (principalmente agua, gas, carbón y combustibles líquidos) para atender la demanda en el país.
XM ratifica que en los análisis del planeamiento operativo energético de mediano y largo plazo realizados a la fecha, no se evidencian riesgos de desabastecimiento energético, incluso ante escenarios de ocurrencia de afectación a los aportes hídricos como el fenómeno de El Niño. Estos análisis se realizan permanentemente, actualizando las variables más relevantes para el mismo.
El agotamiento en la capacidad de transporte de la red en la región Caribe no está relacionado con problemas de desabastecimiento de energía en el país. El agotamiento implica dificultades para la transmisión de energía al usuario final en algunas zonas de dicha región.
Ante el incremento en los últimos meses de la programación de demanda no atendida por agotamiento en la red de transmisión regional en el área Caribe, en junio de 2023 XM declaró en estado de emergencia algunas subestaciones de dicha zona (El Banco, La Jagua, San Juan y Guatapurí en el área Guajira-Cesar-Magdalena; San Jacinto, Calamar, Zambrano, El Carmen y el Plato en el área Bolívar; Sincé, Mompox y Magangué en el área Córdoba-Sucre), poblaciones en las que el servicio de energía eléctrica no se está prestando con la calidad, seguridad y confiabilidad definida en la normatividad vigente.
La demanda no atendida que se viene programando en la región Caribe como consecuencia del agotamiento en la red de transmisión regional, podrá incrementarse en la medida en que crezca la demanda de energía en dicha zona.
La solución estructural a las situaciones de agotamiento en la red de transmisión regional es la entrada oportuna de los proyectos de expansión; no obstante, el desarrollo de estos enfrenta grandes retos en el país. Evidencia de ello es que de las obras de expansión adjudicadas por la UPME que actualmente están en ejecución, el 68% corresponde a proyectos en la región Caribe, cuyos retrasos a la fecha oscilan entre 1 y 4 años.
En relación con los análisis efectuados por XM sobre el comportamiento de la demanda de energía en el país en las últimas semanas, es importante precisar que las metodologías no son comparables sino  complementarias, pues para la operación de tiempo real que coordina XM utiliza una mayor desagregación de la información, es decir, a los análisis mensuales de la UPME, XM les aplica criterios adicionales como análisis diarios, por regiones geográficas, entre otros, para reflejar el comportamiento de corto plazo.

Como ha sido hasta ahora, XM seguirá acompañando a la institucionalidad del sector y a los agentes del mercado en buscar soluciones para mitigar el agotamiento de las redes de transmisión. De la misma manera, XM ratifica su compromiso con atender los desafíos actuales y futuros del sector eléctrico en el país y seguir brindando la mejor energía a los colombianos.

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EDP Renewables (EDPR), líder mundial en energía eólica y solar, ha resultado adjudicataria de una licitación convocada por el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile para la construcción y operación de un proyecto renovable ubicado en la Reserva Eólica de Taltal, en la región de Antofagasta, en el norte del país.

Esta región hoy es protagonista en materia de desarrollo energético gracias a su gran riqueza en recursos solares y eólicos, aportando el mayor porcentaje de capacidad instalada de energías renovables en el país (31% a junio de 2023. Fuente: Comisión Nacional de Energía), lo que le otorga un gran atractivo global para la inversión. El proyecto adjudicado le permitirá a EDPR tener los derechos de uso de alrededor de 2.850 hectáreas para el desarrollo y operación de proyectos de fuentes de energía limpias por un rango de 40 años. Con esta adjudicación, la compañía prevé construir uno de sus mayores proyectos renovables en Latinoamérica: un parque híbrido que combine energía eólica con energía fotovoltaica.

Además, la licitación permite incluir almacenamiento de energía con baterías, por lo que este proyecto será uno de los primeros en Chile en incorporar tres tecnologías (solar, eólica y baterías) en una única conexión a la red. De esta manera, posibilita reservar la energía generada en horarios donde los precios son más bajos, para inyectarlas a la matriz durante las horas de mayor demanda.

Cuando entre en operación, el proyecto ubicado en la Reserva Eólica de Taltal contará con una potencia instalada de más de 323 MW combinada entre la energía solar y eólica.

A través de estas concesiones, que empezaron a licitarse desde 2010, el Gobierno de Chile promueve activamente la descarbonización de la economía en el país. En línea con este compromiso, la primera adjudicación de EDPR en el país demuestra la voluntad de la compañía de colaborar con Chile en sus objetivos hacia la transición energética.

“Los terrenos adjudicados a EDPR para su explotación cuentan con excelente recurso eólico y solar, lo que convierte a la Comuna del Taltal en un entorno ideal para desarrollar proyectos competitivos de generación de energía limpia. Además, nuestra llegada a la región de Antofagasta es una oportunidad de expandir nuestra presencia en el país, contribuyendo con beneficios ambientales, sociales y económicos, así como de acercarnos a la demanda energética del sector minero a través de la descarbonización”, destaca Enrique Álvarez-Uría, Country Manager de EDPR en Chile.

Actualmente, la compañía en Chile cuenta con más de 500 MW en distintas fases de desarrollo en proyectos renovables ubicados principalmente en las diversas regiones a lo largo de Chile.

Presente en el mercado chileno desde 2021, EDP Renewables (EDPR) es líder en energías renovables a nivel global y cuenta con una potencia instalada de más de 15,2 GW en todo el mundo. EDPR ha sido pionera en el desarrollo de proyectos que suponen una importante contribución a un sector más sostenible – inauguró este año en Brasil su mayor complejo renovable, Monte Verde, con 580 MW de capacidad; fue la primera en desarrollar parques híbridos eólicos y solares en Portugal y España, sus mercados de origen, e invierte continuamente en nuevas formas de desarrollar electricidad renovable, como el primer parque solar flotante de Singapur.

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La Secretaría de Energía de la Nación incorporó la figura del usuario – generador comunitario al anexo de Ley N° 27424 (régimen de fomento a la generación distribuida) a través de la Resolución 608/2023 publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina. 

Esto significa que, de acuerdo a su composición, los sujetos que opten por esta alternativa renovable podrán ser “Usuarios Generadores Individuales” (U/G), “Usuarios Generadores Comunitarios” (U/G C) o “Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales” (U/G CV).

De este modo, y tras diversas reuniones del Consejo Federal de Energía sobre el tema, el gobierno finalmente abrió las puertas a un modelo que ya tenía el visto bueno del subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti (ver nota), y que ya se implementa en las provincias como Córdoba, Mendoza y Santa Fe. 

“Da un marco general, principalmente para aquellas que ya habían reglamentado esta opción. Esperamos que apalanque la GD, desde instalaciones que cambien el paradigma de U/G individual y vaya más hacia el agrupamiento de usuarios. El potencial existe y puede ser la punta de lanza de la generación distribuida en el futuro”, aseguró Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación, en diálogo exclusivo con Energía Estratégica

“Resta implementarlo en la plataforma digital de acceso público para el intercambio de formularios entre usuarios, distribuidoras e instaladores calificados. Además, a futuro, la idea es poder otorgar algún beneficio más enfocado en los U/G comunitario, tanto en Certificados de Crédito Fiscal o la línea de crédito con el dinero del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS)”, agregó.

Los sujetos que opten por esta alternativa renovable deberán incluir el porcentaje de participación de cada uno dentro del contrato de generación eléctrica bajo modalidad distribuida comunitaria, a fin de repartir los créditos asociados a la inyección de energía entre los participantes, como por ejemplo el Certificado de Crédito Fiscal, el cual tuvo actualización de montos a principios de año. 

¿Cuáles son las diferencias entre usuarios ? El U/G C refiere a la conformación de un grupo de dos o más usuarios de la red con puntos de suministro diferente cuyas demandas sean abastecidas por el mismo distribuidor y que declaren la administración en conjunto de un sistema de generación distribuida renovable. 

Mientras que el U/G CV es muy similar, con la particularidad que se considerará así a aquellos usuarios – generadores cuya demanda e inyección total esté monitoreada en tiempo real por medidores inteligentes. 

“Esto posibilitará hacer un balance entre las energías demandadas e inyectadas del sistema comunitario, distinguir la inyección del autoconsumo total del conjunto de usuarios y valorizar la energía autoconsumida, demandada e inyectada de manera independiente”, señala la normativa. 

A ello se debe añadir que también habrá una subdivisión conforme a la potencia instalada, considerando que la capacidad del equipo de GD será la suma de los acoples a la red de tales instalaciones (no puede superar los 2 MW): 

Usuarios – Generadores pequeños (UGpe): con equipos menores a los 3 kW.
Usuarios – Generadores medianos (UGme): De 3 kW a 300 kW
Usuarios – Generadores mayores (UGma): De 300 kW y hasta 2 MW de capacidad. 

Y cabe aclarar que U/G C y los U/G CV podrán conectar sus equipos a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las contratadas por cada uno de los usuarios que conformen el grupo. 

Mientras que a los usuarios que no posean una potencia contratada definida, se les considerará la capacidad límite máxima de la categoría a la que pertenezcan. En tanto que aquellos sujetos que contraten distintas potencias, en función de bandas horarias podrán conectar los sistemas renovables hasta el máximo valor de las contratadas.

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S-5! anuncia su nueva sociedad con la empresa latinoamericana Solar Center . Como distribuidor, la empresa ofrecerá la gama completa de soluciones solares y de utilidades de S-5! para techos metálicos en todo México.

Solar Center es un mayorista de equipos solares a nivel nacional con centros de distribución en la Ciudad de México, Mérida y Chihuahua. Además de sucursales en Guadalajara, Monterrey y Querétaro. Junto con sus socios de canal, la empresa busca transformar a México a través de la energía solar.

“Estábamos buscando una marca posicionada dentro del mercado fotovoltaico que pudiera brindar un producto de alta calidad, soporte técnico en el país y asesoría comercial,” dijo Cristhian Arredondo, Gerente de Ingeniería de Solar Center.

“También estábamos interesados en establecer una relación comercial a largo plazo con una empresa que esté presente el mismo tiempo. Las garantías de S-5! son las más completas de la industria y, de hecho, sus productos han superado sus garantías porque la empresa los ha estado fabricando durante más de 30 años.”

“Conocimos al equipo de S-5! en Solar Power International en ellos encontramos al socio estratégico que nos hacía falta para llevar nuestro negocio al siguiente nivel,” continuó Arredondo. “Ahora, nuestros centros de distribución se encuentran completamente abastecidos para brindar una logística rápida y eficaz a todos nuestros clientes a lo largo del país.”

S-5! comenzó a vender en América Latina en 2010. Desde entonces, ha experimentado un crecimiento exponencial con distribuidores establecidos en México, Barbados, Puerto Rico, Ecuador, Costa Rica, Colombia, Jamaica y Trinidad y Tobago. Con un equipo dedicado al servicio del mercado, S-5! se está posicionando para ser el recurso de referencia para soluciones de montaje solar en techos de metal.

S-5! fabrica sus productos en los EE. UU. en sus instalaciones de fabricación con certificación ISO. Con tecnología probada, S-5! tiene una cartera global de más de 6 gigavatios de energía solar instalados en los techos de algunos de los edificios más destacados del mundo, como las sedes corporativas de las tiendas Google, IBM, Apple, NREL y Walmart en todo México, además de más de 15,000 instalaciones solares residenciales en más de 70 países desde la A (Australia) hasta la Z (Zimbabue).

“Damos la bienvenida a bordo a Solar Center, uno de los centros de distribución solar más grandes de México,” dijo Juan Carlos Fuentes, Director Internacional de Ventas y Desarrollo de Negocios de S-5!. “Como innovadores de tecnologías sin penetración de sujeción al techo y montaje solar sin rieles direct-attach ™ , S-5! se complace en ofrecer nuestras soluciones solares en todo México y América Latina. Solar Center es un socio de canal ideal para nosotros, ya que esperamos continuar con el éxito y el crecimiento en la región.”

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Como el producto insignia más nuevo de FusionSolar el SUN2000-330KTL recibió un amplio reconocimiento de la industria durante su debut en Intersolar Europe 2023. Se destaca como uno de los inversores de cadena de alta potencia (330KW) más fiables disponibles en el mercado. El SUN2000-330KTL ha logrado varios avances en la industria:

Funciones de triple protección líderes en el sector: desconexión inteligente a nivel de cadena (SSLD-TECH), detección inteligente a nivel de conector (SCLD-TECH) y diagnóstico inteligente de aislamiento en corriente continua (CC). Puede identificar con precisión problemas como la conexión en polaridad inversa de los conectores MC4, corrientes de retorno y cortocircuitos, etc., aplicando autoprotección como el apagado automático en milisegundos.
Certificación autorizada L5 de la Power Line Carrier Communication de CGC. Tiene una distancia máxima de transmisión de hasta 1.000 metros y puede soportar sub-arreglos con una capacidad máxima de 9MW, garantizando una comunicación estable.
Tecnología de autolimpieza interna inteligente líder en la industria, mejorando significativamente la eficiencia de eliminación de polvo y reduciendo los costes de mantenimiento.
Compatible con todos los módulos fotovoltaicos convencionales (166/182/210), lo que permite «sustituir el módulo sin cambiar el inversor». Esto reduce la complejidad y los costes de adquisición, piezas de repuesto y mantenimiento.

Intersolar Europe es una de las mayores ferias del mundo del sector fotovoltaico inteligente. Ha cosechado la atención y el reconocimiento internacionales por su influencia y sus prestigiosos premios, que ensalzan las fuerzas innovadoras que impulsan el desarrollo de la industria.

FusionSolar se dedica a hacer realidad su visión de «Aprovechar al máximo cada rayo» mediante la investigación y el desarrollo continuos, la integración innovadora de tecnologías digitales, de electrónica de potencia y de almacenamiento de energía, y la promoción de la energía fotovoltaica inteligente como fuente de energía primaria. Este compromiso permite la adopción generalizada de la electricidad verde, beneficiando tanto a los hogares como a diversas industrias.

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El megaevento Europe Future Energy Iberian Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), se llevó a cabo a principios de este mes en el hotel NH Collection Madrid Eurobuilding, con más de 350 profesionales del sector renovable.

Una de las grandes presencias del encuentro fue la del embajador de Chile en España, Javier Velasco, quien participó del panel denominado “Expansión renovable en Latinoamérica, una oportunidad para Europa” y dio a conocer las ventajas del país trasandino para invertir en proyectos sustentables y generación limpia. 

“Chile tiene las condiciones de producción más destacadas del mundo para generar hidrógeno verde, a nivel solar en el norte y eólico en el sur, que se complementa con la capacidad de distribución, transmisión y almacenamiento”, señaló. 

“Además, se invierte fuertemente en storage con torres de condensación de potencia, baterías y la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde”, agregó durante el megaevento de FES.

Justamente el país ya cuenta con una regulación específica y fue uno de los primeros países de Latinoamérica en abrir las puertas a la producción mediante su Hoja de Ruta del H2V, lanzado a finales del 2020.

En la misma marcó un objetivo de 5 GW operativos de electrólisis hacia el 2025 y de 25 GW instalados al año 2030, a un precio de 1,5 dólares por kilogramo de dicho vector energético. 

“Es decir que tendremos la relación de costo – producción más baja del mundo; mientras que al 2040 queremos estar entre los 3 exportadores mundiales más importantes de H2V con un horizonte de descarbonización total al 2050”, remarcó Javier Velasco. 

También, cabe recordar que recientemente el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó un nuevo préstamo de USD 400 millones para apoyar el desarrollo de la industria del hidrógeno verde y sus derivados en Chile, con el objetivo de contribuir a la descarbonización de la economía y generar nuevas oportunidades productivas en el país.

Préstamo basado en resultados anteriores, ya que es la segunda operación de crédito en el marco de la línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión (CCLIP) para la productividad y el desarrollo sostenible en Chile, aprobada el 7 de diciembre de 2022 y que cuenta con un presupuesto total de USD 1000 millones.

Chile y la Unión Europea firmaron iniciativas de cooperación en hidrógeno renovable

Asimismo, días atrás el Ministerio de Energía y el Ministerio de Hacienda de Chile lanzaron el Comité Estratégico para el Plan de Acción de Hidrógeno Verde, que tendrá como objetivo la concreción de la hoja de ruta y alcanzar acuerdos de consenso para su desarrollo, y que estará conformada por funcionarios regionales y agentes del sector académico, como también Michelle Bachelet Jeria, ex presidenta de la República, y Juan Carlos Jobet, ex ministro de Energía y Minería.

“Todo ese proceso es una oportunidad para toda la red productiva que se genere y que se acompañará con minerales críticos, no sólo litio, sino que tenemos 26 de los minerales que la Unión Europea considera críticos”, aseguró el embajador de Chile en España. 

“La exportación más relevante de Chile no es el litio, cobre ni tremendas condiciones de inversión en torno a la nueva infraestructura de transmisión. Sino que lo más importante es la certeza y seguridad. Es un país estable, que se pone de acuerdo ante las diferencias democráticas y respeta las reglas del juego”, concluyó. 

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A pesar de que en la regulación de México existe un límite de potencia instalada de 500 kW para proyectos de generación distribuida, cifra bastante inferior a otros países latinoamericanos, las instalaciones de este segmento tanto a nivel residencial como comercial e industrial crecen con fuerza en el país.

De acuerdo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en el podio de los estados mexicanos con mayor generación durante el segundo semestre del 2022, se encuentra Jalisco (407.08 MW), seguido por Nuevo León (282.18 MW) y Chihuahua (176.58 MW).  Esos tres estados acumulan más de la tercera parte de los permisos de generación en el país y de toda la potencia operativa en esta categoría.

No obstante, otras entidades federativas buscan seguir incrementando esta industria. En efecto, Efrain Villanueva, ex secretario de Ecología y Medioambiente de Quintana Roo destaca las expectativas de crecimiento en el corto plazo y describe algunas de las iniciativas que han impulsado a nivel local para cumplir con estos objetivos.

¿En estos últimos años estuvo creciendo la actividad renovable en Quintana Roo?

No a nivel utility scale, pero sí en el segmento de generación distribuida. Si bien todavía no estamos a la altura de otras entidades federativas como Jalisco que tiene el primer lugar en México, estamos a la mitad de la tabla de los demás estados con 39.69 MW de energía renovable fotovoltaica en generación distribuida.

No obstante, en los próximos años esperamos al menos duplicar la generación distribuida actual en Quintana Roo. Desde el estado siempre promovimos la existencia de fuentes de apoyo financiero y al ser cada vez es más accesible, aumenta el volumen de proyectos de esta magnitud.

¿Qué cambios sugieres en el marco regulatorio para aumentar aún más la generación distribuida y cumplir con esos objetivos? 

Un aumento en el límite de potencia para generación distribuida ayudaría muchísimo. Desde hace varios años se planteó la posibilidad de elevarlo por lo menos a 1 MW o inclusive más. Pero la visión que tiene la administración federal actual lo ha impedido.

Incluso había un proyecto para ponerle aún más regulaciones a la generación distribuida que afortunadamente no ha avanzado. 

En resumen, lejos de favorecer la regulación para aumentar la generación distribuida, lo que el gobierno federal ha intentado es poner más trabas. Por eso es muy complicado que suceda un cambio al menos en lo que resta de esta administración.

En este contexto, ¿durante tu gestión han podido tomar iniciativas propias para el desarrollo de energías renovables, más allá de la agenda del gobierno nacional? 

Ante la falta de permisos para proyectos de gran escala, como entidad federativa nos concentramos en proyectos de eficiencia energética y generamos una propuesta de planeación de todo lo que se podría hacer en el estado en materia de energías renovables. 

PLANFEER (1)

En línea con esa estrategia, dejamos proyectos a nivel de prefactibilidad vinculados al aprovechamiento de los residuos para la generación eléctrica. Aunque no logró concretarse, hicimos un proyecto muy interesante para la Isla de Cozumel dentro del rango de generación distribuida para el aprovechamiento de los residuos: la idea era generar composta y producir 300 Kw de energía eléctrica. 

También presentamos otro proyecto interesante para producir biometano en Cancún, el cual podría tener una muy buena rentabilidad. 

Estos fueron algunos de los intentos que pudimos presentar y que están a nivel de prefactibilidad. Espero que las autoridades los retomen. Sin embargo, entiendo que el gran problema son los permisos federales para dar luz verde a esas iniciativas.

¿Qué tipo de tecnologías (solar o eólica) se pueden potenciar en la región teniendo en cuenta los recursos y las redes transmisión de la misma?

Hay una visión muy clara: en el centro y sur del estado el potencial es mayormente solar y en el norte eólico. No obstante, Quintana Roo todavía tiene la necesidad de fortalecer sus redes de transmisión para desalojar esa energía. 

En ese sentido, las autoridades de la CFE han sido muy cautas porque no hay suficiente infraestructura de transmisión para desalojar un proyecto eólico de por ejemplo 250 MW. Siempre ha habido ese temor de las autoridades federales por la intermitencia de las energías renovables. 

Sin embargo, es necesario invertir en las líneas de transmisión para descarbonizar la economía de la región y poder abastecer la gran demanda de energía de manera sostenible.

Teniendo en cuenta la gran afluencia de turistas con las que cuentan, ¿se ha podido avanzar en proyectos de electromovilidad o de almacenamiento?

En electromovilidad todavía tenemos un gran retraso, es otra industria que está todavía sin despegar. Son muy pocas las estaciones de recarga para autos eléctricos en Quintana Roo. Hay un gran déficit todavía en el estado y en el país entero,

Por otro lado, muchos hoteles están incorporando el concepto de vender una experiencia renovable con un manejo sustentable de residuos y proyectos muy eficientes para el consumo de la energía eléctrica y el agua. 

De hecho, aprovechan sus residuos para tener su propia generación de electricidad e impulsan la generación distribuida. Hay potencial para acompañar esto con proyectos de almacenamiento. No es un problema de tecnologías, sino de política pública.

La entrada Quintana Roo espera duplicar la generación distribuida a 80 MW a corto plazo se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de la construcción del parque solar Palmira I liderado por Ventus para su cliente Celsia, se realizó un acuerdo con la Fundación 2 por el Planeta para llevar adelante un EcoTrueque.

El acuerdo consistió en que todos los residuos de obra aprovechables (cartón, PET, plásticos, chatarra, zunchos) reciclados se reconvertirían en mobiliario de madera plástica para la comunidad del área de influencia directa. Adicionalmente, con el reciclaje de los residuos desde Ventus se comprometieron a donar platos de comida a centros comunitarios de Valle del Cauca.

Gracias a los más de 35,000 kg de residuos reciclados, desde la empresa finalmente aportan 141 platos de comida.

Adicionalmente, con la cantidad de residuos plásticos reciclados se realizaron dos parques infantiles, cuatro bancas para parques y dos eco avisos para las comunidades de Matapalo y La Torre.

Desde Ventus continuarán trabajando para generar modelos de economía circular que permitan generar una cultura de reciclaje y aprovechamiento, para reducir el impacto ambiental negativo que genera la construcción de proyectos, conservar recursos naturales y proteger el medio ambiente, al mismo tiempo que generan un impacto social en las comunidades donde opera.

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La fórmula integrada por Horacio Rodríguez Larreta y Gerardo Morales presentó su plan de transición energética hacia fuentes renovables, el cual se prevé implementar en caso de ganar las elecciones presidenciales que se llevarán a cabo en Argentina. 

Los precandidatos de Juntos por el Cambio a la presidencia y vicepresidencia, respectivamente, detallaron más de 10 ejes destinados a cumplir con los compromisos ambientales asumidos en el Acuerdo de París, por lo que proyectan aumentar la participación de las energías sustentables. 

«Al final de nuestro mandato, el 30% de la matriz energética será renovable. Es un objetivo ambicioso, incluso para países desarrollados, pero tenemos todas las condiciones y recursos para hacerlo”, afirmó el actual jefe de Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

“Y por otro lado, promover la biomasa, algo que este gobierno frenó su desarrollo. Queremos promover el campo y todo lo que hace a la bioenergía es una oportunidad más para desarrollarse. Es trabajo argentino con sueldos competitivos y de mayor valor agregado”, agregó. 

Para alcanzar con tales objetivos, el gobernador de Jujuy vaticinó que buscarán actualizar el marco regulatorio nacional de las energías renovables (Ley N° 27191), contar con más licitaciones de compra-venta de energía verde y aumentar las metas de generación distribuida, en pos de garantizar un “crecimiento continuo” en el sector energético; 

“Tras la instalación de parques renovables del Programa RenovAr (más de 5 GW adjudicados), la idea es contar con una nueva ronda, el RenovAr 4, y seguir para lo que debemos construir líneas de transporte”, aseguró Morales. 

“Además, propondremos un Plan Federal de generación distribuida, donde tenemos previstos realizar 10000 MW en pequeñas plantas de 6 y 12 MW en todo el territorio, lo que representará una inversión cercana a los 9000 millones de dólares y la generación de 20000 puestos de trabajo”,  

Es decir que se implementará un modelo similar al Proyecto Solar Distribuido de Jujuy, aquel programa que fue relanzado a principios de septiembre del 2022 y que, en total, acumulará 96 MW de potencia en parques fotovoltaicos interconectados a la red de distribución a lo largo de toda la provincia. 

¿De qué manera se repartirá en Argentina? El precandidato a vicepresidente dio a conocer que habrá metas diferentes para cada provincia, como por ejemplo que a Buenos Aires le correspondan 2500 MW de capacidad, a Jujuy otros 200 MW y a Córdoba, Santa Fe u otras jurisdicciones de mayor territorio y población podrían ser de 800 o 1000 MW. 

También los funcionarios destacaron la ampliación de la capacidad de transporte eléctrico en alta tensión (132 y 500 kV) y la promoción del hidrógeno verde como vector energético dentro de diversos ámbitos.

“El H2V tendrá un gran potencial por su posibilidad de descarbonizar la economía, por lo que generaremos un marco normativo y empezaremos con la producción de 400000 toneladas, lo que demandará una potencia de 7500 MW, una inversión de más de 6500 millones de dólares y ocupará alrededor de 15000 puestos de trabajo. Pero ese proyecto lo pondremos en marcha con una ley que promueva la producción de H2V”, apuntaron.

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La semana pasada, el gobierno de Chile elevó al Congreso su proyecto de ley de transición energética, con el que prevé el desarrollo “eficiente” de infraestructura eléctrica, adecuaciones tarifarias y la promoción de una mega licitación de almacenamiento de USD 2000 millones.

Ana Lia Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), brindó una primera mirada sobre la iniciativa que forma parte de la denominada “Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética”. 

“El proyecto de ley de transición energética es el eslabón no perdido entre el corto y largo plazo. Parece ser parte de muchas de las respuestas para unificar lo que sucede entre ambos períodos”, afirmó durante un evento organizado por el Ministerio de Energía de Chile. 

“Está vinculado a la industria del hidrógeno verde, la minería y agricultura verde, porque da la condición basal de energías renovables que pueden ser más competitivas y sostenibles”, agregó.

Además, la especialista planteó que ya mismo debe comenzar la discusión de varios aspectos del mercado mayorista eléctrico para que haya más penetración renovable y disminuya la alta exposición de costos marginales cero, la presencia de desacoples y la cantidad de vertimientos de energía. 

Y cabe recordar que, de acuerdo a proyecciones realizadas en el sector, los vertimientos durante este 2023 podrían ser de 3170 GWh (271 GWh eólicos y 2899 GWh solares) a 4568 GWh (437 GWh eólicos y 4131 GWh), lo que representaría una alza de poco más de tres veces de los recortes obtenidos durante 2022. 

Mientras que para el final de la década, la cifra sería de 3,9 GW en el norte del país y otros 9 GW en la zona sur, a pesar que haya aumentos de capacidad de transporte entre ambas regiones. 

A ello se debe agregar que diversas empresas Chile persisten por la tarificación de la energía del sistema eléctrico, puntualmente por la modificación de los artículos 166 y 167 del DS 125/2017 (Reglamento de la Coordinación y Operación del SEN) para evitar la salida de compañías renovables del mercado. 

“Por lo tanto hay preocupación sobre cuáles serán los instrumentos, más allá de lo que se presente en la norma técnica de control y programación. Es decir, cuáles serán las medidas que dispondremos para el manejo y asignación de vertimientos”, apuntó Ana Lía Rojas. 

Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile aprobó un proyecto en favor de la geotermia

Por otra parte, todavía hay expectativas sobre el marco regulatorio del almacenamiento y la manera sobre cómo el Coordinación Eléctrico Nacional dispondrá los tiempos e instrucción de carga y descarga que ya existen, considerando que ya se lanzó la licitación de suministro 2023, donde se incorpora un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables.

“Estamos conscientes del valor del territorio y de la coherencia de las zonas que deben tener una determinada métrica y forma de incorporar las energías renovables no convencionales y sistemas de almacenamiento, que en algún momento serán objeto de una mirada específica sobre sus efectos en el territorio”, sostuvo. 

“Sin esa discusión, es difícil que el despliegue de los 22,5 GW requeridos para reemplazar los ciclos a carbón pueda ser posible en los próximos 7 años”, añadió. 

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En el marco de un freno en los proyectos utility scale en México por las cancelaciones de las subastas por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), los desarrollos eólicos han evolucionado pero no al ritmo que esperaba el sector, teniendo en cuenta las condiciones óptimas de viento que existen en el país.

En conversaciones con Energía Estratégica, portavoces de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), cuantificaron el crecimiento del mercado eólico en México en los últimos años y relevaron que si bien ha aumentado la generación renovable, ese incremento aun es leve.

«México tiene un gran potencial renovable: aunque en 2015 estimamos que el potencial eólico es de 50 GW, en la actualidad únicamente se han instalado 7.3 GW. Por su parte, en 2022, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL por sus siglas en inglés) ubicó el “potencial técnico” en más de 3,600 GW eólicos», explican voceros de Amdee.

«Estas cifras demuestran que aún queda mucho espacio para que crezca el sector y continúe aportando al cumplimiento de las metas de reducción de emisiones de  gas de efecto invernadero (GEI). Anualmente, el sector eólico aporta más del 6% de la energía eléctrica que se consume a nivel nacional generada a partir de una fuente renovable y libre de emisiones de GEI», agregan.

AMDEE Evolución del mercado

De acuerdo a los datos de la asociación, estos 7,317 MW son generados por 70 parques eólicos en operación en 15 estados con 3,247 turbinas o aerogeneradores instalados y representan el 8,16% de la capacidad instalada. También existen 909 MW provenientes de proyectos terminados y en pruebas operativas.

Por sus condiciones de viento favorables, los estados que lideran la mayor generación son Oaxaca (2,758 MW), Tamaulipas (1,715 MW) y Nuevo León (793 MW).

En este contexto, según manifiestan los especialistas, el desarrollo eólico en México tiene impactos importantes en la economía nacional y regional: «Toda esta generación significó una inversión de 13 mil millones de dólares . Estos 20.3 TWh producidos al año equivalentes al 6.07% de la generación total en 2022 y al consumo de 11.4 millones de hogares».

Además, reportaron que en 2022, las centrales eólicas en operación contribuyeron a evitar la emisión de aproximadamente 8.8 millones de toneladas de CO2e, equivalentes a quitar de circulación 1.9 millones de autos.

A su vez, otro dato destacado es que el costo nivelado de energía eólica se redujo 63% entre 2009-2023.

En cuanto al capital humano requerido, la actividad representó en 2022 la generación de 9,533 empleos directos, cifra que significó una leve disminución con respecto al 2021 donde se registraron 10,933.

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Comprometida con un futuro con cero emisiones netas, Trina solar, líder mundial en la fabricación de módulos solares, continúa invirtiendo en investigación y desarrollo para ofrecer al mercado soluciones de vanguardia cada vez más eficientes.

Como efecto de las oportunidades del nearshoring y la necesidad de cumplir con sus criterios ESG, sus productos son cada vez más demandados por países latinoamericanos y la expectativa es que esta tendencia se incremente cada vez más.

En línea con estos objetivos, Álvaro García-Maltrás, director general para Latam y el Caribe, enumera los países más atractivos para la compañía y propone cambios en el marco regulatorio que podrían incrementar aun más la adopción de tecnologías fotovoltaicas en la región.

¿Cuáles son los principales mercados de Latam para Trina Solar y por qué ?

El mercado de Latinoamérica tiene muchos retos y nos adaptamos a ellos de la mejor manera posible. Brasil sigue siendo el principal dominador, calculamos que aproximadamente un 70% del mercado latinoamericano se centra en ese país. Esto se debe a su tendencia de generación distribuida súper dinámica, buenas ayudas y una industria local ya establecida y creciente. 

En segundo lugar está Chile con una mezcla entre grandes proyectos utility que muchas veces se deciden fuera del país y un segmento dinámico de proyectos pequeños y medianos de hasta 9 MW de corriente alterna.

Luego aparece México principalmente con generación distribuida. Si bien los proyectos grandes se han estancado un poco, queda poco para que vuelva a ser uno de los países más atractivos de la región.

Por su parte, a pesar de sus dificultades regulatorias, Colombia ha invertido fuerte en el último año y se ha convertido en un mercado estable.

A su vez, Argentina tiene una posición de liderazgo porque aun con condiciones tan complejas sigue creciendo en volumen. Nuestra estimación es que en Argentina se embarquen unos 700 MW de módulos.  En este caso, no dependemos tanto de subvenciones o ayudas, solo solicitamos que no haya impedimentos por parte del Gobierno para que el mercado se desarrolle. 

¿Qué cambios sugieres en el marco regulatorio mexicano? ¿Sería bueno elevar a 1 MW el límite de potencia en generación distribuida?

En el caso de México medio MW no es tamaño suficiente ni responde a las necesidades energéticas del país. Es una pena que tengan limitaciones para beneficiarse de sus recursos solares.

Creemos que con el cambio de administración seguramente habrá un reposicionamiento respecto a las energías renovables. Si bien en los últimos años se ha quedado atrás con respecto a otros países, confiamos en que va a recuperarse rápidamente y volverá a ser uno de los principales mercados de Latinoamérica seguramente detrás de Brasil.

Siempre considerando que hay que cuidar las redes eléctricas y no inyectar más de lo que estas pueden soportar, es bueno quitar las limitaciones para el desarrollo de proyectos solares.

Una de las razones por las cuales el mercado de generación distribuida de Brasil ha sido tan exitoso es que el límite en generación distribuida es de 5 MW. Es una diferencia significativa que permite tiempos de desarrollo de proyectos más rápidos y una menor burocracia. Eso ha dado al mercado mucho dinamismo y el país se está beneficiando de más generación de energía y miles de puestos de trabajo.

Ojalá en México quiten esas limitaciones y sigan el modelo de Brasil que es un caso de éxito de la región.

¿De los trackers y módulos solares que ofrecen cuáles son los más demandados en Latam y por qué?

Nuestros productos tienen una garantía de 30 años y el rendimiento que se puede tener a través de ellos es altamente previsible con lo cual permite hacer planes de largo plazo.

En nuestro portfolio de módulos, los que más estamos fabricando en el último año son los módulos Vertex N que ha sido premiado para aplicaciones comerciales e industriales y para proyectos utility scale. 

Para proyectos de gran escala, se utiliza generalmente un módulo más grande con células de 210 milímetros. En el último año, fue muy vendida su versión tipo P, con potencias de 650 y 655 watts. 

También desarrollamos la versión N type de ese producto, con potencias de 685 y 690 watts. Ya lo estamos entregando en la segunda mitad del año y creemos que será el modelo más utilizado a partir del año que viene. 

Para aplicaciones residenciales, optamos por módulos más pequeños como el producto 19R tanto en su versión N type como P type. Nuestro portfolio de producto abarca módulos desde 415 a 690 watts. 

Por otro lado, vemos una clara tendencia en los trackers monofila con un módulo en vertical. Tienen una instalación sencilla, son muy competitivos y alcanzan niveles de potencia interesantes.

Para disminuir el LCOE fotovoltaico, estamos buscando incrementar la eficiencia y la capacidad de generación de los productos. Buscamos que su desempeño sea mayor ante altas temperaturas manteniendo los costes los más bajos posibles. 

 ¿Cómo se encuentra el mercado del almacenamiento respecto a la venta de módulos?

Las baterías tanto en sistemas de generación distribuida y en proyectos a gran escala se están implementando fuertemente en Europa, China, Estados Unidos y América Latina. Aunque todavía siguen siendo costosas hoy en día ayudan a resolver muchos problemas.

El grado de penetración del mercado depende de varios factores como las redes eléctricas, los precios de la energía y su variación a lo largo del día.

Tienen mucho sentido en países con peculiaridades de redes eléctricas como en islas o sistemas aislados, pero también en lugares con redes eléctricas firmes y establecidas como por ejemplo, Chile, donde estimamos que la mayoría de los proyectos solares a partir del 2025 contarán con baterías. 

Estamos convencidos que a medida que baje el precio, está solución se irá incrementando en diferentes lugares. De hecho, ya tenemos una alta demanda en Chile, Baja California (México), República Dominicana e islas del Caribe.

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Este 19 de julio en Quito, el Ministerio de Energía y Minas, presentó la Hoja de Ruta y la Estrategia para la producción de hidrógeno verde (H2V) en el Ecuador, una vez que se ha concluido la etapa de estudios. El evento contó con la presencia del Ministro de Energía y Minas, Fernando Santos Alvite, del Viceministro de Electricidad, Marcelo Jaramillo, de cuerpos diplomáticos de varios países, autoridades del sector eléctrico, academia y sectores productivos empresariales.

El estudio ejecutado por la Consultora Alemana Fichtner, tuvo un tiempo de ejecución de 9 meses y contó con un financiamiento de Cooperación No Reembolsable del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) por un monto de noventa y cinco mil dólares americanos (USD 95.000).

El Ecuador, a través del Ministerio de Energía y Minas, prevé su visión de desarrollo bajo la perspectiva de la “Transición Energética Justa”. Ésta es entendida como un macro proceso de largo plazo, que orienta la consecución de los compromisos sociales y ambientales del Desarrollo Sostenible, a los cuales el Ecuador es suscriptor a través del impulso de las energías renovables, de la eficiencia energética y de vectores de transición, como es el hidrógeno verde.

El objetivo de la hoja de ruta del hidrógeno verde del Ecuador, está enmarcado en una transición energética justa que coadyuve a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de entre 20 y 25 % para el año 2025 y así contribuir a limitar el calentamiento global a menos de 1,5 °C; y, convertir al H2V en un energético competitivo.

Cabe señalar que el desarrollo de la estrategia y de la hoja de ruta de hidrógeno verde resultan fundamentales para aprovechar los recursos de energía renovable disponibles en el Ecuador de forma competitiva y avanzar hacia la descarbonización de la economía, al tiempo que contribuirá de manera efectiva a la descarbonización y a convertir a nuestra nación en un exportador de hidrógeno verde y de sus derivados.

Durante su intervención el Ministro de Energía y Minas Fernando Santos Alvite indicó: «El Hidrógeno Verde es el futuro de la humanidad. Una nueva forma de energía en la cual nuestro país está iniciándose y a futuro, implementarlo en beneficio de los ciudadanos» y añadió: “Todos los países están en el proceso de buscar nuevas formas de energía y Ecuador es uno ellos. Trabajamos en desarrollar energía que proviene del viento, del sol y ahora del hidrógeno». Para lograr los objetivos de producción de hidrógeno y sus derivados, que se plantean en la hoja de ruta, se ha trazado el desarrollo de tres fases:

Fase inicial-hasta 2025.
Fase de despliegue a mediano plazo-hasta 2030.
Fase de lanzamiento a largo plazo-más allá de 2030.

En dichas fases se abordarán temas basados en: Investigación, desarrollo e innovación, normativa y regulación; infraestructura y cooperación internacional.

Cada una de las fases, conlleva metas e hitos en relación con la implementación de proyectos de energías renovables, implementación de proyectos de producción de hidrógeno verde y sus derivados, capacidades, inversiones y reducción de emisiones de CO2.

En el documento presentado se definieron ejes de análisis vinculados con: evaluación de competitividad del hidrógeno verde en Ecuador, estimación de la demanda interna y potencial de exportación de acuerdo con la evaluación de competitividad, identificación y análisis de riesgos y de brechas, así como lineamientos para el desarrollo y de proyectos piloto de hidrógeno, que promueva la investigación aplicada para las realidades específicas del país.

Entre los resultados más relevantes determinados en el estudio para un corto y mediano plazo se detalla que el H2V:

Puede ser empleado en procesos de refinación y así mejorar la calidad del crudo.
Producir amoníaco como insumo para fertilizantes nitrogenados y metanol.
Con la tecnología de almacenamiento apropiada, mejorará la seguridad, confiabilidad y calidad de los servicios energéticos.
Para su producción, se estima duplicar la capacidad instalada de generación eléctrica al 2030 e incrementarla en un factor de 4 a 7 al 2050.

Debido al gran potencial energético con el que cuenta el país se han hecho evidentes las ventajas del hidrógeno y su flexibilidad para utilizarlo en combustible para transporte y plantas de electricidad, en la industria, insumo para fertilizantes, refinerías, plásticos, productos en metalúrgica, alimentos, acero, vidrios y en un potencial producto de exportación.

El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Energía y Minas, impulsa el uso eficiente de los recursos naturales para garantizar a todos los ecuatorianos energía limpia, confiable, segura y justa, y ratifica su compromiso con Acuerdos Internacionales al fomentar mediante acciones concretas la descarbonización de la economía y su lucha contra el cambio climático.

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Joel Santos, ministro de la Presidencia, juramentó al señor Sergio Antonio Grullón Estrella como miembro del Consejo de la Superintendencia de Electricidad (SIE). Esta designación se realizó mediante el decreto número 268-23.

El acto, que se llevó a cabo en el Palacio Nacional, contó con la presencia de Andrés Astacio, superintendente de Electricidad y Aura Caraballo, miembro del Consejo SIE.

Durante la ceremonia, el ministro Santos juramentó al señor Grullón Estrella resaltando su experiencia en el sector eléctrico y su compromiso con el desarrollo sostenible del país. Asimismo, expresó su confianza en que el nuevo miembro del Consejo de la SIE desempeñará sus funciones con integridad y dedicación, contribuyendo al fortalecimiento del sistema eléctrico dominicano.

Adicionalmente, expresó que las responsabilidades que tendrá a su cargo son fundamentales, ya que el Consejo de la SIE, debe velar por el adecuado funcionamiento del sector eléctrico, buscando siempre el bienestar de los consumidores, el desarrollo sostenible y la eficiencia energética.

Tras la juramentación, Grullón Estrella, agradeció al presidente de la República, Luis Abinader, por su designación, al tiempo que aseguró que está en la disposición de colaborar intensamente para enfrentar, de la mejor manera, los desafíos que se presenten.

Sergio Antonio Grullón Estrella cuenta con más de 35 años de experiencia en el sector público y privado de la República Dominicana. Entre sus principales funciones como titular del Ministerio de la Presidencia de la República Dominicana, se destaca la de conocer, en representación del Poder Ejecutivo, todos los aspectos relacionados a las comisiones de energía, teniendo bajo su cargo analizar las propuestas y proyectos de la normativa legal y reglamentaria, así como la adopción de políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energía.

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BID Invest y Scotiabank Panamá han otorgado un préstamo de US$100 millones a ENSA Grupo EPM (Elektra Noreste S.A.), empresa distribuidora de energía del noreste de Panamá, para aumentar el acceso a la electricidad especialmente a las comunidades que carecen de este servicio en zonas rurales.

El paquete financiero incluye US$50 millones de BID Invest y US$50 millones de Scotiabank Panamá. El proyecto, que servirá para respaldar el plan de inversión destinado a modernizar y ampliar las redes eléctricas en la zona de concesión de ENSA, se ha firmado en el marco de PPP Américas, evento bianual de discusión sobre Asociaciones Público – Privadas más importante de América Latina y el Caribe. La firma contó con la participación de Jordan Schwartz, Vicepresidente Ejecutivo del Grupo BID, Tomás Bermúdez, Representante en Panamá del BID; Jorge Carrillo, Gerente General de Grupo EPM, Daniel Arango Ángel, Presidente Ejecutivo de ENSA Grupo EPM y Soledad Rovira, Gerente General de Scotiabank Panamá.

El proyecto mejorará y ampliará los servicios eléctricos a las zonas rurales y urbanas del área de concesión de ENSA, beneficiando a más de 35.000 usuarios de los cuales cerca de 5.000 carecen de acceso a electricidad. En este sentido, Jordan Schwartz, Vicepresidente Ejecutivo del Grupo BID, destacó que «apoyar el desarrollo de servicios de infraestructura y aumentar el servicio eléctrico, principalmente en comunidades rurales y población vulnerable, forma parte del compromiso de BID Invest de escalar el impacto en la región mediante la movilización de recursos privados y en alianza con socios que comparten la meta de desarrollar proyectos que mejoren la calidad de vida de las personas».

Asimismo, el proyecto apoyará a ENSA en la digitalización de su red eléctrica incorporando nuevas tecnologías que permitirán a la compañía lograr una red de distribución más eficiente y el despliegue de medidores inteligentes y de prepago.

Al respecto, Daniel Arango Ángel, Presidente Ejecutivo de ENSA señaló que, “este financiamiento tiene como principal objetivo continuar con la ejecución de nuestro robusto plan de inversiones que se enfoca en llevar el servicio de luz eléctrica a las comunidades más apartadas dentro de nuestra área de concesión y continuar avanzando con el plan de iluminación pública, ampliar la red de medidores inteligentes y prepago, además, de otras acciones que tienen el firme propósito de seguir garantizando un servicio de calidad a todos nuestros clientes”.

Soledad Rovira, Gerente General de Scotiabank, recalcó la importancia de poder formar parte de una iniciativa social y sostenible que traerá grandes beneficios a la población en cuanto al acceso a servicios básicos y mejoramiento en la calidad de vida. “Este acuerdo es un ejemplo del enfoque sostenible que tiene el banco y que nos hizo merecedores este año de 5 reconocimientos de la revista Global Finance por nuestra destacada participación en financiamientos y emisión de bonos sostenibles. Es motivo de orgullo poner al alcance de nuestros clientes herramientas y soluciones financieras que faciliten sus proyectos y que nos permiten evidenciar nuestro compromiso con el desarrollo de Panamá”.

Además, BID Invest brindará servicios de asesoría técnica para reforzar la estrategia de igualdad de género de ENSA, estableciendo acciones novedosas que adopten y promuevan aún más las prácticas de inclusión en su fuerza laboral. Asimismo, el proyecto apoyará a incorporar una perspectiva de género en el trabajo de ENSA con las comunidades, particularmente en el momento de implementar nuevos proyectos de electrificación y nuevas conexiones.

Se espera que la operación contribuya en cinco Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas: Energía asequible y no contaminante (ODS 7), Trabajo decente y crecimiento económico (ODS 8), Industria, innovación e infraestructura (ODS 9), Acción por el clima (ODS 13) y Alianzas para lograr los objetivos (ODS 17).

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Tras casi dos semanas de retraso con respecto a la fecha de adjudicación prevista en el pliego de bases y condiciones, la Secretaría de Energía de la Nación firmó la adjudicación de la licitación de renovables y almacenamiento denominada RenMDI. 

Energía Estratégica accedió a la resolución antes que se publique en el Boletín Oficial de la República Argentina y a continuación trae quiénes serían los grandes ganadores de la primera convocatoria de renovables tras más de cinco años desde la última ronda del Programa RenovAr. 

El renglón N° 1, orientado a reemplazar generación forzada, finalmente tendrá 46 proyectos adjudicados por 514,08 MW a lo largo de las 6 regiones, repartidos entre 18 compañías, mientras que el precio medio de esta sección de la subasta se mantuvo en  USD 73,826 MWh.

Es decir que se superará el límite de 500 MW, ya que el pliego permitía que la potencia requerida por punto de entrega y/o corredor/red establecido en el Anexo 3 pueda incrementarse en hasta un 20%. 

Y tal como anticipó este portal de noticias semanas atrás, las firmas Energías Renovables Las Lomas SAU y Coral Consultoría serían las dos grandes adjudicatarias de este primer segmento, ya que sumaron 11 y 8 propuestas cada una, por 127 MW y 110 MW de capacidad, respectivamente.

Mientras que peldaños más abajo se ubicaron 360Energy (3 parques por 51,5 MW), Windearth Patagonia (3 plantas solares por 49,52 MW), Parque Eólico Arauco (3 proyectos por 23 MW), Genneia (2 centrales FV por 40 MW) e Industrias Juan F. Secco (2 ofertas fotovoltaicos por 27 MW), entre otras entidades. 

VER DETALLE ADJUDICACIÓN RENGLÓN N°1

Por otra parte, la Secretaría de Energía de la Nación confirmó 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW de los 120 MW disponibles en el segmento de la licitación RenMDI que estaba destinado a diversificar la matriz energética. 

Es decir que resultaron ganadores la mayoría de las ofertas presentadas en el renglón N° 2 (únicamente quedaron fuera 5 centrales presentadas en ese segmento) y otras 5 plantas bioenergética, considerando que como estos últimos no fueron designadas en el renglón N° 1, podían competir en este segundo segmento. 

El monto medio de tales parques renovables es de USD 153,817 MWh y los mismo se reparten de la siguiente manera: 

Biogás: 24 centrales – 29,86 MW – USD 186,02 MWh
Biomasa: 7 parques – 39 MW – USD 144,204 MWh
RSU: 2 plantas – 13,2 MW – USD 157,5 MWh
PAH: 19 proyectos – 37,51 MW – USD 116,234 MWh

VER DETALLE ADJUDICACIÓN RENGLÓN N°2

¿Cómo sigue el proceso? La firma de contratos se llevará a cabo en el lapso de las próximas dos semanas, mientras que los proyectos renovables ganadores del renglón N°1 de la licitación deberán alcanzar la fecha de habilitación comercial a los 3 años desde la firma del contrato con CAMMESA, en tanto que los asignados bajo la etapa destinada a diversificar la matriz, tendrán un año más para lograr la COD. 

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