Uruguay y la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA) anunciaron un nuevo foro para atraer inversiones en energías renovables en Latinoamérica, donde se busca que los desarrolladores de proyectos de la región presenten solicitudes a la Plataforma de Inversión Climática (CIP) para hacer una sinergia con otras empresas e inversionistas del sector. 

«Uruguay quiere ser protagonista en las energías renovables y por eso hemos lanzado la segunda transición energética y el desarrollo del hidrógeno verde», sostuvo Omar Paganini, ministro de Industria, Energía y Minería del país, durante dicho lanzamiento. 

Mientras que Fitzgerald Cantero Piali, director nacional de Energía de Uruguay, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y explicó la finalidad de la iniciativa y qué esperar este año para las renovables y el hidrógeno verde.

“Cada país tendrá su estrategia, demanda y necesidades para incrementar su porcentaje de matriz renovable en la generación eléctrica y algunos, como Uruguay que estamos casi en el 100%, nos interesa mucho el H2 y sus usos en la segunda transformación energética. Lo importante es que podamos unir oferta y demanda”, aseguró. 

De todos modos, no le cierra las puertas a nuevos contratos para instalar más parques renovables, tanto que el sector privado genere y comercialice energía entre sí, como también algún acuerdo con el gobierno nacional a través del mecanismo que se defina. 

La primera modalidad ya fue advertida por el propio Paganini, quien hace varios meses planteó que se debía explotar más esa modalidad de negocio para desarrollar el sistema eléctrico y la demanda del hidrógeno verde. 

Mientras que por el lado de los convenios públicos – privados, semanas atrás desde la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) manifestaron que resulta “urgente” la necesidad de iniciar nuevas licitaciones para que los parques estén operativos en los próximos años, considerando que país volvió a importar energía eléctrica como no lo hacía desde 2009, debido a la sequía y su impacto en la generación hidroeléctrica.

Cantero Piali no fue ajeno a dichas declaraciones de la industria privada y vaticinó que se analizan los planes de expansión, pero que todavía no se posee una definición concreta sobre la demanda necesaria. 

“Sabemos que ocurrirá en algún momento y que será renovable, seguramente más fotovoltaica que eólica, pero aún no tenemos cuánto se requiere instalar, la forma de hacerlo y en qué momento”, afirmó en diálogo con este portal de noticias. 

“El país tiene solidez en todas sus fuentes, y más allá de los extremos climatológicos que atravesamos ahora, contamos una diversificación en la generación para atender la demanda propia como de los países vecinos. Esa solidez nos permite atravesar estos momentos complicados, pero hay una oportunidad importante para que el sector privado realice negocios entre sí y, además, vemos expectativas de concreción y afianzamiento de proyectos de hidrógeno y sus derivados”, concluyó. 

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“Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit” llega a República Dominicana. El encuentro del sector energético renovable más importante de la región prevé la afluencia de más de 400 asistentes a sus espacios de networking y conferencias en el Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo, este 29 y 30 de marzo.

En la primera jornada y bajo el título “Focus Caribe: grandes proyectos, esquemas de generación distribuida, almacenamiento y microrredes” expertos debatirán sobre cambios normativos, objetivos y visión de futuro que dará lugar a más energías renovables en distintos segmentos del mercado.

Mariel Alfau, gerente de Desarrollo de Negocios de Soventix Caribbean, será quien modere dicho panel al que asistirán referentes de asociaciones, consultoras, generadoras, fabricantes y epecistas.

ASOFER, Ennova, MPC Energy Solutions, Raveza, Solis y Jinko Solar ya confirmaron su participación de este bloque que se llevará a cabo durante la primera jornada del megaevento de Future Energy Summit. 

Por el lado de la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER) se presentará su presidente Marvin Fernández. En el caso de fabricantes del sector solar asistirán Marco Ricci, gerente de ventas para Latinoamérica de Solis; y Ricardo Palacios, gerente de Ventas para Centroamérica y el Caribe de Jinko Solar. Por otro lado, desde empresas generadoras y consultoras, se espera al exsuperintendente de electricidad Rafael Velazco, actual CEO & Founder de Raveza; José Stalyn García, director Ingeniería y Proyectos en Alta Tensión de Ennova; y Nestor Gutierrez, director comercial PPA Originator de MPC Energy Solutions.  

¿Qué expectativas de crecimiento tienen para este año en lo respectivo a generación distribuida, almacenamiento y microrredes? ¿Qué tipo de cambios normativos deberían instrumentarse? ¿Cuáles son los máximos desafíos que hoy atraviesa la región para que se siga desarrollando la actividad? Son algunas de las preguntas generales que se responderán durante este panel de debate.

ENTRADAS

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El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá durante el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit), Enrique Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios en AES Andes,  multinacional productora de energía eléctrica destacó el salto que está dando la compañía en la región colombiana.

 “Tenemos un portafolio muy balanceado, contamos con una planta hidroeléctrica de 1000 MW, que es nuestro bacán y estamos trabajando en el desarrollo de un portafolio eólico en La Guajira con un potencial de 1.100 MW”, comentó el ejecutivo en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

“Aunque no tenemos un target definido de megavatios, estamos trabajando fuertemente en incorporar proyectos solares para tener más opcionalidad y activar proyectos más pequeños que pudieran entrar antes, dado que los proyectos eólicos son más lentos en el desarrollo en Colombia”, agrega.

Por otro lado, habló de su fuerte presencia en Chile, uno de los países más atractivos de la firma: “Es un mercado de crecimiento muy potente. Tenemos un portafolio muy grande y balanceado de unos 3,5 gigavatios y estamos intentando incrementarlo”.

En este sentido, describió cuáles son las tecnologías que vienen adoptando en esa región: “Tenemos una capacidad en desarrollo amplia de proyectos eólicos en la zona centro-sur y contamos con muchos proyectos solares en el norte, tanto en desarrollo como en construcción”. 

De esta forma, aseguró que por la situación sistémica de Chile, trabajan en muchos proyectos de almacenamiento combinados con el proyecto solar para poder extender la curva y suministrar energía también en horas nocturnas.

En efecto, en el momento de la entrevista explicó: “Estamos en fase de construcción de un proyecto bastante grande de almacenamiento que son 130 megavatios con 5 horas de duración, un proyecto combinado con un proyecto solar de 200 megavatios y también un desarrollo asociado con una planta hidroeléctrica de 50 megavatios 5 horas”. 

“Para nosotros el almacenamiento es una realidad en el mercado chileno. Tiene incentivos que no hay en otros mercados, como es la reconexión de la capacidad de la batería. También impacta mucho el salto de precio de horas diurnas y nocturnas que te da también el beneficio del arbitraje de energía”, enfatizó. 

Si bien la regulación en Chile es de las más avanzadas de la región, advierte que los demás países latinoamericanos no se quedan atrás y están mejorando sus leyes en favor de la transición energética: “Hay muchas iniciativas. Queremos provocar el cambio regulatorio en Centroamérica y el Caribe. Buscamos un incentivo regulatorio para que sea remunerado correctamente el servicio que aporta la batería”, argumentó. 

También, hizo un balance sobre su actividad en Latam: “Hemos incrementado el pipeline en 2000 MW en Colombia, Chile y Argentina. Tenemos un pipeline robusto y balanceado entre las tecnologías solar, eólica y de almacenamiento”. 

Por otro lado, habló sobre sus intentos por promover la industria del hidrógeno verde: “Tenemos iniciativas pero creo que el año que viene va a ser muy pronto para hablar de proyectos reales. Estamos buscando proyectos en general que estén por encima de los 100 megavatios por sinergias de tamaño”.

“Para el tema de hidrógeno estamos aspirando a proyectos mucho más grandes de giga, giga y medio, o más. Hoy esta tecnología solo se puede apalancar en macro proyectos. Quizás cuando evolucione la tecnología, baje el precio de electrolizadores y resto de equipos, y se pueda pensar en proyectos más pequeños”, estimó.

Por su parte, según la empresa la energía eólica juega con ventaja en Colombia porque cuenta con un factor de utilización mucho más grande. 

“En Colombia tenemos proyectos con factor de capacidad de 56%. El récord que tenemos en solar es en Chile, en Atacama, que es el mejor recurso probablemente del mundo, y estamos en torno a 35. Hay una diferencia muy sustancial”, comparó . 

“En muchas de las ubicaciones que tenemos es una curva de generación mucho más plana. La solar está muy restringida a las olas solares y eso también afecta mucho en la utilización”, concluyó.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) falló conflicto entre Central Hidroeléctrica de Caldas S.A ESP-CHEC- e Ingenio Risaralda sobre la manera en la que se debe interpretar el contrato de conexión a la red eléctrica, referente al cobro de transporte de energía reactiva (tipo de energía que ocupa capacidad de las redes que es utilizable por los usuarios finales).

Cuando el autogenerador/cogenerador cuente con un equipo o dispositivo que controle los niveles de tensión o voltaje y la empresa de energía operadora de la red eléctrica no le haya señalado cómo se debe configurar el dispositivo, se dará por entendido que hubo una coordinación entre la empresa y el usuario autogenerador y aplicará la exención de pago por energía reactiva.

El funcionamiento de cualquier equipo a instalar o a conectar a una red eléctrica determinada debe tener en cuenta los parámetros de operación que el Operador de Red responsable considere de manera objetiva y comprobable para evitar abusos de posición dominante.

No obstante, si el autogenerador/cogenerador está controlando y regulando el voltaje y la empresa operadora de red no indica cómo hacerlo, entonces se entenderá que los ajustes utilizados son coordinados y adecuados para los requerimientos del Operador de Red.

En todo caso, la CREG puso a consulta pública, el pasado 10 de enero, la Resolución CREG 701 027 de 2022 en donde se especifican las características de la coordinación entre la empresa operadora de la red eléctrica y el usuario autogenerador para el control del transporte de energía reactiva.

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Córdoba busca darle continuidad al crecimiento de la generación distribuida, ya sea individual o comunitaria. Tras presentar su propuesta provincial durante la última reunión del Consejo Federal de la Energía, desde el Ministerio de Servicios Públicos confían en que estas alternativas renovables continúen a la alza durante el 2023. 

“Sugerimos la incorporación del U/G comunitario como parte del sistema y se brindaron opciones para que la remuneración que reciba cada megavatio desplazado de generación contaminante, aliente el desarrollo de un mercado de la distribuida comunitaria. Tenemos muchas esperanzas de que el formato provincial pueda extenderse al resto del país”, sostuvo Sergio Mansur, secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de Córdoba, en conversación con Energía Estratégica. 

Una de las propuestas está vinculada a la digitalización y la incorporación de blockchain y la tokenización en distintas etapas, a tal punto que días atrás, el Ministerio de Servicios Público comenzó un trabajo en conjunto con EPEC, Globant y la Universidad Técnica Nacional para lograr que la energía pueda ser monetizada y se transforme en una billetera virtual que sirva para pagar las tarifas energéticas.  

Es decir que los tokens funcionarán como mecanismo de pago, ya que se hará la conversión de los kWh inyectados. Y los mismos serán intercambiables entre distribuidoras y transables para los usuarios porque al estar los U/G conectados remotamente, se pueden vender esa moneda virtual (será en pesos argentinos) o no perderlos en caso de mudanza o cambio de domicilio. 

“Pero también existirá una tercera billetera, donde se acumularán los desplazamientos de emisiones que produzcan las fuentes renovables para consolidar un mercado de carbono, por lo pronto provincial, pero ojalá nacional”, complementó Mansur, haciendo alusión a que se prevé viabilizar una fuente de recursos para achicar el riesgo de inversiones.

“Además, un proyecto muy importante trata de que una de las ciudades peatonales de Córdoba tenga energía distribuida en el 100% de sus usuarios. Y a la par, la municipalidad capitalina posee una iniciativa para trasladar los créditos a los centros educativos y vecinales”, agregó.  

¿Cómo se posiciona Córdoba en cuanto a la GD?

Bajo el régimen de fomento de la Ley N° 27424, la provincia lidera el ranking nacional con 600 usuarios – generadores que suman 9651,5 kW de potencia instalada (la sigue Buenos Aires con 284 U/G y 4182,7 kW), además que existen otros 124 trámites en curso, por un total de 2500 kW. 

Pero a ello se debe agregar que ya hay 2 usuarios – generadores comunitarios conectados a la red (Parque solar Oncativo de 80 kWp) y (PS Arroyo Cabral de 60 kWp) y otros 3 U/G comunitarios en proceso, los cuales son las centrales fotovoltaicas Jovita (100 kWp), Cumbrecita (315 kWp) y La Laguna (100 kWp), según informaron desde el gobierno.  

“De todas maneras, también queremos avanzar en toda la generación de renovables, principalmente torno a las bioenergías, que tienen una doble valoración, ya sea por el desplazamiento de las emisiones asociadas a la matriz eléctrica provincial y el trabajo sobre pasivos ambientales sobre el metano”, aclaró Fabián López, ministro de Servicios Públicos de Córdoba. 

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Las ventajas de abrir paso a la eficiencia energética son notables, no solo es el ahorro de energía y contribuir en la lucha del cambio climático, sino que también lo es lograr generar un cambio cultural en la población y, por ende, una mejora en la calidad de vida.

La eficiencia de la energía solar para la lucha contra el cambio climático 

Eduardo Silva, Gerente General de TRITEC-Intervento, explica: “Este tipo de energía no emite gases de efecto invernadero, por lo que no contribuye al calentamiento global. De hecho, es una de las tecnologías renovables más eficiente frente a la lucha del cambio climático”.

Y agrega: “El principal factor es que los sistemas fotovoltaicos utilizan la luz del sol, el cual es un recurso energético inagotable y sin costo, al contrario de las fuentes tradicionales de energía que tienen reservas limitadas. Además, la energía solar no produce sustancias contaminantes que pudiesen afectar al medioambiente”.

Bajo esta condición, el uso de la energía solar para generar electricidad es no solo altamente eficiente, sino que contribuye en la lucha contra el cambio climático.

La potencialidad de las energías renovables en territorio chileno ya es un hecho. El viento, el sol y el agua son elementos que han pavimentado el camino a la reducción de emisiones.

Al respecto, Silva señala: “la eficiencia energética va más allá de las fuentes de generación de energía, puesto que se debe acelerar el cambio cultural en el uso de la energía para poder hacer una transición energética en todas las direcciones, desde la generación con energías renovables, al consumo responsable de la energía. Ser conscientes de ello nos llevará a hacer un uso racional y eficiente de los recursos en todos los ámbitos, sea industrial, comercial o residencial para lograr avances frente al cambio climático”.

Proyectos fotovoltaicos 

Los proyectos fotovoltaicos que desarrollamos en TRITEC-Intervento son el primer eslabón en la cadena de generación y consumo de la energía y, por ende, fundamentales en la descarbonización y transición energética.

En TRITEC-Intervento vamos más allá, por ejemplo, con contrataciones locales que ayudan a generar riqueza y un desarrollo sostenible, y con monitoreos 24/7 que permiten aprovechar cada minuto de sol disponible.

El futuro de la energía solar en Chile 

Sobre lo que se viene para Chile, Silva observa: “Si miramos los datos publicados por la Comisión Nacional de Energía, la generación fotovoltaica representa más del 22% de la matriz energética del país con más de 6.800MW, y la capacidad instalada de los pequeños medios de generación ya ha superado los 2.000MW; el futuro no puede ser más prometedor para la energía solar fotovoltaica”.

Y así mismo es, sumemos a lo planteado anteriormente el efecto que representa la masificación des esto a escala mundial con la consecuente evolución de los sistemas y mejora de los precios, y la disponibilidad de recurso que la geografía del país nos proporciona.

Aún falta la implementación de sistemas de acumulación, que darán un impulso aún mayor a las energías renovables, acelerando así el proceso a la transición energética que se quiere lograr a nivel mundial.

El compromiso de las empresas 

Silva señala que “como TRITEC-Intervento estamos orgullosos de ser agentes activos de este cambio. El crecimiento que tiene la empresa es un testimonio de nuestro compromiso con el país y su gente”.

Como empresas se debe generar un esfuerzo y potenciar las herramientas necesarias para llegar a las metas medioambientales establecidas a nivel país de aquí al año 2050.  El objetivo de la Política Energética a nivel país implementar las medidas necesarias para que las energías renovables constituyan el 60% en el año 2035, y al menos un 70% de la generación eléctrica para el año 2050, para finalmente lograr energía más eficiente.

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El Grupo Ecopetrol puso en funcionamiento Econova Caribe, el primer centro de innovación del país enfocado en desarrollar soluciones tecnológicas que contribuyan a acelerar la transición energética y a fortalecer iniciativas relacionadas con la economía circular.

“Esta es una apuesta por el desarrollo de la región y del país, porque a través de este centro de innovación buscamos generar oportunidades de desarrollo y de empleo, al tiempo que ayudamos a fortalecer el tejido empresarial con base en la innovación, la tecnología y las energías de bajas emisiones”, aseguró Felipe Bayón, presidente del Grupo Ecopetrol.

Como parte de su lanzamiento, Econova Caribe abrió la convocatoria de 8 retos de innovación abierta que buscan soluciones tecnológicas en proyectos enfocados en el uso de hidrógeno, el mejoramiento de las operaciones de la refinería de Cartagena y la atención de problemas de la comunidad del sector de Mamonal.

Los 8 retos están dirigidos a empresas, investigadores, emprendedores y actores interesados en acceder a los espacios del nuevo centro de innovación para convertir sus ideas en soluciones tecnológicas.

La empresa o emprendimiento que sea seleccionada para cada reto tendrá la oportunidad de acceder a beneficios con los cuales podrán desarrollar el prototipo propuesto y quedarse con la propiedad intelectual de la solución. Tres de estos retos se enfocan en el hidrógeno como energético.

El primero busca una solución tecnológica para analizar la infraestructura del gas natural y así estudiar la posibilidad de transportar este elemento; el segundo explorará la posibilidad de usarse en algunos procesos en lugar del gas natural y, el tercero, busca una herramienta para abordar de manera integral casos de negocio.

Los retos hacen parte de un programa operado por Connect Bogotá, en alianza con la Cámara de Hidrógeno de la ANDI, la Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional y el Ministerio Federal y Protección del Clima de Alemania. Otro grupo de retos se centra en el desarrollo de alternativas para descarbonizar el transporte acuático en el mar Caribe; uno más busca construir un electrolizador que funcione con agua de mar y otro tiene como propósito identificar procesos que promuevan la gestión integral del reciclaje del plástico.

Los interesados en participar tienen plazo hasta el 31 de mayo para presentar sus propuestas.

Además, se busca una alternativa tecnológica para transformar la basura del sector en Mamonal en energía para iluminar sus calles y otra para mitigar la percepción de inseguridad con el uso de energías limpias.

El cierre de esta otra convocatoria será el 20 de abril. Para conocer el detalle sobre estas convocatorias, los usuarios pueden ingresar a las páginas de Ecopetrol y Econova donde encontrarán más información.

Los servicios del Econova

Caribe Econova Caribe, cuya operación está a cargo de la Cámara de Comercio de Cartagena, hace parte de la red de innovación abierta del Grupo Ecopetrol, que tiene como objetivo promover escenarios de participación y construcción, donde empresas, instituciones académicas y emprendedores impulsen ideas disruptivas en beneficio de Colombia.

En este centro, que cuenta con 2.000 m2 y está ubicado en Mamonal, también operará el Sena a través de su programa Tecnoparque, con cuatro laboratorios: nanotecnología y biotecnología, ingeniería y diseño, tecnologías virtuales y telecomunicaciones.

Así mismo, tendrá un Centro Regional de Formación de Energías Renovables (Cerfer), en asocio con la Agencia Alemana de Energía y la Cámara de Industria y Comercio Colomboalemana, y un proyecto para la construcción y funcionamiento de un parque de movilidad que habilitará una estación de servicio de hidrógeno verde. Además, Econova Caribe avanzará en pruebas piloto de movilidad con hidrógeno con un vehículo Toyota Mirai, entregado a Ecopetrol en calidad de comodato que se usará, durante tres años, en la Refinería de Cartagena.

El objetivo es evaluar el rendimiento del hidrógeno como combustible, eficiencia y autonomía, entre otras variables. Este centro se suma a los dos que ya están operando en Bogotá y Santander, los cuales hacen parte de la red de innovación abierta creada por el Grupo Ecopetrol como vehículo de la estrategia de ciencia, tecnología e innovación (CT+i) para conectar a las comunidades con distintos procesos de la organización orientados a la transición energética.

El Instituto Colombiano del Petróleo – ICP es el eje de esta red, que se fortalecerá con la inauguración de otros dos centros de innovación en Meta y Antioquia.

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Future Energy Summit, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam, dará inicio a su megaevento presencial en República Dominicana en una semana.

Se trata del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, que brindará espacios de networking y debates de alto nivel en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Asistirán más de 400 profesionales de las energías renovables entre asociaciones, fabricantes, desarrolladores, epecistas y demás proveedores de soluciones para el subsector eléctrico local e internacional.

Además confirmaron su participación para las dos jornadas de evento previstas para el 29 y 30 de marzo autoridades de gobierno (ver) y representantes de entidades financieras que apoyan el despliegue de nuevos proyectos de energías renovables en la región.

El Banco Europeo de Inversiones, BID Invest, Deetken Impact, FMO – Entrepreneurial Development Bank y GP Capital Partners son algunas de las instituciones que ya confirmaron portavoces para el megaevento de Future Energy Summit en Santo Domingo.

ENTRADAS

Gustavo Vergara, CIO de GP Capital Partners, será el moderador de un panel de alto nivel denominado “Financiación de proyectos renovables en el Caribe” al que asistirán Sergio Martinez Guzman, Senior Loan Officer Global Partners, Corporates, Energy and Infrastructure LATAM del Banco Europeo de Inversiones; Angie Salom, Manager Energy LAC de FMO; Gian Franco Carassale, Head of Mexico, Central America, and Caribbean Regions de IDB Invest. 

Por otra parte, Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá, será anfitrión del panel “Visión de EPCistas, Desarrolladores e Inversionistas” que estará conformado por Emilio Martínez, CEO de BAS Corporation; Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact; Juan Esteban Hernandez, Head of Project Development Latam de MPC Energy Solutions; José Israel Rojas Ferreyra, DR Senior Project Manager de Akuo.

EVENTO

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El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá, se desarrolló el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit), donde participaron más de 500 empresarios y empresarias interesados en el desarrollo de las energías renovables en Latinoamérica en general, y en Colombia en particular.

Uno de ellos fue Jaime Andrés Niño, CEO para Latinoamérica y el Caribe de AECOM, quien destacó que la empresa que representa es nacida en EEUU pero de “cobertura global” dedicada no sólo a energía sino en transporte, en agua, en servicios ambientales, pero además de hacer consultoría también es una compañía constructora.

“Ese alcance global y ese alcance multidisciplinario que tiene AECOM nos posiciona en una situación ideal para apoyar a nuestros clientes y para cumplir con un mandato que nos ha pedido nuestros accionistas de facilitar y acelerar la transición energética para que la humanidad pueda cumplir los objetivos de reducción de emisiones de carbono y de mitigación del cambio climático”, sostuvo.

Explicó que “una de las cosas que estamos haciendo en AECOM, que creo que no pueden hacer otras empresas y que siento que es una responsabilidad de la empresa, es ayudar a que esas empresas industriales puedan comprar contratos de energía de largo plazo a esas empresas que quieren generar energía, de manera que podamos luego traer los fondos de inversión para conseguir los créditos de largo plazo”.

“Trabajamos con clientes nuestros de data centers que son grandes consumidores de energía para encontrarles quién les puede dar la energía renovable en un contrato a 15 o 30 años, y luego le ayudamos a ese generador a estructurar su proyecto y llevarlo a las fuentes de inversión, a los fondos de capital que van a estar muy contentos de poder financiar un proyecto de energía renovable”, resaltó Niño.

En esa línea, advirtió que la descarbonización “es un reto muy complejo”, indicando que no se trata simplemente de reemplazar el consumo de combustibles fósiles sino que hay acciones vinculadas al transporte de energía y la cobertura.

“Es un proceso muy complejo y noto con preocupación que muchas veces los Gobiernos creen que se limita exclusivamente a la generación y lo que ha pasado ahora en California, que la gente rápidamente se ha pasado al vehículo eléctrico y la ciudad no ha estado en condiciones de poder alimentar de energía eléctrica todos esos vehículos, llevando al colapso del sistema y a la necesidad de racionar las horas en que la gente puede cargar sus vehículos eléctricos demuestra la complejidad del reto que enfrentamos”, ejemplificó.

Explicó que brindan soporte a clientes globales, como Royal Caribbean, Norwegian y otras grandes cadenas de cruceros, que tienen como muchas otras empresas en el mundo la responsabilidad de reducir sus emisiones de carbono al 2030 y al 2050 y necesitan que haya energía eléctrica en los puertos, lo que se llama el short power.

“AECOM trabaja con ellos, que son operadores de puertos u operadores de cruceros y con nuestros clientes que invierten en generación de energía eléctrica para que les podamos generar la solución a los cruceros para que en los puertos haya energía eléctrica”, resaltó Niño.

Otra situación que describió el ejecutivo es el asesoramiento a las ciudades y a las empresas concesionarias de energía eléctrica o distribuidoras para que adapten toda su infraestructura incorporando tecnologías de la información, inteligencia artificial, robótica para facilitar esa transición.

“Trabajamos dentro del gran programa Smart Cities para que haya energía bidireccional y micro redes en las ciudades de manera que los hogares puedan generar energía a través de paneles solares o de Ways to Energy o el esquema que sea, cualquier medio alternativo que tenga y sus excedentes los puedan poner en la red, de tal manera que no son sólo consumidores sino también son generadores para ayudar a acelerar la transición energética en las ciudades”, confió Niño.

Zonas rurales

“En las zonas rurales trabajamos con gobiernos para llevar soluciones de energías renovables a las zonas rurales para poder ofrecer energía 24/7. Hoy con el costo del diésel muchas zonas rurales, por ejemplo acá en Colombia, sólo tienen energía eléctrica durante siete horas de la noche”, agregó el ejecutivo de AECOM.

Y aseguró que con las nuevas tecnologías, sobre todo la energía renovable, podemos ofrecerle a las ciudades y nuevos avances en baterías energía a las 24 horas.

Para el 2023

Consultado sobre expectativas de mercado para este año, Niño resaltó que AECOM “viene teniendo mucho éxito en América Latina: venimos creciendo a doble dígito todos estos años, aún durante la pandemia”.

“Nuestro objetivo en este 2023 es integrar mucho más nuestros equipos de energía con nuestros equipos de transporte, de industrial y de agua para generar muchas más sinergias y acelerar la transición energética en América Latina, puntualizó.

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Pasaron más de dos meses desde que la provincia de Buenos Aires publicó el decreto reglamentario de su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424). Hecho que fue visto como positivo desde el sector energético pero para el cual aún se aguardaban las resoluciones índole técnica, jurídica económica y tarifaria.

Pero según pudo averiguar Energía Estratégica, la provincia está cerca de lanzar dichas especificaciones con las que el usuario podrá saber técnicamente cómo debía hacer el trámite y la instalación, como también conocer cuál será la tarifa con la que se pagará el excedente que inyecte a la red y así convertirse en un usuario – generador del sistema. 

“En breve saldrá la reglamentación más técnica para la generación distribuida en la provincia. Hay expectativas de muchos sectores, desde industria, comercios y demás usuarios residenciales que quieren saber de qué se trata”, aseguró Gastón Ghioni, subsecretario de Energía bonaerense, en diálogo con este portal de noticias. 

“Tenemos que ver cuál es el mercado y creo que el escenario actual tarifario estimula más esta alternativa- Queremos hacer una difusión muy grande por el interior, porque las cooperativas y municipios preguntan por el tema y hay interés”, agregó

Cabe recordar que, entre los principales ejes de lo que se determinó como Ley Provincial 15.325, se encuentra la creación del Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable de la provincia de Buenos Aires (RUGER), en el ámbito del OCEBA, donde constarán los usuarios – generadores dados de alta por las distribuidoras, aunque la normativa no abarcará a los grandes usuarios o autogeneradores del mercado eléctrico mayorista.

Mientras que los U/G de EDENOR y EDESUR (entidades que ya adhirieron a la ley nacional) que deseen acceder a los beneficios provinciales, deberán darse de alta en el RUGER por tales distribuidoras de energía eléctrica. Es decir, que cerca de 270 usuarios – generadores (3.827 kW) podrán contar con 

También se contemplan exenciones impositivas por doce años a contar desde la reglamentación (prorrogables por el mismo tiempo) para el impuesto a los Ingresos Brutos por la inyección de los excedentes de energía renovable a la red de distribución, y para el Impuesto de Sellos para los contratos que suscriban los usuarios con los distribuidores en el marco del desarrollo de las actividades de generación distribuida renovable.

Pero más allá de ello, no hace mención a otros aspectos técnicos para el desarrollo de las instalaciones en los hogares y comercios del territorio bonaerense, ni tampoco si habrá financiamiento en el corto plazo. 

De todos modos, el gobierno provincial continúa avanzando en la instalación de más energía renovable mediante el Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED) por el cual recientemente inauguró un parque solar con almacenamiento en la isla Martín García. 

“A ello se debe añadir que estamos en el proceso de armado de pliegos y licitación de dos nuevas plantas piloto con bancos de baterías. Si bien no son lugares aislados a la red, sí son punta de línea, por lo que se necesita ese servicio y es mucho tiempo si tenemos que esperar que llegue una obra de infraestructura como una línea de 132 kV”, complementó Ghioni. 

“Entonces ese tipo de centrales pueden aportar por el lado de la mejora del servicio y también estamos explorando una experiencia de renovables para aportar esa solución”, insistió.

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El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, dio a conocer diversos mecanismos e iniciativas previstos tomará el gobierno en el corto y mediano plazo para fomentar la participación de la generación renovable y nuevas tecnologías en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), entiendo los desafíos que significan para la infraestructura del país. 

“Debemos acomodar las tecnologías como la concentración solar de potencia, las pequeñas centrales hidroeléctricas, geotermia, pero también otras que empezaron a entrar de manera incipiente y que están, incluso, menos presentes, como el almacenamiento o centrales de bombeo”, sostuvo durante un evento. 

“Debemos ser capaces de dar las señales de mercado para incorporar las baterías, desde aquellas más convencionales hasta las de ion – litio. Y para ello, tenemos una agenda de largo plazo y una de corto plazo”, agregó el funcionario. 

Durante el primer cuarto del año se prevé poner en marcha la denominada Ley de Cuotas, aquel proyecto que propone el aumento del umbral del 20 al 40% en la obligación de las empresas generadoras de electricidad de comercializar energías renovables no convencionales al 2030 y que, bajo la mirada del ministro, resulta una “pieza habilitante” para otras industrias como el hidrógeno verde. 

También se proyectan reglas específicas en materia de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), tanto a nivel residencial como de participación municipal que ayuden a descongestionar las redes.

En el segundo trimestre, el foco estará puesto en “los desafíos de infraestructura”, como por ejemplo ejecución de obras adicionales y urgentes, además de permitir la participación de toda la cadena de valor en el mundo eléctrico en la instalación y operación de baterías. 

“Corresponde que todos puedan formar parte de ese mercado, y para ello hay que adaptar la regulación del país, en particular el Art. 7° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Quizás la única regla adicional a las ya conocidas es que aprovecharemos a incluir algunas cuestiones que salieron de la Mesa público privada de Corto Plazo en esta legislación”, afirmó Pardow. 

Mientras que en la última parte del 2023, la mirada estará puesta en la situación del Mercado Eléctrico Mayorista, que las renovables sean protagonistas en la remuneración de servicios complementarios y otras cuestiones ”donde se deben construir consensos”. 

“Tenemos pendiente una reforma a los sistemas aislados, que ya se comprometió en el Congreso, como también que las próximas bases de licitación contemplen alguna manera de favorecer la flexibilidad en el suministro, entre otros puntos”, destacó el ministro de Energía de Chile. 

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En el marco de una tendencia internacional por descarbonizar la economía, Orange Energy es una empresa especializada en brindar soluciones innovadoras de energía renovable y desarrollo de proyectos que impulsan la transición energética.

La firma tiene presencia en Perú, Chile y Ecuador, donde desarrolla sus proyectos trabajando de la mano con los principales fabricantes de tecnología solar en el mundo.

Henrry Guzman, CEO de la corporación que busca reducir los costos energéticos de sus clientes a través del uso de energías limpias, describe la coyuntura política en Perú y augura un crecimiento exponencial del mercado.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este va a ser un año récord para las ventas de Orange Energy, donde la turbulencia política se contrarresta con la creciente necesidad mundial de consumidores y productores por adoptar tecnologías para cuidar el medio ambiente, y demostrar a sus clientes finales sus compromisos.

Así mismo, se están dando algunos proyectos grandes promovidos por empresas internacionales en los cuales estamos siendo invitados por la trayectoria que tenemos en el sector.

Otro punto importante de crecimiento es nuestra expansión en Ecuador, donde ya se están cerrando los primeros proyectos solares, y eso está mejorando los resultados de la empresa a nivel regional.

Según el sector privado se esperan avances para un marco regulatorio clave para la generación distribuida en Perú ¿Han tenido novedades en ese sentido?

Hace años se tiene una Ley de Generación Distribuida, sin embargo, debido a la inestabilidad política, los constantes cambios en las autoridades que regulan el sector y la falta de incentivos y voluntad del gobierno todavía no se ha aprobado un Reglamento de Generación de Distribuida que permita aplicar la Ley en el Perú. Todos los años se habla de esta posibilidad, pero lamentablemente todavía no se da.

La convulsión política afecta el desarrollo de proyectos de energías renovables, pero la tendencia internacional por estas tecnologías es más fuerte que la afectación. De todas maneras, el boom sería mucho más fuerte si no tuviéramos esta inestabilidad gubernamental.

No obstante, Orange Energy al ser una empresa peruana, está acostumbrada a adaptarse a esta situación en un país donde la extrema inestabilidad es la constante.

A pesar de la falta de regulación, ¿Cómo crece el ritmo de cotizaciones de proyectos de autoconsumo?

Las empresas privadas y los consumidores residenciales en Perú, no son ajenos a la tendencia mundial que hay por adoptar las nuevas tecnologías relacionadas con energías renovables, incluyendo los proyectos de autoconsumo. Por ello, el ritmo de cotizaciones se ha incrementado significativamente en los últimos años.

Hoy en día trabajamos mucho en proyectos solares de autoconsumo para el sector corporativo. También nos enfocamos en proyectos de Peak Shaving con baterías de litio inteligentes para clientes que quieren ahorrar en sus costos energéticos. Estos son los dos principales servicios que el mercado está demandando.

La principal novedad es lo mucho que ha madurado la tecnología de Energy Storage con baterías de Litio para generar ahorros a los clientes durante las horas pico. Ya tenemos varios proyectos implementados, y generando resultados palpables, que antes eran más teóricos, lo cual está dando confianza a clientes a implementar estas tecnologías.

Para clientes off grid, el ahorro de energía permite la amortización de los equipos en períodos menores de 3 años, mientras que para clientes conectados a la red, varía mucho dependiendo de los precios de energía que ellos tienen, y muchos otros factores de su proyecto; pero hemos analizado proyectos que van desde 5 hasta 12 años.

El almacenamiento en el autoconsumo se demanda principalmente para los sistemas off grid (fuera de la red pública). Debido al costo de la energía para los clientes conectados a la red pública, no es económicamente factible hacer un proyecto solar de autoconsumo que incluya baterías, debido a que el costo de estas todavía no lo hace rentable.

Otras de las novedades es el Demand Response, que es un servicio de predicción del intervalo de tiempo en donde va a caer la máxima demanda coincidente del sistema, permitiendo al cliente reducir su consumo durante este intervalo (mediante una gestión eficiente de su demanda), y reducir así sus costos por potencia.

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Sin duda el año 2022 fue complejo para las empresas del sector debido a la guerra en Ucrania, que puso presión sobre los combustibles fósiles aumentando los precios, y las comercializadoras no fueron ajenas a sus efectos, enfrentando costos marginales elevados y una menor disponibilidad de oferta de las generadoras.

Las perspectivas para este año, sin embargo, son más auspiciosas, la “mayor parte de los comercializadores está generando contratos para proyectos nuevos para los años que vienen. Estamos teniendo posiciones competitivas”, comentó Vannia Toro, gerente general de Emoac, en el webinar organizado por ACEN y que se emitió este 14 de marzo.

Pese a que aún sigue habiendo resistencia a este nuevo actor que genera eficiencia por parte de los incumbentes tradicionales, lo importante destacaron los panelistas es que los clientes no se pierden, “desde el punto de vista del usuario lo hemos hecho bien. Saben que hay beneficios por optar por empresas comercializadoras, ven ahorros tangibles, ven diferencias en el servicio y en la calidad de atención”, continuó Toro.

Para el despegue, solo se necesita, según Rodrigo Moya, gerente general de Imelsa Energía, avanzar en el marco regulatorio para establecer la figura del comercializador con reglas del juego precisas que permitan mejorar la competencia del mercado, entregar condiciones claras al cliente y avanzar en una liberalización del mercado.

Para Daniel Soto, gerente comercial de Cinergia Chile, este 2023 va a ser un año interesante de crecimiento para las comercializadoras y por cierto de competencia en este segmento, “lo cual siempre es bueno para el cliente final porque es la mejor manera de obtener un buen precio, mejores condiciones y un buen servicio”.

Las empresas de comercialización coincidieron los ejecutivos, han desarrollado propuestas innovadoras como servicios agregados, eficiencia energética, financiamiento para proyectos de baterías, digitalización e información en línea, entre otras, con foco en el usuario final y una flexibilidad distinta. El acceso a la información y la disponibilidad de tecnología permite que los clientes estén empoderados mirando ofertas, precios o puedan conocer sus perfiles de consumo, por ejemplo.

Este empoderamiento tiene también efecto en la descarbonización ya que el usuario final puede seleccionar qué tipo de suministro desea y, en general, está optando por energías renovables. El acceso a la información empodera también a los clientes, de acuerdo con Soto.

Para él, debe existir una separación estructural entre la distribución y comercialización y el papel de las distribuidoras debería concentrarse en digitalizar toda la red de distribución e implementar medidores digitales, almacenar y gestionar los datos de consumo, pero poner a disposición con neutralidad de acceso y de uso de la información, fomentando de esa manera la competencia.

Por su lado, Mauricio Jiliberto, director ejecutivo de Safira Chile, indicó que “los mercados de derivados financieros son un punto interesante que los comercializadores pueden agregar (a su oferta) dándole mayor valor a un electrón. Si le damos también el poder a los clientes libres para que ellos puedan vender sus excedentes hace que este mercado sea mucho más líquido”.

Ese límite de 500 kW obedece a un pasado

Una aspiración para las comercializadoras es la baja paulatina de la potencia conectada para acceder a ser cliente libre, que ACEN lleva patrocinando a través de la campaña #bajemosellimitedelapotencia desde 2021. Según Toro, la regulación chilena se hizo hace 40 años en un mercado y con un diseño totalmente distinto al de hoy, donde primaban los combustibles fósiles con un mercado centralizado, con pocos actores, y con grandes costos de inversión y operación.

En la actualidad, “estamos en una era de las energías renovables con costos de inversión e instalación que son mucho más bajos, y cambios regulatorios que han incentivado la aparición de nuevos generadores y nuevas inversiones. Por lo tanto, hoy en día ese límite de 500 kilos obedece a un pasado. El acceso puede ser para clientes mucho más pequeños. Hay pymes que se están perdiendo la oportunidad de acceder a estos beneficios por estas limitaciones que deberían ser revisadas en el corto plazo. Se habla de la reforma de la distribución, pero cambios de este tipo se pueden hacer por otra vía”.

Al respecto, Jiliberto complementó que “como actores del mercado eléctrico debemos acelerar este proceso. Hoy un cliente libre minero puede optar a mejores tarifas, a condiciones especiales, y por qué no lo puede hacer el dueño de una panadería o una multitienda que están ubicados en las redes de distribución”.

En tanto, Moya agregó que cuando se observa el mercado de los clientes libres existe un total de 2.500, donde 50 clientes consumen 2/3 de la energía y 2.450 el resto. En la actualidad, existen 13 TWh/año en clientes libres de distribución y hay 10 TWh/año entre los usuarios finales de 500 kW y hasta 11 kW. “Eso casi podría duplicar el tamaño del mercado. Pasar de un universo de 2.500 a 32.500 es más de 10 veces lo que supone un desafío”. Los ejecutivos de estas empresas comercializadoras coincidieron sí en que están preparados para este importante crecimiento.

Desde ACEN, acentuó el secretario ejecutivo de la gremial, Eduardo Andrade, “estamos promoviendo una disminución de 100 kW por año. Si se logra bajar de 500 kW a 400 kW tenemos cerca de 2 TWh/año de energía que se incorporarían al mercado, del orden de 30.000 empresas. Eso permitiría que los contratos entre las distribuidoras y las generadoras no tuvieran prácticamente ninguna disrupción y también que las futuras licitaciones de la CNE se vayan acomodando a los traspasos que se realicen desde cliente regulado a cliente libre. La historia a nivel internacional demuestra que no es una estampida, que es algo pausado”.

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El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá, se desarrolló el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit), donde participaron más de 500 empresarios y empresarias interesados en el desarrollo de las energías renovables en Latinoamérica en general, y en Colombia en particular.

Uno de ellos fue Elié Villeda, Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North de First Solar, quien destacó que, a nivel global, la demanda que en 2022 de módulos fue por alrededor de 40 GW de módulos fotovoltaicos, cifra que dobla los 14 GW de capacidad productiva anual que posee actualmente First Solar.

Estamos en el momento de una adopción masiva de solar” tanto a nivel mundial como latinoamericano, observó. Señaló que “antes las empresas dudaban un poco en invertir en solar”, pero que esa incertidumbre actualmente quedan disipadas

Para atender la creciente demanda Vileda recordó que First Solar incorpora dos nuevas fábricas, una de 3,3 GW en la India, para suplir mercados local y de países vecinos, y otra de 3,5 GW en EEUU. En efecto, el directivo considera que al 2025 la capacidad productiva girará en torno a los 19 GW.

Principales mercados en Latinoamérica y nuevas tecnologías

Durante el encuentro, el directivo enfatizó que los mercados clave para First Solar son Brasil, Colombia, México, sobre todo “por temas de generación distribuida”.

“Brasil sigue siendo ahorita el número uno para nosotros por el tamaño que representa. Y es un mercado en el que nosotros, como empresa, tenemos mejores rendimientos energéticos en nuestro panel solar: un clima húmedo y cálido como el de Brasil, Colombia, Centroamérica y Caribe, es ideal”, resaltó.

En esa línea, Vileda aseguró que First Solar tiene una ventaja respecto a sus competidores: la compañía puede generar órdenes de venta al mediano plazo por estar fuera del sistema de producción de semiconductores a partir de silicio -ellos lo elaboran con teluro de cadmio (CdTe)-. Esto les permite no dependen de los precios oscilantes de este metaloide y asegurarse contratos.

“Partimos de una base tecnológica pura. O sea, sabemos qué es lo que vamos a producir de aquí al 2026, cosa que otros competidores nuestros no pueden. Ellos pueden cerrar contratos a muy corto plazo, 2023, 2024, pero nadie va a firmar un contrato de 2025 porque no saben ni a cuánto va a ser el precio del silicio, no saben cuál va a ser su potencia del panel”, explicó.

Y anticipó que a mediados de este año comenzarán a comercializar los primeros paneles bifaciales de capa fina: los Serie 7 TR1. “Ya lo estamos certificando con todas las ingenierías independientes, pero estamos haciendo el roll out completo de paneles bifaciales”, confió.

Se trata de paneles de hasta 540 W, hasta 19,3% de eficiencia, una tasa de degradación anual garantizada del 0,3% y 30 años de garantía, que combinan la tecnología de telururo de cadmio de película delgada (CadTel) de First Solar con un factor de forma más grande y un nuevo e innovador sistema de montaje de riel posterior para brindar una mayor eficiencia, una mayor velocidad de instalación y un rendimiento energético de por vida inigualable para proyectos fotovoltaicos a gran escala.

“No estamos cambiando en nada nuestro semiconductor, pero el serie 7 sí estamos cambiando una parte que queremos hacer ahorros para los desarrolladores, que es en el BOS. Y ese panel ya no va a tener un marco alrededor del módulo, sino va a tener acero. Como bien lo sabemos, los precios del aluminio están fluctuando mucho, por eso vamos a utilizar dos rieles de acero en la parte de atrás para una instalación muchísimo más rápida”, resaltó Vileda.

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En el marco del Foro «Innovación y soberanía tecnológica: Hidrógeno Verde; Retos y Oportunidades”, organizado por la Cámara de Diputados y la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), se definieron las acciones específicas que México debe realizar apresuradamente para impulsar la industria de energía del futuro, siguiendo puntualmente la hoja de ruta.

En el salón verde de la Cámara baja y con una nutrida asistencia, Javier López-Casarín, presidente de la Comisión de Ciencia, Innovación y Tecnología de la Cámara de Diputados, presentó un punto de acuerdo donde solicita a  la Secretaría de Relaciones Exteriores (SRE) a impulsar un mercado regional de hidrógeno.

En conversaciones exclusivas con Energía Estratégica, Israel Hurtado, presidente de AMH2,  destaca: “Lo más importante es que por primera vez en México, una autoridad del Poder Legislativo, presenta una moción para que las secretarías tomen acciones y se involucren para impulsar la industria del hidrógeno en la región”. 

Para desarrollar este vector energético en México se requiere un apoyo específico para mostrar procesos de producción y aprovechamiento económicos, identificar posibles proyectos y desarrollar modelos de negocio. Por ello, el punto de acuerdo cobra importancia y es considerado como un hito para el sector.

“Es el primer paso, pero un gran paso. Seguramente pronto vamos a ver alguna acción por parte de la SRE”, agrega el experto con gran expectativa. 

En este sentido, Hurtado explica que a partir del foro de ayer y del punto de acuerdo presentado, crearon un grupo de trabajo entre la Comisión de Ciencias y Negociaciones de Ecología y la Asociación Mexicana de Hidrógeno para definir una ruta para poder detonar la industria del hidrógeno en México. 

“Es súper importante la creación del grupo de trabajo para adecuar el marco regulatorio y normas técnicas en torno al hidrógeno verde. La idea es que juntos podamos definir una ruta que avance y llegue a ser aprobada por parte del Gobierno Nacional”, concluye.

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En noviembre del 2023, la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) cumplirá 50 años acompañando el desarrollo de políticas energéticas de la región y su nuevo secretario ejecutivo llega con energías renovadas para hacer frente a los desafíos que los planes de transición o transiciones energéticas tienen en cada mercado.

“Solidaridad, justicia e integración regional” son los ejes que Andrés Ignacio Rebolledo Smitmans adelantó que tendrá como prioridad en su gestión al frente de la institución.

Para brindar más precisiones al respecto, Andrés Rebolledo brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica en la que analizó la actualidad del sector energético regional y adelantó las distintas líneas de trabajo que impulsará en el periodo 2023-2025.

“Lo que pretendemos hacer desde este organismo intergubernamental, compuesto por los gobiernos, es tratar de apoyar en varias dimensiones como la planificación, innovación, desarrollo de políticas energéticas, la capacitación energética de profesionales del sector público y privado, entre otros. Y en ese marco, los productos que tiene OLADE son de diverso carácter técnico, estudios, encuentros, seminarios, Cooperación Sur-Sur”, precisó el secretario ejecutivo de OLADE.

Rebolledo, economista chileno y destacado exministro de Energía en Chile, observó que la gran diversidad energética, la convergencia y la complementariedad entre países con la que se ha encontrado en la región podrá ser promovida a la par que se resuelven algunos retos adicionales en cada uno de los mercados ya que al abordar las transiciones energéticas también es preciso atender las transiciones económicas.

De allí es que las actividades que impulsará OLADE irán más allá de un fortalecimiento institucional y de los sistemas de información, también atenderá a las distintas urgencias de carácter técnico, económico y energético para reforzar un diálogo interministerial que promueva la integración regional y la seguridad energética. El momento para dar un salto en estos temas sería hoy.

“Hay temas que hace un par de años, prepandemia y preguerra en Ucrania, que no estaban instalados como una prioridad y se daban por descontados. Por lo que cada cual estaba con distintos matices, timing y aproximaciones. Pero ahora se instala el tema de las transiciones, la seguridad y la integración energética. Y ante eso la OLADE tiene un rol fundamental y más importante que nunca”, consideró Rebolledo.

En conversación con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, Rebolledo también se refirió al rol que tendrá OLADE y las oportunidades que se abren para un mayor despliegue de energías renovables.

¿Cómo acompaña OLADE a los compromisos de los países en la Agenda 2030? ¿Pesan más las discusiones políticas o económicas para lograr consensos en la región? ¿Qué escenarios, tecnologías y metas posibles de lograr identifican? Son otras de las preguntas a las que dio contestación en directo Andrés Rebolledo. 

El video de la entrevista se encuentra aún disponible en el canal de YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica para que todos los interesados puedan acceder a los testimonios completos del nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

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En el marco de la mesa de diálogo público-privada, que analizó el estado actual del Mercado de Corto Plazo, la Comisión Nacional de Energía (CNE) destacó el avance que registran las propuestas planteadas en esta instancia de trabajo, entre las cuales se encuentra la publicación de un reporte trimestral de análisis razonado de las disconformidades, el cual fue publicado por el Coordinador Eléctrico Nacional.

La solicitud de este reporte, por parte de la CNE al Coordinador Eléctrico Nacional es uno de los instrumentos de monitoreo de mercado propuestos en el subtema de las garantías, en lo que se refiere a la cadena de pagos en el mercado de corto plazo.

Resultados

El documento publicado contiene un resumen de disconformidades por facturas no pagadas vigentes en el mercado de corto plazo, que se encuentran ingresadas en la plataforma de Portal de Pagos, y su evolución dentro del trimestre octubre 2022 a diciembre 2022.

En su primera emisión se verificó una disminución en la evolución de la deuda total, pasando de 291 a 217 deudores entre octubre y diciembre del año pasado, así como en el monto de la deuda, de $13.641 millones a $6.663 millones en el mismo periodo.

El Ministro de Energía, Diego Pardow, destacó este avance: «Esta es una muy buena noticia porque demuestra el inicio de un conjunto de medidas concretas que se adoptarán y que son además reflejo de un trabajo colaborativo».

La publicación del reporte también fue valorada por el Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, por cuanto “refleja la concreción de las primeras medidas propuestas en una mesa público-privada, donde primó la colaboración y el ánimo de encontrar soluciones a ciertas situaciones dentro del mercado de corto plazo”.

“Seguiremos avanzando en el cronograma de medidas definido en esta instancia y que es de conocimiento público. De hecho, la CNE ya está trabajando en modificaciones a las bases del siguiente proceso de licitación de suministro para clientes regulados, para que, dentro del marco legal vigente, puedan dar cuenta de las nuevas circunstancias en que se está desenvolviendo el mercado eléctrico”, señaló la autoridad sectorial.

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De acuerdo al sector privado, México está atravesando un momento complicado para la transición energética debido a las cancelaciones de las subastas del gobierno actual y el Plan Sonora viene a ser uno de los únicos proyectos en favor de las energías renovables en el último sexenio. 

La gestión de Andrés Manuel López Obrador anunció el inicio de las pruebas del Plan Sonora con el objetivo de que entre en operación comercial para el 21 de abril, lo cual generó grandes expectativas en el sector.

El Plan Sonora de Energías Sostenibles tiene cuatro ejes principales: la generación de energía eléctrica por fuentes renovables; la integración de proyectos para la licuefacción de gas natural; la utilización o la explotación de litio para vincularlo a la cadena de valor de la fabricación de baterías para vehículos eléctricos; y la modernización del puerto de Guaymas en el estado de Sonora.

En este sentido, Fernando Rodríguez Tovar, director general del Clúster de Energía Sonora, asociación civil sin fines de lucro que busca volver más competitivo al estado sonorense a través de una industria energética fuerte, afirma: “El Plan Sonora es un cambio de visión en el gobierno federal después de años difíciles para el sector de las energías renovables en México”.

“Estamos felices de que se desarrolle el plan y vemos muy positivo que Sonora sea la cabeza de ello porque puso a este estado en el mapa. Solo falta incentivar y ayudar a que la industria privada siga haciendo ese tipo de inversiones para tener un ecosistema más completo”, agrega, en diálogo con Energía Estratégica.

El clúster, integrado por empresas del sector energético, instituciones de gobierno y diferentes actores de la sociedad, trabaja en propuestas, estrategias, programas y eventos para que el plan Sonora se pueda cumplir en tiempo y en forma aprovechando la proveeduría local y sus oportunidades.

En este sentido, el especialista sugiere cambios que benefician el megaproyecto: “A ese plan le falta todavía integrar mayores oportunidades de infraestructura, porque tenemos electricidad de sobra en Sonora, pero no se aprovecha porque no hay infraestructura para llevarla donde se necesita”.

Para el clúster, la falta de experiencia de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en la construcción de proyectos de energía renovable ha sido una desventaja. Además, los procesos de procura han sido centralizados, lo cual dificulta la contratación de proveeduría local.

“Vemos positivo que haya una participación del Estado de Sonora, pero se está relegando a la operación y no a la planeación. Esa centralización de la construcción de la obra, hace que haya un desconocimiento de las necesidades particulares de donde se va a necesitar esa energía”, asegura el experto. 

No obstante, el especialista nota un crecimiento del sector y mayor apertura de la industria. Además, vislumbra la atracción de inversiones al estado de Sonora siempre y cuando se vinculen los proyectos de gobierno con las necesidades de la industria. 

“Estamos dispuestos a vincular a esos planes de gobierno que son muy buenos, con las necesidades de la industria y de la población en general para que las cadenas de valor se fortalezcan y haya también más proyectos privados”, añade. 

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De acuerdo al sector privado, la cancelación de subastas del Gobierno mexicano produjo una reducción paulatina de desarrollos. En los últimos años, muchos proyectos se detuvieron y las empresas decidieron cambiar su estrategia, dejando en standby sus desarrollos. Algunas los cancelaron y otras migraron hacia países de Latinoamérica como Colombia, uno de los mercados que ha despertado mayor interés los últimos años.

En este marco, Jorge Ochoa, Business Development Manager de Latinoamérica en UL Solutions, la multinacional científica de seguridad enfocada en la innovación de soluciones renovables, le confía a Energía Estratégica: “Estamos apoyando desarrollos de un volumen aproximado de 5 GW. Todavía sigue siendo un número bajo con respecto al potencial de país, pero ha incrementado significativamente con respecto a los años anteriores”.

“Los intentos fallidos del gobierno de cambiar las leyes para favorecer el control de la generación, han provocado que el mercado se quede en stand by. No obstante, en los últimos seis meses ha empezado a haber movimiento de empresas que vuelven a mirar con buenos ojos el desarrollo de proyectos”, celebra.

En este sentido, el especialista es optimista y vislumbra un escenario positivo para las energías renovables a nivel nacional, pero que está marcado por la política nacional y el escenario próximo de las elecciones del 2024: “Algunas empresas están empezando a invertir en desarrollo. Ven esta detención de proyectos como algo temporal, pero siguen teniendo apetito por México”.

“Está claro que el país necesita energía y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), es consciente que no es capaz de generarla toda. Sabe que necesita de privados y que la plantación energética renovable es imperante”, agrega.

A su vez, afirma que los diferentes participantes del mercado eléctrico en México están empezando a tener interés, sobre todo, en proyectos relacionados con almacenamiento e hidrógeno, los cuales son cada vez más frecuentes en muchos países de Latinoamérica.

El experto del sector ratifica que, en este año electoral, la agenda de renovables es estratégica para cualquier gobierno que llegue al poder.

“La lógica te dice que se crearán políticas en favor de las renovables y que los privados definirán la agenda junto con el gobierno. Por eso, desarrolladores serios que piensan a largo plazo ya se están adelantando. Saben que el momento de moverse puede ser ahora”, explica.

“Estamos en un descongelamiento, se está empezando a mover, pero aún falta claridad. No sabemos a qué ritmo crecerán los proyectos de energías renovables, ni en qué condiciones”, enfatiza.

Retos para las empresas en este clima de incertidumbre

Ochoa predice que el mayor desafío será obtener visibilidad sobre las reglas del juego: “Debemos tener regulaciones del esquema de compra-venta de energía, claridad en los requerimientos sobre el almacenamiento y transporte de hidrógeno verde”.

Para el especialista, todos los retos estarán enfocados en el autoabastecimiento para la generación distribuida que está cobrando importancia en toda Latinoamérica.

“La comunicación que tendremos con el CENACE y la CFE para plantear seriamente este tipo de soluciones en pos de darle más estabilidad al sistema será todo un desafío. Uno de los puntos principales es tener claridad sobre el plan que adoptará el gobierno, antes del cambio de gestión”, insiste.

Tips para el éxito de proyectos

En este panorama incierto, el experto brindó consejos a tener en cuenta a la hora de garantizar el éxito de proyectos de energías renovables.

“Es importante tener paciencia y estar alerta a las señales del mercado. Deben intentar mitigar los riesgos de la mejor manera en las etapas más tempranas. Técnicamente, deben confiar en empresas con experiencia para que midan y detecten los riesgos con el objetivo de asegurar el éxito de esos proyectos”, comenta.

“También es necesario hacer mucho más estricto el proceso de subastas para que la repartición de riesgos no sea tan grande”, añade.

La Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ) celebró esta semana un diálogo de alto nivel entre el sector público y privado sobre la realidad eléctrica en Honduras.

Retomar licitaciones abiertas, transparentar compras directas, disminuir pérdidas y reducir los costos de generación fueron los ejes del debate al que asistieron Erick Tejeda, secretario de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE); Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE); Carlos Hernandez, director ejecutivo de la ASJ; y Kevin Rodríguez, experto en temas energéticos.

“El subsector eléctrico se ha convertido en una limitante para potenciar el desarrollo económico y la estabilidad fiscal del país. Reconocemos y valoramos que en el 2022 hubo esfuerzos por rescatar a la ENEE que constituyeron inyección de fondos de la administración a la empresa pero aún así las pérdidas y las moras siguieron creciendo. La cobertura aumentó pero de manera mínima y tuvimos más apagones faltando suministro a buen precio”, introdujo Carlos Hernandez, director ejecutivo de la ASJ.

En su presentación el referente de la ASJ precisó que en 2022 se ejecutaron L 3,879 millones, equivalente al 48% del presupuesto de seguridad, para la reducción de pérdidas y mora. Sin embargo, el año pasado las pérdidas de energía aumentaron un 3.1% en 2022 comparado al 2021, con el agravante de que las pérdidas fueron las más altas de los últimos 6 años, teniendo una repercusión económica de L 18,213 millones (USD 740 millones). Y que a la par del aumento de la mora de usuarios, la tarifa promedio continuó incrementándose; según cifras compartidas durante el debate, de junio del 2018 a diciembre de 2022 en promedio aumentó un 60%, dando como resultado que, si bien algunos usuarios obtuvieron subsidio del 100%, los hondureños promedio pagaron más por kWh que residentes de New York, Houston y Chicago en el pasado año.

 Erick Tejeda, secretario de energía, señaló que como estas temáticas se están abordando desde la política energética “holísticamente y a largo plazo” sus efectos no serán tan inmediatos pero promete generar estabilidad para todos los actores del mercado principalmente para los usuarios finales alineándose a la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social (ver).

“Entendemos, desde que asumió la presidenta y desde que estamos en la gestión, que el problema de pérdidas es fundamental, es vital y junto con los costos de generación son los dos problemas probablemente más importantes del subsector. Por ello, el 5 de julio lanzamos el Programa Nacional de Reducción de Pérdidas (…) [además de la renegociación de contratos] pero hay que entender que el gobierno y la burocracia tiene tiempos diferentes a una empresa privada porque se manejan mecanismos públicos y hay que seguir mecanismos de transparencia”, sostuvo.

El tema transparencia también se trató en lo relativo a contrataciones directas. Kevin Rodriguez sumó una consideración al debate en lo vinculado a evitar contrataciones directas “un peligro para el país es la contratación directa. No amerita bajo ninguna circunstancia una contratación así de emergencia. Porque una contratación sin licitación está abierta a corrupción, no tiene transparencia”, subrayó el experto energético.

Sobre el tema “licitaciones” se abordaron dos perspectivas. Por un lado, la convocatoria de 450 MW que sigue pendiente de lanzarse y que genera expectativas por la apertura que podría generar para que ingresen nuevos jugadores en el mercado; ahora bien, se advirtió que sería preciso minimizar riesgos para asegurar que se den nuevas inversiones. Por otro lado, la propuesta de licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional se trató como un gran punto de oportunidad para cubrir rápidamente las demandas actuales del sistema.

A partir de allí se desprendió otro tema de valor y son los costos de generación. ¿Cómo quedó el promedio de precios tras la renegociación de contratos? ¿Qué tecnologías son más competitivas? ¿Qué ventajas y desventajas tiene ofertar conjuntamente potencia y energía?  Son algunas de las preguntas que quedaron en el tintero.

“El mercado latinoamericano ahorita es un boom. A nivel mundial representa ya una muy buena cantidad de GW de potencia instalada. Tenemos como el gran monstruo de Latinoamérica tenemos a Brasil, Y tenemos a otros mercados que lo están siguiendo, como es el caso de Colombia, como México o Chile”.

Con este análisis comenzó la entrevista realizada a Eduardo Solis Figueroa, gerente de mercadeo para la región latinoamericana de la empresa Growatt, durante el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit) realizado el pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá.

“Colombia es un mercado que está en pleno crecimiento. Yo digo que está en un crecimiento exponencial. Si vemos los números, es un crecimiento no lineal porque en materia fotovoltaica, como en materia de almacenamiento, estamos teniendo crecimientos muy rápidos”, observó Solis durante la doble jornada que albergó a más de 500 empresarios y empresarias del sector renovable.

El ejecutivo de Growatt remarcó que en estos momentos la compañía lidera ventas de generación distribuida en México. “Lo mismo encontramos en Brasil, marca número uno. El mercado de Chile, estamos entrando muy fuerte recién a final de este año con nuevos productos. Y el mercado colombiano nos estamos posicionando muy fuerte. Aún no somos la marca número uno, pero eso es a lo que estamos apuntando”, advirtió.

“Estoy viendo que hubo un crecimiento a nivel Latinoamérica, sobre todo por el hecho de Brasil, de aproximadamente un 80% comparado con el año anterior. Casi el doble. Entonces realmente hemos crecido mucho y para Growatt, Latinoamérica es un mercado muy importante”, sostuvo Solis.

Innovación tecnológica.

¿Por dónde pasan las claves? “Según los estudios de Wood Mackenzie, somos la empresa número tres a nivel de ventas de inversores a nivel mundial. Eso nos coloca en una posición estratégica a nivel mundial y a nivel Latinoamérica. ¿Y cómo hemos podido alcanzar esta posición? A través de la innovación tecnológica”, reconoció.

Y reveló: “Algo muy interesante que hacemos en Growatt es que, como tenemos un equipo local, podemos trabajar muy de la mano con nuestros partners, con nuestros colegas acá en los distintos mercados regionales y desarrollar productos para la región”.

Así mismo, el ejecutivo enfatizó sobre la tecnología dedicada al almacenamiento. “Estamos trayendo productos nuevos para el mercado comercial, industrial, para el mercado residencial”, confió y precisó: “Hemos lanzado los inversores fotovoltaicos a bajo voltaje, me refiero de 220 a 480 volts, los inversores de mayor potencia que existen en estos voltajes”.

“Estamos haciendo un impulso muy grande por desarrollar el mercado fotovoltaico para la industria y también estamos desarrollando soluciones de almacenamiento para estos mercados”, destacó.

Por otro lado, aseveró que están enfocándose a la generación de “energía inteligente”, “que es toda la integración de autos eléctricos, de cargadores de autos eléctricos, de carga rápida, de tipo 1, tipo 2, tipo 3”.

En efecto, completó: “Es toda una solución inteligente que estamos haciendo: almacenamiento, cargadores de autos eléctricos, fotovoltaica, y todo es interconectado a través de la nube… Todo es inteligente”.

Expectativas

Para este año, el ejecutivo comentó que las expectativas pasan por “seguir siendo la marca número uno de generación de distribuida, el mercado utility está detenido en México por el momento, entonces pretendemos seguir siendo la marca número uno. Lo que es el caso de Brasil, igual, seguiremos siendo el número uno”.

Respecto a Chile, uno de los mercados más maduros de la región, Solis confió: “Esperamos tener un crecimiento significativo este próximo año y posicionarnos dentro del top 3”.

“Hay almacenamiento interesante en Chile, una línea probada recientemente. Tenemos lo que son las PMGDs en Chile. Y, además, hay muchos proyectos en fase de construcción para 2023, alrededor de 2 GW”, observó el ejecutivo de Growatt.

Y respecto a Colombia, Solis remató: “”speramos que en 2023 ya estemos colocados como la marca número uno de generación distribuida y autoconsumo, autogeneración de pequeña y gran escala. Hablamos de proyectos desde 1 W hasta 5 MW. Es nuestro mercado que esperamos posicionarnos como marca número uno aquí en Colombia”.

El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá durante el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit) participaron más de 500 actores del sector privado interesados en el desarrollo de las energías renovables en Latinoamérica en general, y en Colombia en particular.

Uno de ellos fue Juan Esteban Hernández, director de Desarrollo de MPC Energy Solutions, proveedor global de energía sostenible, quien participó de una entrevista exclusiva.

En efecto, el especialista destacó: “Hemos avanzado con dos proyectos solares en Colombia. Uno se llama Los Girasoles y ya se ha culminado. El otro, se llama Planeta Rica y cuenta con 26 MW. La capacidad neta en estos dos parques es de 37 MW. Esperemos que entren en operación en 2023”.

La inversión tomada por la empresa ronda los US$40 millones. En toda la operación, la capacidad actual es de alrededor de 200 MW en energía eólica y alrededor de 400 a 500 MW en energía solar fotovoltaica”.

“También en centro américa, estamos con tres proyectos en construcción: dos en El Salvador y uno en México”, agregó.

En el momento de la entrevista, la empresa ya contaba con un portfolio de 300 MW en desarrollo en Colombia, con la expectativa de seguir creciendo. 

“Para los próximos dos años, esperamos un incremento de MW considerable en Colombia, México y el Caribe”, comentó Hernández. 

De acuerdo al ejecutivo, allí se ubican los mercados más atractivos para la transición energética, seguidos por los países: República Dominicana, Panamá, Guatemala y El Salvador.

A su vez, remarcó el apetito de la multinacional por los proyectos de almacenamiento de energía. El experto señaló que han estado trabajando en un proyecto del Caribe, en la isla de Saint Kitts, que tiene 37 MW solar y 20 MW de storage. 

“Es un desarrollo emblemático de la región porque la dependencia del petróleo en el Caribe es brutal y los precios están por las nubes así que esta iniciativa vendría a darles respaldo en cuanto a la reserva de energía”, agregó.

Con respecto al país donde se realizó el mega evento, Hernández reconoció que hay grandes oportunidades pero que es importante mejorar las opciones de financiamiento en el desarrollo de proyectos.

“Para poder comercializar la energía hay los suficientes mecanismos y herramientas. Si bien hay proyectos que están en desarrollo a través de contratos bilaterales de PPAs y de subastas privadas, aún se necesita más estructura financiera”, enfatizó. 

“Por ello, sería oportuno el lanzamiento de más subastas de energías renovables en Colombia ya que sería una señal o mensaje muy interesante por parte del gobierno”, concluyó.

México tiene todo para ser uno de los jugadores principales en el mundo en auto abasto y exportación de hidrógeno verde, pero para lograrlo, requiere inversiones por 60 mil millones de dólares del 2025 al 2050 y que se dé certeza jurídica a los inversionistas con líneas estratégicas, regulatorias, económicas o de mercado, tecnológicas y de infraestructura, así como ambientales y sociales, coincidieron especialistas, diputados federales y expertos del tema.

En el marco del Foro «Innovación y soberanía tecnológica: Hidrógeno Verde; Retos y Oportunidades”, organizado por la Cámara de Diputados y la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), se definieron las acciones específicas que México debe realizar apresuradamente para impulsar la industria de energía del futuro, siguiendo puntualmente la hoja de ruta.

Israel Hurtado, presidente de la (AMH2), indicó que promover la inversión en H2 Verde y desarrollar esta industria en México es descarbonizar la economía nacional, además de que hay un gran potencial para desarrollarla y generaría 3 millones de empleos con un impacto en el Producto Interno Bruto (PIB) de 46 billones de dólares.

“Estamos a tiempo justamente de poder llevar esto a buen puerto y bueno pues nuestra hoja de ruta, los datos que nos arrojaron después de hacer un diagnóstico es que, se  pueden generar alrededor de 3 millones de empleos, se van a requerir inversiones de más de 60 mil millones de dólares, se puede volver México uno de los grandes exportadores, uno de los grandes jugadores a nivel mundial en la exportación de hidrógeno verde tanto a Estados Unidos como a Canadá con el Tratado de Libre Comercio como los demás tratados de libre comercio que tenemos con otros países pero bueno, específicamente a Europa, Asia se podrá exportar este hidrógeno y algo muy importante que es evitar hasta 53 millones de toneladas  de dióxido de carbono hacia el 2050, claro, el horizonte es a 20, 25 años pero es importante mencionar  justamente el tema ambiental, parte fundamental de la utilización del hidrógeno verde!, dijo.

En el salón verde de la Cámara baja y con una nutrida asistencia, Hurtado estimó que la industria de H2 verde, podrá reducir 53 millones de toneladas de CO2 al 2050, equivalente a una disminución del 14% comparado con el año base en 2019.

Al dar a conocer los resultados de un estudio que realizó la AMH2, destacó que el hidrógeno verde es el vector energético para descarbonizar la economía de México que es la base para fortalecer la agenda climática del país al 2030 y que podría desarrollarse con cadenas productivas de hidrógeno verde, así como con la participación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Petróleos Mexicanos (Pemex) y de empresas modernas y competitivas.

Indicó que, en la hoja de ruta, se definieron cinco líneas de acción para clasificar los hitos requeridos como contar con una planeación estratégica para la implementación del hidrógeno verde en México, un marco legal y regulatorio adecuado, mecanismos para incentivar una transición viable y paulatina a esta energía, desarrollo e innovación de tecnología y alianzas entre industrias y comunidades por un bienestar social y del medio ambiente.

Por su parte, el presidente de la Comisión de Ciencia y Tecnología de la Cámara de Diputados, Javier López Casarín, indicó que “es momento de que despertemos” como lo han hecho otras naciones, pues ya llegó el momento de aprovechar el potencial del hidrógeno como un recurso clave para atender los desafíos energéticos y climáticos de las próximas décadas.

“Esa es la noticia que debemos llevarnos desde hoy. México tiene las condiciones para ser uno de los jugadores principales en el mundo, no solamente la pregunta que sale de cómo implementarlo, sino que podemos compartir. Ahora la nuestra es decir pues nosotros tenemos la capacidad para ser uno de los principales en el mundo, un jugador principal, pero esto depende de que estemos convencidos de hacerlo y dar estos pasos”, precisó.

Y es que, para el legislador, el hidrógeno verde es el único tipo que se produce de manera climática neutra por lo que es fundamental alcanzar los objetivos de cero emisiones para 2050 puesto que es una pieza importante de la transición energética sin embargo, su inclusión dentro de la matriz actual requiere acelerar aún más el despliegue de electricidad renovable para descarbonizar los sistemas de energías existentes, acelerar la electrificación del sector energético para aprovechar la electricidad renovable de bajo costo y descarbonizar los sectores que son difíciles de electrificar como la industria pesada, transporte marítimo y la aviación”, dijo.

Al hacer una proyección de lo que es este energético, indicó que podríamos ser testigos de una historia similar  a la evolución tecnológica y de mercado de la energía solar fotovoltaica por lo que insistió en que México tiene el gran potencial para ser el país productor, consumidor y exportador de hidrógeno verde por el tamaño de la industria pues se tiene considerado que la demanda de hidrógeno en el mundo se incremente  de manera sustancial sobre todo desde economías que no tienen acceso a este recurso.

Además de que agregó,  es un sector estratégico para conseguir los beneficios climáticos de nuestro país. De ahí que señaló que este miércoles, presentó un punto de acuerdo para que la Secretaría de Relaciones Exteriores (SRE) incluya al hidrógeno verde dentro de la estrategia regional y además que las secretarías de Energía y Medio Ambiente y Recursos Naturales, desarrollen un programa que incluya la hoja de ruta para detonar a este sector considerado como estratégico para el desarrollo de las energías renovables del país.

Casarín se dijo convencido que la ejecución de este ambicioso plan puede generar nuevos empleos que van a abonar la consolidación de la economía verde de México, a garantizar las necesidades de energía limpia para las exportaciones y va a cobrar una relevancia significativa dado que se puede implementar desde una perspectiva realista que se puede ejecutar.

En su oportunidad, el presidente de la comisión de Economía, Comercio y Competitividad de la Cámara de Diputados, Jorge Ernesto Inzunza Armas, señaló que tenemos la oportunidad de producir a bajo costo el hidrógeno verde y las acciones que tenemos que hacer debieran ser como las de Uruguay que con su descarbonización y energías renovables cubren sus necesidades energéticas, gracias a los acuerdos legislativos que alcanzaron.

“En México debemos buscar generar esos acuerdos desde la parte de la normatividad, desde la parte normativa. A México las diferencias que a veces son de tipo ideológico, que enfrentan distintas visiones, han frenado la posibilidad de desarrollo de distintas energías y creo que estamos en un momento perdiendo oportunidades de oro, dado el momento actual que se está viviendo y debemos enfocarnos en una ruta en donde podamos generar esos acuerdos que nos permitan impulsar el crecimiento de las energías”, expuso.

En el encuentro, participaron la vicepresidenta de sostenibilidad y relaciones con gobierno de ENGIE, Ana Laura Ludlow, el director de sustentabilidad de CEMEX, Carlos Medina, la coordinadora de infraestructura y energía de la dirección de impulsos económicos global de la SRE, Aurora Tenorio, el coordinador de la descarbonización de puertos de WWF, Salomón Díaz, el profesor de sustentabilidad y fuentes renovables del Tecnológico de Monterrey, Oliver Probst  y Ulises Neri, Vice Chair México- Expert Group on Resource Management ONU-UNECE.

Asimismo, el presidente de la Comisión de Energía de la Cámara baja, Manuel Rodríguez González, la coordinadora de proyectos de hidrógeno en el Instituto Nacional de Electricidad  y Energías Limpias y Amado Villarreal, director del clúster energético de Nuevo León, entre otros.



La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) actualizó el Informe Estadístico UAEE y GDR 2018-2022 señalando grandes hitos conseguidos por las energías renovables contempladas bajo la Res. CNEE-227-2014.

Tras un 2021 sin registrar inicio de operación de nuevos proyectos Generación Distribuida Renovable (GDR) estas alternativas minihidro, solar y bioenergía de baja escala alcanzaron los 125.2 MW instalados al sumar 5,3 MW durante el 2022.

El gran salto de GDR se produjo en el último trimestre del año pasado al incorporarse 3,5 MW adicionales a los 1,8 MW logrados en los meses precedentes.

En lo que respecta a Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía (UAEE) también la mayor adición se produjo en los últimos meses del año, al confirmase cerca de 500 nuevas instalaciones para totalizar los 7658 UAEE por 56.47 MW.

¿Dónde se ubica el mayor volumen de proyectos? De acuerdo con el relevamiento de la CNEE, que toma datos estadísticos reportados por la Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA) y las Distribuidoras de Energía Eléctrica de Oriente (DEORSA) y de Occidente (DEOCSA), 4736 autoproductores se interconectaron en redes de EEGSA, 2038 en DEORSA y 884 en DEOCSA. 

El departamento de Suchitepéquez, en la región suroccidental se destacaría por el volumen de instalaciones GDR al totalizar 24,36 MW hacia el cierre del 2022. Lo seguiría el departamento de Alta Verapaz en la región norte, con 19,58 MW. Y cerraría el podio el departamento de Santa Rosa el la región suroriente con 18,08 MW.

Ahora bien, el despliegue de nuevos proyectos tiene alcance en la mayoría de departamentos de Guatemala. Además de los antes mencionados, se destacan en la región centro los departamentos de Chimaltenango con 16,62 MW y Escuintla con 16,25 MW; seguidos de cerca por un departamento en la región suroccidental que sería San Marcos con 15,66 MW.

El Gobierno de Puerto Rico designó oficialmente a la Oficina Central de Recuperación, Reconstrucción y Resiliencia (COR3, por sus siglas en inglés) como solicitante de financiación en el marco del Programa de Subvenciones “IIJA Preventing Outages and Enhancing The Resilience of the Electric Grid” del Departamento de Energía de EE.UU.

Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico, ofreció ayer un encuentro virtual donde brindó mayores precisiones sobre el programa federal, plan de acción estatal y próximos pasos.

“La misión es apoyar el desarrollo de soluciones energéticas asequibles, estables y fiables en beneficio de todos los puertorriqueños”, introdujo la autoridad.

Y es que, en líneas generales la finalidad del denominado “IIJA sección 40101” es mejorar la resiliencia de las redes eléctricas ante cualquier riesgo. ¿Cómo lo harán? Según explicó Carlos Tejera, será a través del refuerzo de los activos, despliegue de capacidades sofisticadas como el control y coordinación en tiempo real de los activos, incluidos las DER y las microrredes, así como herramientas de apoyo para modelización y análisis.

Tal es así que el plan involucra destinar fondos para operadores de red eléctrica, operadores de almacenamiento, generadores de electricidad, propietarios de transmisión y proveedores de distribución.

En aquella audiencia pública a la que asistió Energía Estratégica, Tejera adelantó que las asignaciones se prevén de USD 3,731,341 en el primer año; USD 3,713,861 en el segundo año; y, en los 5 años de implementación un total de USD 18,613,005 estimativamente.

Un detalle no menor es que en lo que respecta a la elegibilidad, tendrán prioridad los proyectos que generen el mayor beneficio para la comunidad al reducir la probabilidad y las consecuencias de sucesos perturbadores.

En tal sentido la financiación estará reservada a las pequeñas empresas de servicios públicos (definidas como aquellas que no venden más de 4 millones de MWh al año), incluirá el uso o la construcción de recursos energéticos distribuidos para mejorar la capacidad de adaptación del sistema, incluyendo microrredes y almacenamiento en baterías.

Y al respecto es preciso aclarar que las subvenciones no podrán ser utilizadas para ciberseguridad, construcción de una nueva instalación de generación eléctrica o construcción de una instalación de almacenamiento en baterías a gran escala que no se utilice para mejorar la capacidad de adaptación del sistema.

Con la intención de recibir consultas o sugerencias para la mejora del plan, las autoridades estarán cargando toda la información relativa a estas subvenciones en la web https://recovery.pr.gov/es y se podrán emitir comentarios al respecto a procurement@cor3.pr.gov hasta el lunes 20 de marzo del 2023.