La Autoridad de Alianzas Público-Privadas de Puerto Rico (APPPR) lanzó este mes un proceso de Solicitud de Calificaciones (RFQ) para un proyecto de LNG a hidrógeno verde con ciclo combinado.

Todas las partes interesadas pueden acceder a consultar las adendas de este proceso que ya se encuentran publicadas en el sitio web de la Autoridad https://www.p3/pr.gov 

En líneas generales, el proyecto resultante se prevé que tenga una capacidad de aproximadamente 300 MW y que cuente con tecnología, como ser de turbina de gas/turbina de vapor de ciclo combinado, que permita el aprovechamiento de múltiples combustibles, incluidos gas natural, combustible de petróleo y combustible de mezcla de hidrógeno.

Respecto a la sostenibilidad del combustible se hace la salvedad que la tecnología deberá tener la capacidad y las disposiciones para la conversión futura de dicha mezcla de combustible de hidrógeno, siempre que:

(a) dicha fuente de combustible pueda demostrar ser compatible, disponible y aceptable según todas las leyes y reglamentos de cumplimiento aplicables, y

(b) para 2050, dicho hidrógeno quemado sea hidrógeno verde, según lo definido por los estándares de la industria aplicables

La empresa o consorcio que cumpla aquellos requerimientos y resulte adjudicada accederá a un contrato de asociación publico-privada (PPP) a largo plazo con la APPPR y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). 

Aún hay tiempo de participar. La próxima fecha comprometida en el calendario de este proceso es el 27 de marzo de 2023, día límite para la presentación de solicitudes de aclaración («RFC») con respecto a esta RFQ por parte de los posibles participantes.

Posteriormente, el 10 de abril de 2023 será fecha para la presentación de SOQ (a más tardar a las 5:00 p. m. AST) y si bien se contemplan etapas intermedias, la siguiente fecha clave será el 17 de mayo de 2023 cuando se estima que será la notificación a los calificados.

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) ha trabajado una propuesta de modificación normativa que podría repercutir sobre la Licitación Abierta PEG-4-2022.

Esta iniciativa contemplaría la introducción de sistemas de almacenamiento en baterías en centrales de generación, lo que le permitirá a los agentes generadores poder tener potencia almacenada adicional a la energía generada para poder entregar en las horas de demanda máxima.

Al respecto, es preciso recordar que la AMM emite un certificado de oferta firme eficiente si se respeta la entrega de energía y potencia en las horas de demanda máxima, y esta condición se cumpliría en caso de incorporarse almacenamiento en centrales variables.

¿Cómo repercutiría en la Licitación? Trascendió la posibilidad de que se prorroguen por dos meses las fechas comprometidas en el calendario de la licitación de modo que se dé tiempo a que los oferentes que así lo necesiten, puedan ajustar sus proyectos a la nueva normativa.

Según pudo saber Energía Estratégica, esa propuesta normativa que está en desarrollo podría socializarse con los agentes del mercado en esta primera quincena de marzo para que se emitan los comentarios respectivos y realizar modificaciones necesarias antes de que el AMM la envie a consideración de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y esta la pueda aprobar.

En caso de que logre la conformidad de todas las partes interesadas, las distribuidoras vinculadas a esta licitación podrían contemplar ajustarse a aquellos tiempos de publicación de la modificación normativa y la aprobación por parte de la CNEE, ampliando los tiempos de esta convocatoria hasta que las modificaciones queden firmes antes de que los oferentes entreguen su oferta en la licitación.

Esto lo que permitirá es que los oferentes que quieran hacer la inversión en una planta solar o una eólica nueva, donde las ofertas de energía alcanzan el tope de 40 MW máximo de capacidad equivalente en los proyectos, puedan incorporar baterías y el hecho de poner un sistema de almacenamiento les iría a permitir ya no solo participar por los 40 MW que definen las Bases de la Licitación sino también participar con la potencia adicional que podrán entregar a partir de su sistema de almacenamiento.

De querer garantizar aquello el calendario de la convocatoria debería modificarse para aplazar algunos hitos del proceso de licitación. En el caso de que sea de dos meses la prórroga, la fecha límite para la presentación de ofertas técnicas que se había fijado para el 31 de mayo podría desplazarse al 31 de julio.

Otra observación sobre el calendario es que la evaluación de las ofertas económicas planeada para el 6 de julio también podría modificarse para llevarse a cabo en septiembre junto con la adjudicación que deberá ser en el mismo mes.

El Ministerio de Energía de Chile publicó una nueva versión del borrador del reglamento de transferencia de potencia de Chile, que reemplazará el actual Decreto Supremo Nº 62/2006 y que estará en consulta pública hasta las 23:59 horas del lunes 27 de marzo del corriente año, en la que podrán participar toda persona natural así como las organizaciones sociales, ONGs, empresas, universidades u otras organizaciones interesadas. 

El reglamento tiene por objeto establecer las metodologías, procedimientos y criterios aplicables para determinar las transferencias de potencia que resulten de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1 de la Ley General de Servicios Eléctricos, entre los participantes del balance de potencia.

Pero para conocer más a fondo qué propone este nuevo reglamento y cómo afecta al sector de las energías renovables en Chile, Energía Estratégica dialogó con Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal.

Entre los principales cambios con el régimen transitorio, se destaca la extensión del plazo para la entrada en vigencia del reglamento en cuestión a 5 años, como también la aplicación de la tabla del reconocimiento de potencia inicial hacia los sistemas de almacenamiento de energía (SAE), ya sean puros o stand alone. 

“Esa incorporación de los SAE al reconocimiento de potencia y al régimen transitorio pone interesantes incentivos al desarrollo de esta tecnología que sabemos es muy necesaria en el Sistema Eléctrico Nacional”, manifestó González. 

A cada unidad generadora o SAE se le adjudicará una potencia de suficiencia. Mientras que a cada participante del balance de potencia que posea compromisos de potencia con clientes libres o empresas distribuidoras, asociados a contratos de suministro destinados a tales efectos, se le asignarán retiros de potencia. 

En el caso de que una unidad generadora que incluya un componente de almacenamiento, la potencia inicial de la central renovable con capacidad de almacenamiento corresponderá a la suma de la potencia inicial del SAE y la potencia inicial de la componente de generación, calculada de acuerdo a la alternativa metodológica a la que haya optado.

“Mientras que el segundo grupo de modificaciones importantes refiere a la implementación del nuevo régimen y ahí se hizo lo ya anunciado en la mesa de trabajo creada para tal fin. Se alarga el periodo de implementación y se deja una opción a ciertas centrales o tecnologías para que opten por el régimen anterior por 15 años”, explicó la especialista. 

“En ese sentido creo que el texto recoge preocupaciones expresadas por distintos gremios e intenta generar consensos en torno a la propuesta. Aunque me parece que las reservas e incertidumbres se mantienen de parte de las muchas empresas renovables”, agregó. 

Con ello, la fundadora de la Consultora Domo Legal señaló que es un texto que sigue una ruta de continuidad de lo iniciado anteriormente, pero que abre la gran incógnita de si es la reforma que el sector requiere y si hay consenso más allá de la necesidad de incentivar la incorporación del almacenamiento. 

“Hay aspectos muy interesantes en la propuesta y valorados como el objetivo de suficiencia pero llama la atención que, habiéndose anunciado que se estudiará la reforma al mercado de corto plazo que obviamente tocará el mercado de la energía, no se crea necesario sumar a esa discusión el tema del pago por capacidad y además abordar la problemática que inicio esta iniciativa y era como incentivar y remunerar la flexibilidad u otros atributos que necesita el sistema”, concluyó.

El pasado 2 de febrero se realizó en Puerto Peñasco la presentación del Plan Sonora, que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina y la séptima en el mundo.

Desde el Gobierno mexicano anunciaron que ya han comenzado las pruebas con el objetivo de que entre en operación comercial para el 21 de abril. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) avanza en la primera etapa del proyecto que adiciona 300 MW de capacidad.

En su etapa final, abordará una superficie de 2 mil hectáreas donde alojará una capacidad de 1 GW.

En este marco, representantes de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), brindan la posición institucional del Plan en diálogo con Energía Estratégica

“Todo lo que sea inversión verde hacia el país, siempre va a ser bienvenida con muy buenos ojos. Sin inversión no se mueve la economía interna de los países de América Latina, por ello, lo consideramos un gran detonador”, explica José Celis, secretario de Organización de ANES.

Además, resalta: “Hay inversión privada en juego: muchas empresas se ven beneficiadas de las compras que realiza la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para montar el proyecto. Eso es algo fantástico porque genera un montón de empleo directo e indirecto”.

En efecto, el gobernador de Sonora, Alfonso Durazo Montaño, anunció la creación de un centro binacional para el desarrollo de semiconductores, en conjunto con la Universidad de Arizona y Conacyt, con lo cual la entidad tendrá una ventaja competitiva frente a otros estados de la frontera.

Bajo esta promesa, para Dulce Guevara, secretaria de Inclusión y Género en ANES es importante sentar las bases para que el sector se torne más diverso: “Nos interesa incorporar la perspectiva de género y las juventudes en la industria. Tenemos una cadena de valor que necesita urgente dejar atrás la predominancia masculina y emplear a más mujeres”. 

“Abre la puerta para empezar a debatir qué entendemos por transición energética justa entre los distintos actores de la sociedad y cómo se distribuyen los costos y los beneficios de dicha transición”, agrega.

Los objetivos del Plan Sonora planteados por la CFE

Impulsar el crecimiento económico de los sectores agropecuario, industrial y de servicios de Puerto Peñasco, Caborca y San Luis, Río colorado en Sonora, así como de Ensenada, Tecate, Tijuana y Mexicali en Baja California.
Contribuir con el cumplimiento de compromisos adquiridos por México relacionados a la lucha contra el cambio climático.
Abatir el déficit de generación del Sistema Baja California (SBC).
Respaldar la operación de la CFV Puerto Peñasco, con un Sistema de Almacenamiento de Energía a base de baterías de 12 MW y 60 MW para dos horas de operación y un condensador sincrónico en la Secuencia II que dará robustez a la central.
Beneficiar a una población de 1,6 millones de consumidores (Aproximadamente 536.000 hogares promedio) y disminuir los costos de producción.

Millonaria inversión requerida

El canciller Marcelo Ebrard, Secretario de Relaciones Exteriores de México, precisó que el plan, que requerirá una inversión de aproximadamente 48 mil millones de dólares, contempla varios proyectos como la extracción de litio, producción de baterías de litio, creación de autopartes para vehículos eléctricos, entre otros.

Según algunos actores del sector privado, se trata de una cantidad de dinero muy importante para el país pero que no tiene la tecnología necesaria para llevarlo adelante. 

En este sentido, Celis destaca: “Se trabaja con inversión extranjera pero sin préstamos. Ha habido la queja de algunos empresarios, que sugieren endeudarse para acabar el proyecto más pronto. Sin embargo, el actual gobierno prometió no contratar deuda ”.

Si bien el rol de la mujer avanzó progresivamente en el sector energético nacional, tanto en el ámbito privado como público, aún hay mucho trabajo por hacer, ya que uno de cada diez puestos de los tomadores de decisión en empresas de generación eléctrica, son mujeres. 

En el marco del Día Internacional de la Mujer, Energía Estratégica conversó con Cecilia Giralt, cofundadora y miembro de la comisión directiva de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables (AMES), para conocer cómo evoluciona  este tema  en el país, las oportunidades existentes y las barreras que aún restan afrontar. 

“Las mujeres tienen una mayor participación en empresas pequeñas y medianas en energías renovables y vemos que cada vez hay más fuerza de cambio en este sentido.  Somos las  mujeres las que estamos traccionando esta transición energética. Incluso, hay un rol participativo muy activo, principalmente en el hidrógeno verde, lo cual es un dato positivo y esperanzador porque hay mucha masa de una generación joven que tiene otro grado de conciencia, de importancia y de trabajo técnico, en el rol que la energía limpia tiene que tener para descarbonizar las matrices productivas y energéticas a nivel global” manifestó Giralt.

“En la medida que haya más mujeres en cargos directivos o con poder de decisión, como es el caso de la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, habrá más oportunidades genuinas para romper los paradigmas y estereotipos que nos han llevado a que hoy tengamos que conversar sobre esta brecha”, agregó. 

Esto se ve reflejado en el último informe del Banco Interamericano de Desarrollo, titulado “Género y Energía en Argentina: La participación de las mujeres en el sector de generación eléctrica”, elaborado en colaboración con AMES,en el cual se mostró que la participación más equitativa en el subsector de generación de energía tiende a aumentar la eficiencia de las empresas. 

Asimismo el informe reflejó que a nivel mundial, la tasa de participación de las mujeres en energía renovable es en promedio  alrededor del 32%, aunque a nivel regional, se observó que en las empresas de servicios de electricidad, gas y agua de la Argentina en el año 2019 fue de un 17%, estando por debajo del promedio de América Latina y el Caribe (21%). 

Estos datos demuestran que todavía existen barreras para lograr más equidad en términos de género. Quizás una de las más importantes son las culturales, convocando a la sociedad toda a trabajar en cambios de paradigmas y estereotipos , principalmente en la formación temprana y en los niveles de los colegios secundarios. Esto ayudará a que más jóvenes puedan elegir y acceder a a carreras STEM.

“Falta mucho camino para recorrer, pero en cuanto el velo se corra y la cultura se abra hacia esa diversidad, se ocuparán más puestos por parte de mujeres en niveles de decisión.Las mujeres aportamos mucho en la toma de decisiones, sobre todo cuando tenemos que resolver problemas complejos, ya que somos muy creativas y nuestra mirada a esos problemas es circular, no lineallo cual nos da la posibilidad de implementar soluciones alternativas que muchas veces no suelen ser pensadas en los ámbitos formales”, aseguró la cofundadora de AMES. 

“Para ir achicando esta brecha,  sería positivo que las empresas tambien implementen planes de acción y políticas integrales en los cuidados del hogar no remunerados, tanto para  hombres y mujeres. Estoayudaría a sentar las bases formales del cambio cultural que comentamos, ya que las tareas de cuidado en el hogar y la familia serían  equitativas, El permitir que el papá pueda tener mayor participación en el cuidado de sus hijos y compartir con ellos actividades escolares es un cambió importante que tenemos que empezar a generar en la sociedad, lo cual nos va a permitir comenzar a diluir paulatinamente esas barreras.”, continuó. 

Las iniciativas de AMES

Como aliadas WEPs (Women Empowerment Principles) de ONU Mujeres, AMES adhiere a los 7 principios de empoderamiento de la mujer. 

La Asociación, fundada en 2019, busca trabajar en la comunidad tratando de potenciar las capacidades de  las personas, sin distinción de género, por lo que en el año 2022, lanzó la propuesta “Comunidad Ames”, un espacio de trabajo voluntario y organizado que convoca a hombres y mujeres alineados con la misión de AMES. El espacio está organizado en distintas mesas de trabajo, cuyo objetivo es avanzar en acciones y proyectos concretos que generen impacto en la sociedad, 

“Las mesas que tenemos activas hasta el momento son: Evaluación de Políticas y Programas de Género aplicados a la Energía, Observatorio de Género, Proyectos técnicos y de Innovación y Espacios de Capacitación y Sensibilización. La idea es trabajar en proyectos concretos y en alianzas con otros actores, para lograr un impacto que ayude en este cambio cultural“, explicó Giralt. 

“Asimismo estamos articulando un programa de pasantías en colaboración con empresas privadas del sector, para acercar más jóvenes a la experiencia laboral temprana. Pensamos que eso es el semillero para la inserción laboral de más mujeres”, agregó.  

“Ojalá que dentro de muy poco tiempo, hayamos superado esta brecha, y nuestras conversaciones estén centradas en el talento humano y cómo desarrollar mejor su potencial”, concluyó.

De acuerdo con el estudio “Energía y Género” de la Agencia Internacional de Energía (IEA), las mujeres representan sólo el 22% de la industria energética global. Una tendencia de la cual México no está exento, ya que el porcentaje de mujeres en el sector energético mexicano es apenas superior, con apenas el 28% de las posiciones ocupadas por mujeres.

Uno de los factores más importantes que han reducido la brecha de género en el sector es el acceso de la smujeres a la educación superior en carreras STEM (Ciencia,Tecnología, Ingeniería y Matemáticas). Según el informe “Las mujeres en Ciencias, Tecnología, Ingeniería y Matemáticas (STEM) en América Latina y El Caribe 2020” de ONU Mujeres y UNESCO (Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura), sólo el 35% de los estudiantes de carreras y programas  STEM son mujeres.

Sin embargo, existe una fuerte tendencia que podría revertir esta realidad en la industria. Por un lado, el estudio “Mujeres y niñas en STEM” del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) señala que en las últimas cuatro décadas la representación de las mujeres en las universidades se ha duplicado. El IMCO también asegura que en los últimos diez años 31 de 32 Estados de la República redujeron la brecha de género en programas educativos STEM.

A pesar de la tendencia positiva, el rito del cambio hacia la igualdad ha sido particularmente lento en la industria energética, y aún falta mucho por hacer para que la participación femenina tenga el mismo peso que la de los hombres. El mismo estudio indica que, de mantener la misma tendencia de la última década, tomaría 37 años incorporar a las mujeres restantes y cerrar por completo la brecha de género.

Por otro lado, es importante reconocer que existen ejemplos destacados de liderazgo femenino actualmente en la industria energética mexicana y el rol clave que juegan para reducir la brecha. Romina Esparza, Directora de desarrollo de Negocios para Energía e Industrias de Procesos en México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch es uno de ellos, con una trayectoria de más de quince años en el sector. Actualmente, Romina está enfocada en impulsar proyectos de energías limpias y con enfoque en la descarbonización así como de infraestructura crítica que han hecho de Black & Veatch la empresa referente global en el sector.

Desde su posición, Romina Esparza ha contribuido a reducir la brecha de género, profundizando en México las políticas que han llevado a Black & Veatch ha conseguir por cuarto año consecutivo la puntuación perfecta en el Índice de Igualdad Corporativa de la Human Rights Campaign Foundation, la cual premia la diversidad, equidad e inclusión de las empresas:

“En Black & Veatch vivimos una cultura de inclusión que se ve reflejada en la conformación de nuestros equipos de proyectos. La diversidad no solo de género, sino cultural y generacional ha contribuido a que Black & Veatch se convierta en uno de los  referentes globales en proyectos de desarrollo de infraestructura crítica para la transición hacia modelos sustentables de energía, pero también en un promotor de la participación de las mujeres en puestos de liderazgo en el sector”, expresó Romina Esparza.

Este 8 de marzo, en el marco del Día Internacional de la Mujer, vale la pena reflexionar sobre el papel que tienen las empresas líderes del sector y sus directivos en impulsar espacios de participación de mujeres libres de discriminación o barreras de entrada asociadas al género. Las actividades que podrían beneficiarse más del talento femenino son innumerables, y generar una mayor vinculación entre industria y  las universidades para promover el acceso de más personas a un aprendizaje práctico centrado en las tendencias tecnológicas de la industria actual es una de las claves en este proceso.

Todas las partes que conforman a la industria energética tienen un mundo por ganar con la incorporación del talento de las mujeres, que en colaboración y competencia justa con sus contrapartes masculinos, impulsarán el futuro de la energía.

El sector de las energías renovables se reúne este mes en el marco de un nuevo evento de Future Energy Summit. La convocatoria es para este 29 y 30 de marzo en República Dominicana.

Confirmaron su participación empresas de renombre internacional y local con amplia expertise en proyectos de energía eólica como BAS Corporation, DNV, EGE Haina, Ennova, Nordex Group, Soventix Caribbean, Total Eren, entre otras.

Todas ellas participarán de los debates de alto nivel en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real de Santo Domingo y de los espacios de networking especialmente preparados para esta edición.

ASISTIR

República Dominicana resulta de gran interés para impulsar nuevas inversiones en energías renovables, en especial aquella a partir de la cinética del viento ya que en el último tiempo ha superado a la solar en factor de planta dentro de este mercado.

A modo de ejemplo, en el cierre del año 2022 dos proyectos eólicos se destacaron por los altos porcentajes registrados: el Parque Eólico Larimar (49.50 MW) con un 39.69% de factor de planta durante el mes de noviembre y el Parque Eólico Guanillo (52.50 MW) con un 37.46% de factor de planta en septiembre.

Mientras que en el mismo periodo los solares operativos en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana tuvieron un máximo de 26,94% y un mínimo de 16,25%.

Ahora bien, en el último año no se ha dado curso a nuevas concesiones definitivas para proyectos eólicos y sí para 638,3 MWn correspondientes a tecnología solar fotovoltaica.

¿Qué retos existe para el despliegue de más capacidad eólica en República Dominicana? ¿Qué oportunidades de negocios se abren para nuevos proyectos? Son algunas de las preguntas que abordarán durante el megaevento de Future Energy Summit altos referentes empresarios tales como Fernando de la Vega, gerente general de Total Eren RD, Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean, Emilio Martínez, CEO de BAS Corporation, Rafael Burgos, CEO de Ennova, Daniel Herrmann, Market Manager Power and Renewables Mexico & CA de DNV y más.

PARTICIPAR

Ayer la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) informó que determinó asignaciones para las 843 solicitudes de conexión (por alrededor de 56.000 MW) de proyectos de generación y consumo de energía eléctrica interesadas en la asignación de capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional.

Se informó la asignación de 7.493 MW, de los cuales 5.774 MW corresponden a energía solar, con 147 proyectos; 1.237,8 MW a la eólica, en 10 emprendimientos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registró una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

A nivel geográfico, se destacan las áreas operativas de Guajira-Cesar-Magdalena con una asignación de 1.620 MW, Caldas-Quindío-Risaralda con 1.297 MW y, particularmente eólicos en las áreas Centro-Oriental y Norte de Santander.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, Adrián Correa-Florez. Director General de la UPME, revela los pormenores de todo este proceso y desliza la posibilidad que próximamente se anuncie una prórroga para la presentación de proyectos para el proceso 2023-2024, establecida para este 31 de marzo.

¿Qué ha significado para la UPME y el equipo esta tarea que ha sido consolidada hoy sobre la asignación de puntos de conexión?

Para la UPME fue una tarea titánica ya que contamos con recursos muy limitados y tocó darle respuestas a 843 solicitudes de conexión. Pero bueno, cumplimos con lo establecido operativamente: un reto importante pero también entendemos la importancia estratégica para el país de la asignación de estos puntos y de la entrada de nueva generación fundamentalmente renovable a la matriz.

Es un paso en firme hacia la transición energética justa en Colombia. El 95% de estos casi 7.500 MW asignados corresponden a fuentes no convencionales de energía renovable.

Creo que ahí hay un mensaje importante y una apuesta de todos los sectores, sector privado y el sector público, para que esto sea una realidad y hay que recalcar el esfuerzo importante que hizo la UPME en este caso en donde con la misma capacidad operativa y organizacional de hace 10 años se le pudo cumplir al país.

Como hemos dicho por ahí en otros escenarios: la transición energética en Colombia pasa necesariamente por la UPME y necesitamos fortalecer la unidad de la planeación para que esa transición sea posible.

¿Cuándo entraría en operación justamente estos proyectos?

Están repartidos de aquí hasta inclusive 2032 obviamente con una concentración importante de proyectos de entrada en operación en 2025-2026.

¿El grueso de ellos entraría más o menos para esos años?

Correcto, sí.

Para 2032 imagino que se trata de los proyectos eólicos marinos…

Sí, correcto. Hay unos eólicos offshore entonces que requieren todavía de unos ajustes en las reglas de juego que seguramente los interesados están todavía aguardando.

Desde el Gobierno se han puesto más estrictos en lo que es la curva S y las garantías que deban presentar las empresas promotoras, de manera tal que el avance de estos proyectos esté comprometido. ¿Es esperable el avance del grueso de los emprendimientos asignados?

Sí, correcto. Hace parte de lo que se quería con la Resolución 075, ajustar un poco las normas en asignación de los puntos pues porque antes había un procedimiento un poco más laxo y estaba costando mucho trabajo determinar la seriedad de los interesados.

Entonces esperamos que el nivel de cumplimiento esta vez sea bastante elevado y que en efecto los interesados y que quienes se presentaron pongan sus garantías y que estos proyectos lleguen a feliz término, eso es lo que esperamos.

Desde el punto de vista del área de planificación energética, ¿qué significará el avance de este volumen de proyectos para Colombia teniendo en cuenta que la mayoría de estos proyectos no generan flexibilidad al sistema?

El proceso de asignación dado se basa en un algoritmo de optimización de entrada de estos casi 7.500 MW. Éstos han sido asignados cumpliendo criterios donde se evaluaron la flexibilidad, el impacto sobre los precios de bolsa, reducción de restricciones de pérdidas, reducción de emisiones y también el avance en el proceso de licenciamiento ambiental.

Es decir que estos 7.500 MW son lo más depurado y decantado en términos del mejor impacto que pueden tener para el sistema.

Esto también busca beneficiar a los usuarios en general y también facilitar el proceso de planeación, ya que con esto nosotros tendríamos una lectura muy clara de cuáles son las expansiones, cuáles serían las expansiones que tenemos que avanzar en el futuro próximo, obviamente estas ya están identificadas pero nos sigue dando una señal para llevar a cabo las convocatorias.

Por otro lado también tener en cuenta que esa expansión de esos sistemas pues va a permitir de alguna manera reducir los costos en el futuro, digamos que en el futuro próximo: de aquí unos 4 o 5 años.

Sobre lo que se viene: hemos conversado con consultores que advertían que debiera prorrogarse la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes del 2023, comentan que sería necesario aproximadamente dos meses más para la evaluación de proyectos a presentarse, ¿desde la UPME están contemplando esa posibilidad?

Esta no es una decisión que toma la UPME, este plazo para la presentación de las solicitudes de este ciclo de 2023-2024 es una decisión que toma la CREG. Pero por supuesto que sí sabemos que el tiempo es muy corto para preparar las ofertas y para adelantar todos los estudios de aquí al 31 de marzo.

Entonces yo creo que sí hay una conciencia importante del regulador (CREG) y por supuesto de nuestra parte sobre la necesidad de evaluar un tiempo adicional. Muy próximamente se estará dando una anunció en ese sentido, pero sí comparto por supuesto la preocupación de lo corto el tiempo.

Por último, en cuanto al aplicativo por el cual se determinaron las asignaciones, se han escuchado algunas críticas del algoritmo para determinar cuestiones de pérdidas para definir la asignación de algún proyecto. Me interesaría su punto de vista al respecto y si de algún modo este sistema es perfectible de cara al próximo proceso…

Hay que tener en cuenta que el procedimiento de lo que nosotros denominamos el MAC, el modelo de asignación de capacidad de conexión, ha sido discutido ya desde hace más de un año.

Es decir que el procedimiento y el algoritmo es público, fue sujeto a por lo menos tres socializaciones el año pasado, donde se explicó en qué consistía el procedimiento, donde se atendieron sugerencias, donde se respondieron preguntas, inclusive pasó por un proceso de consultas al público precisamente para poder tener en cuenta todos los comentarios y ya posteriormente fue publicado en firme.

Entonces ese algoritmo ha pasado por supuesto por muchas rondas de socialización y discusión. Siempre todo proceso va a ser sujeto a perfección, por supuesto y eso hace parte pues de nuestra labor para mirar cómo se puede seguir ajustando.

Si obviamente es un proceso delicado que requiere un análisis juicioso y para mirar a ver quiénes tienen algún tipo de comentario.

La convulsión de protestas que está atravesando Perú ante una fuerte crisis política y social, no parece afectar los avances en energías renovables. Por el contrario, fuentes consultadas por este medio aseguran que el avance de un nuevo modelo que permita la introducción de estas tecnologías al país podría generar el beneplácito que requieren los gobernantes ante la sociedad.

De acuerdo al sector privado, desde hace décadas el Gobierno mantiene la agitación política separada del aspecto económico por lo que los proyectos no se han detenido y se incrementan a pasos firmes.

Pero aún resta la aprobación de dos medidas determinantes. Por un lado, que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, impedimento que evita el desarrollo de plantas eólicas y solares que requieren estos contratos para obtener financiamiento y viabilizar su construcción.

Por otro lado, que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios. Según pudo saber este medio, ha habido avances legislativos para que estas medidas se ejecuten, pero finalmente no prosperaron.

Pero ahora la apuesta toma impulso, esta vez de la mano del Ministerio de Energía y Minas, que ha elaborado un proyecto de ley en este sentido. El mismo está siendo abordado por la Presidencia y el Consejo de Ministros.

Esto genera mucha expectativa tanto de los inversores como también del sector político para que este proyecto de ley pueda avanzar, aprobarse y reglamentarse.

“Hay una expectativa enorme de desarrollo de proyectos limpios, a la espera de que se cambie la regulación que permita separar potencia y energía, es decir, liberar a las inversiones solares y eólicas para poder celebrar PPAs”, confía a Energía Estratégica Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR),

“Hay un desarrollo de proyecto de más de 23 GW eólicos y solares con capacidad de aceleración, considerando que tenemos una potencia instalada de 13 GW, y una demanda actual de 7 GW”, agrega, poniendo en relieve la voracidad en inversiones por estas tecnologías.

El objetivo primordial es que se pueda reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo. Sobre todo, teniendo en cuenta el nivel de radiación solar que existe en Perú.

El problema de la legislación actual

Según el presidente de la SPR, a las energías eólica y solar, por ser tecnologías variables, no se le dan los contratos, porque en el país existe la obligación de asociar la energía a la potencia a la hora de venderlas. Esta norma limita el desarrollo de proyectos renovables.

Por otra parte, consultado sobre el esquema de licitaciones que se quiere implementar, Oviedo explica que es similar al de las licitaciones de Chile , donde se subasta energía a través de bloques horarios diarios.

Además, destaca que la región peruana está absolutamente centralizada: “Desde un punto de vista de política de estado, el 80% de la generación eléctrica de la nación está concentrada en el centro del país, casi el 40% de la demanda eléctrica es satisfecha con centrales térmicas ubicadas dentro de un área de 3 km2”.

“Hay mucha presión para evitar que prospere el cambio de la regulación que busca separar potencia y energía y crear bloques horarios para poder vender energía en las licitaciones de las distribuidoras. Esto, en el corto y mediano plazo, tiene como objetivo reducir las tarifas eléctricas de más de 8 millones de familias peruanas y descentralizar y diversificar la matriz de generación asegurando la seguridad de suministro del Perú”, asevera.

“Aun no tenemos visibilidad de un proceso de planificación ni políticas de estado de mediano y largo plazo claras y esta es una excelente oportunidad para hacerlo, porque las renovables no solo son baratas, sino que son abundantes en el país”, concluye.

Con una trayectoria de 18 años en el mercado internacional, Solis es una de las empresas que marca la pauta del sector fotovoltaico en términos de inversores.

En la actualidad, cuenta con 3000 empleados y una presencia activa en más de 100 países alrededor del mundo. Latinoamérica no le es ajena y representa una de las regiones más prometedoras para esta compañía.

“La apuesta sobre Latinoamérica es muy fuerte (…) Tenemos mucha ilusión para este 2023, venimos duplicando ventas desde hace ya unos cuatro o cinco años atrás y el objetivo para este año es seguir con este tren”, valoró Ricci. 

¿Qué retos identifican en la cadena de suministro fotovoltica? ¿Qué mejoras pudieron implementar pospandemia? Fueron algunas de las preguntas que el referente de Solis en Latinoamérica respondió a Energía Estratégica durante una entrevista exclusiva.

“El año pasado inauguramos la ampliación de la nueva fábrica. Pasamos de una capacidad prepandemia de 5 GW a más de 40 GW de fabricación anual. Y esta fábrica está completamente integrada verticalmente, bajo el mismo techo el inverter se fabrica, se testea y se empaca para estar listo para su despacho”, precisó Marco Ricci. 

Pero aquello no sería todo. No solo crece su capacidad de producción sino también su familia de productos. Solis cuenta con más de 500 ingenieros dedicados a investigación y desarrollo, que han venido preparando un nuevo lanzamiento para el sector fotovoltaico.

“La idea para este año es sacar nuevos inversores de las potencias más críticas con una tecnología que les permita no depender de componentes en escasez y garantizar tiempos de entrega superrápidos”, adelantó Ricci. 

Entre los países latinoamericanos que se verán beneficiados inicialmente con el lanzamiento de este producto, se destacan aquellos que permiten el uso de inversores con certificación IEC para los mercados europeos, como ser Argentina, Bolivia, Chile, Perú y Uruguay. Ahora bien, también se están alistando aquellos con certificación UL, por lo que también se espera que otros países de la región puedan acceder a la nueva tecnología de inversores que presentará Solis este año.

Restan dos meses para la fecha de presentación y apertura de ofertas técnicas de la Licitación Abierta PEG-4-2022, aquella que promete la contratación de 235 MW para garantizar el suministro eléctrico desde el 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

La Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) sigue de cerca aquel proceso y se ocupa de su socialización y debate. Por lo que se encuentran impulsando una serie de iniciativas informativas y formativas al respecto.

Entre ellas, recientemente efectuaron una capacitación para periodistas donde se explayaron sobre los escenarios de adjudicación posibles y qué lugar podrían tener las energías renovables.

Al respecto, vale aclarar que si bien existen cuotas de participación para tecnologías renovables y térmicas, estas podrían variar de acuerdo a las ofertas que efectivamente se presenten hasta el 31 de mayo próximo.

Es preciso recordar que el valor máximo de adjudicación son 235 MW y las distribuidoras plantearon un objetivo de obtener como mínimo el 50% de ese requerimiento por lo menos de energías renovables, es decir que tienen un piso 117.5 MW que sí o sí debería ser con energías renovables. Es un mínimo pero el máximo podría ser 235 MW.

Según ejemplificó Fernando Rios, gerente general de Business Plus, durante la capacitación de AGER: “si se presentan 500 MW y hay ofertas que permitan que los 235 MW que pueden ser adjudicados sean 100% renovables, las distribuidoras encantadas lo van a adjudicar. Si solo hay 200 MW igualmente los van a adjudicar y si solo hay 120 igualmente lo van a adjudicar (siempre y cuando cumplan los requerimientos y las ofertas califiquen)”.

De manera inversa de las renovables, explicó que la condicionante para los recursos no renovables como gas natural, bunker o carbón es que el techo sí tiene un máximo del 50% de la adjudicación. Por lo que, como máximo podrán ser adjudicados hasta 117.5 MW.

Sin embargo, Ríos advirtió que las distribuidoras tienen que evaluar qué sucederá si es que las ofertas renovables no logran llenar su cupo de los 235 MW y si pueden completar el porcentaje restante con generación no renovable. Es decir que, si no participan más de 117.5 MW renovables calificables para adjudicarse, las térmicas no renovables podrían ganar más terreno, pese a la cuota de participación previamente fijada en las bases que privilegian renovables.

Límite de potencia y precio de referencia: dos retos para las renovables en la licitación de Guatemala

El gobierno de Argentina lanzó una nueva licitación para ampliar las redes de transmisión del país, en el marco del plan regional para mejorar el servicio eléctrico a nivel nacional. 

A través del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF), y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se publicó la convocatoria Pública Internacional Nº 04/2023 para expandir la infraestructura eléctrica en la provincia de Catamarca 

Las obras consisten en la ampliación de las líneas de altas tensión de 220 kV y 132 kV entre Alumbrera y Belén, como también la construcción de dos nuevas estaciones transformadoras en El Eje y Belén. Y para ello, el presupuesto estimado es de $19.006.679.445,12 (IVA INCLUIDO).

“La experiencia específica requerida a los oferentes, se basará en el diseño, o construcción, o suministro o instalación/montaje completo (Civil, electromecánica y eléctrica) de la ejecución de obras de Líneas de Alta Tensión en 132 kV y de Estaciones Transformadoras en 132 kV o superiores”, remarca el documento. 

Los licitantes elegibles que estén interesados, podrán obtener información adicional e inspeccionar los documentos de licitación del FFTEF en la sede de CABA del Fondo de 9:00 a 17:00 hs, o descargar los documentos en la web oficial de la entidad. 

Mientras que, de acuerdo al anuncio publicado en el Boletín Oficial de la República Argentina (BORA), los oferentes podrán presentar sus propuestas hasta las 11 horas del miércoles 24 de mayo del corriente año. Día en el que también se hará la apertura de ofertas. 

Asimismo, se aclara que las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de Oferta por un monto de $900.000.000, que deberán ser entregadas a la misma hora y en el mismo lugar que la oferta.

El período de validez de la Oferta será de 150 días a partir del vencimiento del plazo de presentación de las ofertas. Y finalmente, aquellas empresas que resulten adjudicadas, tendrán un plazo máximo de ejecución del contrato de 1080 días (36 meses) computados desde la firma del convenio contractual, más el período de garantía, que será de 28 días a partir de la fecha límite del período de validez extendido.

Más convocatorias para el sector 

Esta licitación no es la única que podría impactar en el avance de la generación renovable en Argentina, sino que desde el gobierno continúan con Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional III, en pos de resolver una problemática que desde el sector energético fue mencionada en reiteradas oportunidades: el cuello de botella existente en las redes de transmisión. 

Tal es así que existen otros procesos abiertos, desde la primera gran obra del plan en Río Negro y Neuquén, como también uno publicado hace poco más de un mes para la provincia de Tucumán, para la construcción de la línea de alta tensión en 132 kV entre El Bracho y Villa Quinteros y la nueva estación transformadora Leales.

“Además, están priorizadas Catamarca, Chubut, Entre Ríos, Formosa, Salta y Santiago del Estero, con financiamiento del BID y progresa favorablemente ampliar el crédito con la Agencia Francesa de Inversiones y el Banco Europeo de Inversiones a través del Comité de Administración del Fondo Fiduciario (CAF)”, había anticipado Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, en conversación con Energía Estratégica.

“Sumado a que avanzamos en un esquema que permita al sector privado participar de la construcción de las líneas, garantizándole la prioridad de despacho para la evacuación de energía renovable”, manifestó el funcionario en aquel entonces.  

En colaboración con la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León y la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey, GENERA MÉXICO se celebrará del 7 al 9 de noviembre en el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX.

Madrid, 7 de marzo de 2023.-   GENERA MÉXICO, la nueva propuesta ferial para el sector de las energías renovables que,  fruto de la alianza entre IFEMA MADRID y el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX, se celebrará del 7 al 9 de noviembre  en Monterrey (México),  ha sido presentada con gran éxito en el marco de la pasada edición de GENERA en Madrid, que en paralelo al impulso global  de las energías limpias, la  eficiencia y las oportunidades del  autoconsumo, celebró su mayor y más completa convocatoria con la participación de 402 empresas de 21 países y la visita de 35.107 profesionales de los cinco continentes. Todo un contexto de alto nivel para potenciar la promoción internacional de GENERA MÉXICO a través de un stand informativo que, durante tres días, captó el interés de numerosos asistentes, atendiendo las consultas de un centenar de profesionales.

Buenas expectativas, por tanto, para este nuevo proyecto que, alineado con los ODS por Neutralidad Climática, la Descarbonización y otras estrategias sostenibles, ofrece al sector una oportunidad de promoción y apertura al mercado mexicano y que dotará a las empresas participantes de un escenario para la expansión internacional de sus negocios bajo la referencia y el valor que representa la marca de GENERA.

A este respecto GENERA MÉXICO, que sigue el modelo de su versión española, con un formato B2B apoyado en la exposición de especialidad más congreso, pondrá especial foco de atención en las oportunidades de inversión que representan las Infraestructuras y el mantenimiento de las energías renovables; la eficiencia energética; la movilidad; la rehabilitación energética de edificios; la transformación industrial, los recursos distribuidos y el almacenamiento.

Por otra parte, y como antesala de GENERA MÉXICO, el pasado 10 de noviembre, se organizó en colaboración con la Unión española Fotovoltaica, UNEF, la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica, AMIF, y la dirección de Fomento Energético y Minero de la Secretaría de Economía de Nuevo León, un evento de lanzamiento en Monterrey, con presentaciones y mesas de debate que abordaron el dialogo sobre energías España vs México; los retos de futuro del sector energético y la eficiencia energética, Una  jornada que contó  la presencia de expertos, académicos y empresas especializadas, así como una amplia convocatoria profesional y cobertura en medios, que permitió testar el interés de este tipo de encuentros sectoriales en el país.

Y es que México, la segunda economía de América Latina, y país de grandes recursos eólicos y niveles de irradiación solar, ofrece un gran potencial para el desarrollo de las energías renovables. Más concretamente, el Estado de Nuevo León, cuya capital es Monterrey, es el tercer productor de energía de México, y según El Financiero de México, la entidad de este país con más proyectos de Energía Solar junto con la zona de Jalisco (Guadalajara).

Además, el Clúster de Energía el principal actor del sector, está integrado por 39 empresas de primer nivel, entre las que se encuentran las españolas: Iberdrola y Gas Natural Fenosa).  Por su parte Monterrey es considerada la ciudad más moderna por su avanzado nivel de desarrollo económico y de infraestructuras y polo industrial del país. Es también la ciudad líder en inversión extranjera directa, gracias a su ubicación geográfica y su cercanía con los EE. UU.

GENERA MÉXICO cuenta con la colaboración con la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey y la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León, a través de la dirección de Fomento Energético y Minero. Además, cuenta con el apoyo de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica AMIF; La Asociación Mexicana de Empresas de Eficiencia Energética, AMENEER; ASHRAE; Unión española Fotovoltaica UNEF; Cámara Española de Comercio A.C; y la Fundación Profime de Monterrey.

Seis nuevos proyectos renovables ingresaron al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile a lo largo de los últimos diez días, con la particularidad que todos son híbridos y suman 975 MW de capacidad. Es decir, más potencia a instalar que aquellos presentados en los primeros dos meses del corriente año (887,86 MW). 

Cada uno de los parques que entraron a la plataforma del gobierno de Chile tiene su particularidad, ya que contemplan desde una o dos fuentes de generación (solar y eólica) hasta sistemas de baterías para almacenar la energía producida o la construcción de la infraestructura eléctrica de transporte correspondiente. 

El “Parque Híbrido Pampas” es el proyecto de mayor envergadura, ya que la firma Energía Eólica Pampas SpA prevé una inversión de 800 millones de dólares para construir una planta eólica y una fotovoltaica que, en conjunto, contarán con una potencia instalada cercana a los 422 MW. 

Puntualmente serán 20 aerogeneradores de aproximadamente 7 MW, con una altura de buje de 170 metros. Mientras que la central solar estará conformada por dos zonas de módulos que totalizarán 252 MWp.

Y adicionalmente el emprendimiento tendrá un sistemas de almacenamiento de energía en baterías BESS (Battery Energy Storage System) con una capacidad de 623,5 MW hasta por 5 horas.

Por otro lado, el parque solar Ceibo estará localizado en la Región de Atacama, provincia de Huasco y comuna de Vallenar. El mismo es de la compañía Energía Renovable Violeta SpA y estará integrado por 496.800 módulos fotovoltaicos y un sistemas de baterías ion-litio. 

Para este proyecto de 250 MW de potencia nominal, se estima una inversión aproximada de 220 millones de dólares y se considera una vida útil de 35 años, que podría ser extendido “en la medida que las condiciones de mercado justifiquen la inversión”.

La planta denominada “ERNC Tarapacá”, de ERNC LOA Spa, es otra de las grandes obras que se solicitaron la aprobación del estudio de impacto ambiental durante los últimos días, ya que con 200 millones de dólares de inversión se plantea la instalación de un parque eólico de 91 MW (13 aerogeneradores de 7 MW cada uno) y uno solar fotovoltaico de 135 MW (223.541 paneles de 660 Wp). 

Ambas instalaciones compartirán Subestación Transformadora 33/220 kV, y una Línea de Transmisión Eléctrica aérea de 220 kV de 35,3 km de longitud, que conectará a la Subestación Frontera existente, para la evacuación de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 

A los mencionados anteriormente, se deben agregar otros proyectos de menor escala que, entre sí, comparten similares características y potencias a instalar en caso de continuar el proceso: dos de 24 MWp y uno de 29 MW. 

El PS Chirihue (24 MW)  estará localizado en la comuna y región de Coquimbo e incluye la construcción y operación de un parque fotovoltaico, compuesto por 6 unidades de generación, un sistema de baterías y una línea de evacuación de media tensión, de 15 kV, de 3,68 kilómetros que facilitará la conexión e inyección de la energía al SEN.

En cambio, el El Cachudito es muy similar al anterior, ya que consta de un parque solar de 24 MW mediante la instalación de 36.924 paneles con una potencia nominal de 650 Watts, baterías para almacenar la energía y una línea de 15 kV; aunque en la comuna de Chillán, provincia de Diguillín, región del Ñuble.

Mientras que el PS Gavilán estará emplazado en Molina, región de Maule, y prevé alcanzar los 29 MWp de capacidad, sumado a que tendrá un sistema de baterías con capacidad de 8 horas de almacenamiento, y una línea de evacuación de media tensión (15 kV) de 1,1 kilómetros. 

La Unidad de Plan eación Minero Energética (UPME) anunció este lunes los resultados de las 843 solicitudes de conexión de proyectos de generación y consumo de energía eléctrica interesadas en la asignación de capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional “Con satisfacción le informamos al país que hemos asignado cerca de 7.500 MW, principalmente de tipo solar y eólica, que permitirán que el gran potencial de energía renovable no convencional del país pueda ser aprovechado, garantizando un servicio de energía eléctrica más confiable y competitivo, al habilitar mayores opciones en el mercado, además de aportar en el cambio de la matriz eléctrica del país“ precisó Adrián Correa, director general de la UPME.

El anuncio representa un gran logro en el marco de la política energética impulsada por el Gobierno Nacional.

De los 7.493 MW asignados, 5.774 MW corresponden a energía solar, posicionándose como la principal tecnología que estará liderando la transición energética del país con 147 proyectos. En segundo lugar se encuentra la eólica con 1.237,8 MW en 10 proyectos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registra una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

A nivel geográfico, se destacan las áreas operativas de Guajira-Cesar-Magdalena con una asignación de 1.620 MW, Caldas-Quindío-Risaralda con 1.297 MW y, particularmente eólicos en las áreas Centro-Oriental y Norte de Santander.

Los resultados que hoy presenta la UPME al país fueron evaluados bajo 6 criterios técnicos por medio de los cuales se priorizó la asignación de capacidad de transporte a proyectos de generación, tales como: aumento de confiabilidad, mejora de flexibilidad eléctrica (posibilidad para controlar el recurso), reducción de emisiones, reducción de restricciones (como agotamiento de red), reducción del precio de bolsa (energía más económica), menor impacto sobre las pérdidas de energía y el estado del proceso de licenciamiento ambiental.

Previamente, durante 2022, la UPME realizó diez 10 jornadas de socialización del proceso de solicitudes de conexión, 3 de las cuales fueron dedicadas exclusivamente a exponer la propuesta de la metodología de evaluación, recibir y discutir comentarios de promotores, agentes y ciudadanía en general, y presentar la versión definitiva para garantizar la apropiación de dichos criterios de asignación entre los interesados.

“Desde la UPME nuestro equipo humano ha llevado a cabo una labor titánica. Mientras que hasta 2014, por ejemplo, recibíamos un promedio de 10 a 15 solicitudes anuales, en esta oportunidad se recibieron 843 entre generación y consumo con la misma capacidad organizacional de hace 10 años, situación que pone de manifiesto no sólo el gran interés de iniciativas de generación con fuentes no convencionales de energía renovable, sino también la necesidad de seguir fortaleciendo la entidad, pues la transición energética pasa por la UPME

Se acerca el próximo megaevento presencial de Future Energy Summit, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

Se trata del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, que se llevará a cabo el 29 y 30 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Entre las partes interesadas que ya confirmaron su participación, destacamos a asociaciones empresarias con gran representatividad en República Dominicana como la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER) y Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD).

No sólo estarán presentes gremios empresarios locales, también confirmaron su apoyo otras asociaciones civiles y empresarias provenientes Costa Rica, Guatemala, Panamá, Puerto Rico y demás países de la región.

Tal es el caso de la Cámara de Generación Distribuida (CGD) de Costa Rica; la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) de Guatemala; la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) de Panamá; la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA) y la Asociación de Industriales (PRMA) de Puerto Rico. 

En su representación, formarán parte de paneles de debate portavoces de asociaciones tales como:

Erick Santiago – Presidente – Asociación de Industriales (PRMA) 
Javier Rua Jovet – Director de Políticas – Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA)
Marvin Fernández – Presidente – Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER)
Federico Fernández – Presidente – Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES)

La participación de estos referentes empresarios resulta de gran valor, no sólo para conocer los objetivos de gestión de estas asociaciones para este año, sino también para conocer las actividades que están impulsando en los respectivos mercados junto a las oportunidades de inversión para energías renovables que identifican en México, Centroamérica y el Caribe.

Todos los interesados en asistir a este megaevento de Future Energy Summit podrán acceder a los salones de conferencia con ponencias destacadas y paneles de debate además de explorar sinergias con otras empresas del sector energético en los espacios de networking especialmente preparados para esta edición.

REGISTRO

De acuerdo a información de XM actualizada hasta la fecha, elaborada en base a reportes de las compañías promotoras, este año se pondrían en marcha unas 156 iniciativas de generación eléctrica por 5.596,93 MW. De ellas, 151, por 5.093,93 son renovables: solar, eólica y, en menor medida, hidráulica.

Entrarían en operaciones este año 8 proyectos eólicos por 1.043,8 MW, de los cuales cuatro tienen comprometida energía firme con el Estado colombiano; éstos son: Alpha, de 212 MW; Beta, de 280 MW, de EDPR; y Camelias, de 250 MW, y Acacias 2, de 80 MW, ambos de Celsia. Estos cuatro emprendimientos comenzarían a funcionar hacia fin de año. Aunque Las Camelias tiene un plazo hasta el 30 de noviembre del 2024.

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De los otros cuatro emprendimientos, se encuentra proyecto eólico Wesp 01, de 12 MW, de Isagen, que se desarrollará en La Guajira, y que se pondría en funcionamiento antes que termine noviembre.

Y El Carreto, de 1 MW, propiedad de Celsia, que ingresaría en operaciones hacia junio, según lo informado por las empresas a XM.

Finalmente, cabe mencionar a los emprendimientos de Promoenercol: Parque Eólico Magdalena y Parque Eólico Culantral, cada uno de 99,9 MW, que comenzarán a funcionar antes que termine septiembre.

Por otro lado, se espera la puesta en marcha de otros 8 proyectos hidráulicos, los cuales suman 75,44 MW, de los cuales 4, por 45,64 MW, empezarán a funcionar antes de julio.

Como era de esperar, la nómina está ampliamente dominada por proyectos solares: 137 que totalizan una potencia de 3.983,7 MW.

Entre las iniciativas de mayor envergadura se encuentra Chinú, de 350 MW, de Latam Solar Colombia, a montarse en Córdoba.

Solar Sabanalarga, de 200 MW, en manos de Enel Colombia. Se montará en Atlántico.

Otro emprendimiento que se montará en ese departamento es Atlántico Photovoltaic, de 199,5 MW, cuya empresa promotora es homónima al proyecto.

Parque Fotovoltaico Shangrila, de 160 MW, de Rayo Energía, que se montará en Huila-Tolima.

Estos cuatro mega parque solares ingresarían en operaciones hacia el 31 de diciembre de este año.

Pero hacia fines de mayo se pondría en marcha el renombrado parque solar La Loma, de 150 MW, propiedad de Enel Colombia, según lo anunciado por las empresas a XM.

Finalmente, se registraron 5 emprendimientos térmicos por 503 MW a operar este año.

Proyecto
CEN [MW]
FPO
Tipo
OEF
Área operativa
Tipo OEF
Fecha obligación
Subárea operativa
Promotor
Puntos de Conexión
Fecha de Puesta en Operación Oficial
Garantía
Garantía que aplica
Columna1

WESP01 (Wayuu)
12
viernes, 30 de junio de 2023
Eólico
NO
Caribe

GCM
ISAGEN S.A. E.S.P.
Cuestecitas 110 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Eólico El Carreto
1
viernes, 30 de junio de 2023
Eólico
NO
Caribe

Atlantico
CELSIA COLOMBIA
Santa Verónica 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Eólico Magdalena
99,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Eólico
NO
Caribe

Atlantico
PROMOENERGÍA MAGDALENA & CIA
El Río 220 kV
09/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Eólico Culantral
99,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Eólico
NO
Caribe

Atlantico
PROMOENERGÍA CULANTRAL & CIA
El Río 220 kV
09/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alpha
212
jueves, 30 de noviembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta CxC- Subasta contratos largo plazo energía
GCM
VIENTOS DEL NORTE S.A.S. E.S.P.
Cuestecitas 500 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 022 de 2001

Beta
280
jueves, 30 de noviembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta CxC- Subasta contratos largo plazo energía
GCM
EOLOS ENERGÍA S.A.S. E.S.P.
Cuestecitas 500 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 022 de 2001

Camelias
250
domingo, 31 de diciembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
GCM
CELSIA COLOMBIA
Cuestecitas 500 kV
11/30/2024 00:00:00
SI
Res. CREG 022 de 2001

Acacias 2
80
domingo, 31 de diciembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC
GCM
CELSIA COLOMBIA
Cuestecitas 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 107 de 2019

PCH Caracolí
3,75
viernes, 31 de marzo de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Caracolí 44 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PCH La Cascada de Granada
2,09
viernes, 30 de junio de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PCH-INAMAQ
Granada 13.2 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

San Bartolomé
19,9
viernes, 30 de junio de 2023
Hidráulico
NO
Nordeste

Santander
PCH SAN BARTOLOME S.A.S E.S.P
Oiba 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Oibita
19,9
viernes, 30 de junio de 2023
Hidráulico
NO
Nordeste

Santander
PCH SAN BARTOLOME S.A.S E.S.P
Oiba 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Central Hidroeléctrica La Noque
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PCH LA NOQUE S.A.S. E.S.P. ZOMAC
Santa Fé de Antioquia 44 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PCH Hidronare (H)
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
GRUPO NARE SAS ESP
Playas 44 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Chinú
350
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LATAMSOLAR COLOMBIA
Chinú 500 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Sabanalarga
200
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
Sabanalarga 500 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Atlántico Photovoltaic
199,5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
ATLÁNTICO PHOTOVOLTAIC
Sabanalarga 500 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico Shangrila
160
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Ibagué (Mirolindo) 230 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Latam Solar La Loma
150
miércoles, 31 de mayo de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta CxC

GCM
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
La Loma 110 kV
02/28/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

Parque Solar Portón del Sol
102
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PARQUE SOLAR PORTÓN DEL SOL
Purnio 230 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar La Unión
100
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
Cordoba_Sucre
SPK LA UNIÓN S.A.S. E.S.P
Nueva Montería 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Parque Solar Andrómeda
100
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR ANDROMEDA I SAS ESP
Toluviejo 220 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PV Fundación 99.9 MW
99,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
GCM
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
Fundación 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Bosques Solares de los Llanos 7
99,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
SOLARGREEN
Suria 230 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Solar Las Marías
99,5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
Promotora y Generadora De Energías Sostenibles S A S
El Zaque 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Campano
99
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
Cordoba_Sucre
TRINA SOLAR GENERADOR COLOMBIA – EL CAMPANO S.A.S. E.S.P
Chinú 220 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 107 de 2019

San Isidro 99 MW
99
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
Parque Solar San Isidro S.A.S
La Virginia 220 kV
07/31/2023 00:00:00
NO

CSF Continua San Felipe
90
sábado, 1 de abril de 2023
Solar
NO
Suroccidental
Subasta contratos largo plazo energía
CQR
TRINA SOLAR GENERADOR COLOMBIA – SAN FELIPE S.A.S. E.S.P
San Felipe 230 kV
04/01/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Paipa I
88
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
PSR3
Paipa 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Buenavista
80
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

CQR
Generadora Buenavista S.A.S.
Esmeralda 230 kV
07/31/2023 00:00:00
NO

La Mata
80
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
SI
Nordeste
Subasta contratos largo plazo energía- Tomadores del CxC
Norte de Santander
SPK LA MATA S.A E.S.P
Ayacucho 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Bosques Solares de los Llanos 6
79,6
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
BOSQUES SOLARES DE LOS LLANOS 6 S.A.S. E.S.P.
Santa Helna 115 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Paipa II
72
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
PSR3
Paipa 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Paso
67
jueves, 30 de noviembre de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta CxC

GCM
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
El Paso 110 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

Caracolí I
50
lunes, 23 de octubre de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
Atlantico
SOL DE LAS CIENAGAS SAS ESP
Caracolí 110 kV
10/23/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Pubenza PSR2
50
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
SI
Oriental
Subasta contratos largo plazo energía
Bogota
PSR2
Barzalosa 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Pacandé
50
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
PARQUE SOLAR PACANDÉ S.A.S. E.S.P.
Natagaima 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Pradera
40
sábado, 30 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
SOLAR PRADERA S.A.S
San Alberto 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico Sunnorte
35
domingo, 30 de abril de 2023
Solar
SI
Nordeste
Subasta contratos largo plazo energía
Norte de Santander
GENERSOL SAS
OCAÑA 115 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Ubaté PSR1
28
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
PSR1
Ubaté 115 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Mata Redonda
25
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
Parque Solar Matarredonda S A S E S P
BAVARIA 115 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico La Tolua
19,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE FOTOVOLTAICO LA TOLUA
Subestación Chi
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar La Victoria 1 (Antes Zarzal 1)
19,9
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Zarzal 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar La Victoria 2 (Antes Zarzal 2)
19,9
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Zarzal 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planeta Rica
19,9
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR PLANETA RICA S A S
Planeta Rica 110 kV
07/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Colibrí
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
MASSIVE SOLAR ENERGY COLOMBIA
Juan Mina 34.5 kV
09/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Fotovoltaica Flandes
19,9
martes, 31 de enero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Flandes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta fotovoltaica Dulima
19,9
martes, 7 de marzo de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Flandes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 500
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 500
Sabanalarga 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 501
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 501
Sabanalarga 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 502
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 502
Sabanalarga 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 503
19,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 503
Sabanalarga 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 504
19,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 504
Sabanalarga 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Baranoa
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
FOTOVOLTAICO EL YARUMO S.A.S.
Baranoa 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Celsia Solar Chicamocha 1
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
CELSIA COLOMBIA
Mesa del Sol 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Celsia Solar Chicamocha 2
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
CELSIA COLOMBIA
Mesa del Sol 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Celsia Solar Chicamocha 3
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
CELSIA COLOMBIA
Mesa del Sol 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Solar Pétalo de Cesar II
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
BLACK ORCHID SOLAR MANAGEMENT
San Alberto 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 1
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Mirolindo 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 2
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Mirolindo 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 3
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Mirolindo 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 4
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Picaleña 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 5
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Salado 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Gualanday
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
FOTOVOLTAICO GUALANDAY S.A.S
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque solar EMCALI I
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P.
MULALO 34.5 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Los Morrosquillos III
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
CATTLEYA SOLAR SAS
TOLUVIEJO 34.5 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Planta de Autogeneración solar Puerto Tejada (Familia)
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Familia del Pacifico 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Iguana
19,5
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
COLOMBIA ENERGY CLIMATE CORPORATION S.A.S.
Gambote 66 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Los Morrosquillos I
19,5
jueves, 31 de agosto de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LOS MORROSQUILLOS SOLAR S.A.S
Toluviejo 110 kV
08/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Los Morrosquillos II
19,5
jueves, 31 de agosto de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LOS MORROSQUILLOS SOLAR S.A.S
Toluviejo 110 kV
08/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Atlántico Solar I Baranoa
19,3
sábado, 30 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
TECHNOELITE GREEN ENERGY S.A.S. E.S.P.
Baranoa 34.5 kV
12/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

San Isidro 19.09 MW
19,09
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
AXIS JC S.A.S.
Puerto Tejada 34.5 kV
07/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Zambrano II
15,5
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
COLOMENER VI
Zambrano 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Zapatoca
15,5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
GRANJA SOLAR ZAPATOCA CSCI 2 S.A.S E.S.P
Zapatoca 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Puerto Wilches
15
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Puerto Wilches 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Tierra Linda
9,99
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR TIERRA LINDA
Chinú Planta 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Córdoba II
9,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
BCCY Córdoba S.A.S. E.S.P.
Chinú Planta 34.5 kV
05/01/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Atlántico solar 2 Polo Nuevo
9,9
martes, 30 de mayo de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
TECHNOELITE GREEN ENERGY S.A.S. E.S.P.
Baranoa 13.8 kV
05/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Filigrana
9,9
miércoles, 31 de mayo de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LA FILIGRANA SOLAR S.A.S.
Mompox 34.5 kV
05/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Tamarindo I
9,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
EL TAMARINDO SOLAR S A S
Magangué 13.8 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Tamarindo II
9,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
EL TAMARINDO SOLAR S A S
Magangué 13.8 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sándalo II
9,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cerromatoso
HZ ENERGY S.A.S E.S.P.
Puerto Libertador 34.5 kV
08/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

JUMI
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
JUAN MINA ENERGIAS RENOVABLES SAS E.S.P
Uan Mina 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PFV CRLI
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
XANTIA-XAMUELS
Caracolí 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Fotovoltaica PN1
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
PN1 Energías Renovables S.A.S. E.S.P.
Gambote 13.8 k
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Fotovoltaica SGDE
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
SGDE ENERGÍAS RENOVABLES SAS E.S.P
Sabanagrande 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico OLD-T
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
TOLU VIEJO ENERGIAS RENOVABLES S.A.S. E.S.P
TOLUVIEJO 34.5 KV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto de generación fotovoltaica Arcadia
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
DESARROLLOS ENERGETICOS S.A.S
Viani 34.5 kV
10/31/2023 00:00:00
NO

Los Colorados III
9,9
jueves, 30 de noviembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
LOS COLORADOS SOLAR S.A.S.
El Carmen 13.8 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Los Colorados II
9,9
jueves, 30 de noviembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
LOS COLORADOS SOLAR S.A.S.
El Carmen 13.8 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

CSF Continua Barbosa I
9,9
viernes, 1 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
CSF CONTINUA BARBOSA I
Barbosa 34.5 kV
12/01/2023 00:00:00
NO

CSF Continua Barbosa II
9,9
viernes, 1 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
CSF CONTINUA BARBOSA II
Barbosa 34.5 kV
12/01/2023 00:00:00
NO

Caimán Cienaguero
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

GCM
GREENYELLOW COMERCIALIZADORA S.A.S. E.S.P.
Río Córdoba 13.8 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sáchica
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
COLGEOLICA SAS
Alto Ricaurte 34.5 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Yuma
9,9
domingo, 5 de marzo de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Flandes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Magdalena I (Antes Zawady)
9,9
domingo, 30 de abril de 2023
Solar
NO
Caribe

GCM
PÉTALO DEL MAGDALENA S.A.S E.S.P
Zawady 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Cesar
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

GCM
BLACK ORCHID SOLAR MANAGEMENT
Chiriguaná 13.8 kV.
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque de Generación solar Fotovoltaico Oicatá
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
OICATÁ SOLAR 1
Muiscas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alejandría
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR COLOMBIA II
Planeta Rica 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Sucre
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
BCCY Córdoba S.A.S. E.S.P.
Coveñas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Bugalagrande (Antes Andalucía)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Andalucía 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Tropezón 9.9 MW(S)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
Parque Solar Colombia III S.A.S E.S.P
San Martín 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico Dinamarca 9.9 MW (S)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
LICA ENERGÍA RENOVABLE S.A.S.
San Juan de Arama 34,5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Fotovoltaico Versalles 9.9 MW (S)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
Parque Solar Colombia VII S.A.S.
San Juan de Arama 34,5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Sincerín
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
SOCIEDAD DE GESTIÓN GRUPO TW SOLAR COLOMBIA
Gambote 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar San Francisco
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR SAN FRANCISCO S.A.S.
Planeta Rica 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Barranquita
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Barranquita 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Mena
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
Parque Solar Colombia V S.A.S E.S.P
Surimena 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Piojo I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Piojo II
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Piojo III
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Numbana
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO NUEVE S.A.S. ESP.
Guamo 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Honda Solar 1
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ATLÁNTICA COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Circuito Villetas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Apulo Solar I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ATLÁNTICA COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Circuito Anapoima 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Buenavista
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
GRENERGY COLOMBIA S A S
Buenavista 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sol del Mar II
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cerromatoso
GRENERGY COLOMBIA S A S
Ayapel 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Centro Solar
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cerromatoso
GRENERGY COLOMBIA S A S
Centro Alegre 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Honda Solar 2
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ATLÁNTICA COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Guaduas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Colima
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO VEINTIDOS S A S E S P
Ubaté 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Cóndor
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ABO Wind Renovables Colombia S.A.S.
Simijaca 13.2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Morichal
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Arauca
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO DOCE S A S E S P
Tame 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Ardobela I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
ECOARDOBELA I S.A.S
Santander 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Solar Jeques
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO DIECISIETE S.A.S
Ubaté 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Ardobela II
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
ECOARDOBELA II S.A.S
Santander 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Arbolito
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
TESOCOL S.A.S.
Mercaderes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sol y Cielo I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
SOL&CIELO S.A.S.
Santa Lucía 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Brisa Solar III 9.9 MW
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
HZ ENERGY S.A.S E.S.P.
Nueva Cospique 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alma Solar 1
9,8
domingo, 30 de abril de 2023
Solar
NO
Nordeste

Arauca
SVC ESP SAS ZOMAC
Zona Industrial-Caracol 34.5 kV
04/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alma Solar 2
9,8
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Arauca
SVC ESP SAS ZOMAC
Zona Industrial-Caracol 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Los Girasoles
9,5
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
PARQUE SOLAR LOS GIRASOLES S.A.S ESP
Abrego 34.5 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Juana María
9,4
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
JP ENERGY COLOMBIA S A S
El Huche 34,5 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Guamo
9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
TESOCOL S.A.S.
Guamo 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Badel I
8,6
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
GREENYELLOW COMERCIALIZADORA S.A.S. E.S.P.
Mamonal 13.8 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Ceiba
8
martes, 28 de febrero de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LA CEIBA SOLAR S.A.S.
San Onofre 34.5 kV
02/28/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Guayacan
8
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
EL GUAYACÁN SOLAR S.A.S.
Corozal 34.5 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Suarez
8
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
Renergetica Colombia S.A.S.
Suarez 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Solar Minero
6
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
BAVARIA & CIA. S.C.A.
Malterias 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
NO

Autogeneración Bavaria
6
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
BAVARIA & CIA. S.C.A.
Circuito Malterias 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

CSF Continua Natagaima
5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CSF CONTINUA NATAGAIMA
Natagaima 13,2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Autogenerador Celsia Solar Solla (Buga 1)
4,9
martes, 31 de enero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
PALOBLANCO 34.5 KV
NO

Autogenerador Celsia Solar Grasas (Buga 1)
4
sábado, 25 de febrero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Buga 34.5 kV
NO

Parque Solar Rovira
3,2
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
Renergetica Colombia S.A.S.
Guamo 13.2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Arenal
2
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
PLANTA SOLAR NEHEMIAS S A S
San Estanislao 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

CSF Continua Purificación
2
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CSF CONTINUA PURIFICACION S.A.S E.S.P
Purificación 13,2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

GD PARQUE SOLAR URUACO
0,996
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
UNERGY ENERGÍA DIGITAL S.A.S. ESP
NO

Granja Solar El Salado
0,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
FUENTES DE ENERGIA RENOVABLES S.A.S. E.S.P.
NODO 115775 NIVEL DE TENSIÓN 2
NO

GD1 Comunidad Solar El Salvador
0,0127
jueves, 16 de febrero de 2023
Solar
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
ERCO GENERACION S.A.S. ESP
Circuito R15-16 y nodo 51788
NO

GD2 Comunidad Solar El Salvador
0,0037
jueves, 16 de febrero de 2023
Solar
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
ERCO GENERACION S.A.S. ESP
Circuito R15-16 y nodo 8402
NO

Parque Solar Urra
0
domingo, 30 de julio de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía- Subasta contratos largo plazo energía
Cordoba_Sucre
EMPRESA URRA S.A. E.S.P.
Urra 110 kV
07/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Tepuy
0
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
SI
Suroccidental
Subasta contratos largo plazo energía
CQR
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Purnio 115 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Noria Energy Caracolito
0
martes, 28 de febrero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
Noria Energy Caracolito S A S
Cemex 13.8 kV
NO

El Tesorito
200
martes, 31 de enero de 2023
Térmico
SI
Caribe
Subasta CxC

Cordoba_Sucre
CELSIA COLOMBIA
Sahagún 1 500 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

AGGE GRAN TIERRA – CAMPO COSTAYACO 2 MW
2
jueves, 16 de marzo de 2023
Térmico
NO
Suroccidental

Putumayo
DEPI ENERGY S.A.S. E.S.P.

NO

Papelsa
0
viernes, 31 de marzo de 2023
Térmico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PAPELSA PAPELES Y CARTONES S.A.
Circuito de uso R13-49 a 44 kV de la subestación Barbosa
03/31/2023 00:00:00
NO

Ampliación Termocandelaria: Aumento de CEN de 314 MW a 566.15 MW
241
sábado, 27 de mayo de 2023
Térmico
SI
Caribe
Subasta CxC

Bolivar
TERMOCANDELARIA S.C.A. – E.S.P.
Candelaria 220 kV
06/30/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

Cogenerador INCAUCA
60
domingo, 31 de diciembre de 2023
Térmico
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
NITRO ENERGY COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Cabaña (Paez) 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Trixenergy SRL, compañía dedicada a la importación, instalación y comercialización de sistemas fotovoltaicos, suma 482 instalaciones en República Dominicana.

En sus seis años de experiencia en este país ha podido integrar soluciones desde 5 kW a 150 kW, pero han encontrado complicaciones para expandirse a otros segmentos del mercado.

Según comunicó a este medio Humberto Reginato Nilson, gerente general de Trixenergy han querido explorar, pero aún sin éxito, otros modelos de negocios como aquellos que en otros mercados se denominan generación distribuida comunitaria.

“Desde hace mucho tiempo estamos proponiendo el uso de granjas solares y que sus dueños sean los que no poseen techo para instalación pero para eso habría que modificar la ley”, advirtió Humberto Reginato Nilson. 

Adicionalmente, empresas como Trixenergy tampoco habrían podido desplegar todo su potencial en el segmento del mercado en el que ya se encuentran por algunas barreras en tramitología.

“El avance de las instalaciones de autoconsumo se han visto bloqueadas por las Distribuidoras poniendo trabas y demorando los permisos con sistemas burocráticos y falta de personal para las labores de atención del sistema”, acusó el referente de Trixenergy. 

Quien agregó: “También está la dificultad que ponen para la entrega de medidores bidireccionales, que a veces se demoran hasta 8 meses después de tener instalados los sistemas”.

Concluyendo, señaló que además de esperar celeridad para la autorización de nuevas instalaciones y la instalación de medidores, aún son necesarios nuevas medidas para eliminar las barreras de entrada de nuevos usuarios a estas alternativas de generación.

“Que se consigan más facilidades en el financiamiento y que se reconozcan los sistemas fotovoltaicos como prendas para hipotecar para facilitar el financiamiento”, deseó Humberto Reginato Nilson. 

Y es que siguiendo con la lectura de Nilson, es preciso democratizar el acceso a la generación distribuida renovable para que esta se masifique, generando un impacto positivo no sólo desde lo medioambiental sino también desde lo económico.

“República Dominicana subvenciona casi el 70% del pago de la electricidad con una tarifa bajo costo lo que hace que tengan que subvencionar con más de 1800 millones de dólares anualmente a las generadoras , que son las que se oponen a las instalaciones de los sistemas”, finalizó Nilson.  

Jinko Solar importó 3065 MWp de paneles solares a Brasil durante el 2022 y se consolidó como la empresa N° 1 en Brasil y ratificó su posicionamiento como uno de los fabricantes de módulos fotovoltaicos más grandes e innovadores del mundo

De este modo, la firma china lideró el ranking de las 71 empresas que proporcionaron módulos solares en Brasil y que importaron más de 17 GW en el transcurso del año pasado, de las cuales las 10 compañías con mayor volumen de importación fueron las responsables de abastecer el 81% de la demanda del mercado. 

“Ser líder en Brasil es motivo de orgullo y satisfacción para nosotros. Significa que el mercado ha premiado nuestros productos de alta calidad con precios competitivos, que nuestros socios, tanto en la parte de distribución como en la parte de proyectos de grandes centrales eléctricas, consideraron ventajosos no solo nuestros productos, sino también nuestros servicios y nuestra asociación”, sostuvo Alberto Cuter, gerente general de Jinko Solar para Italia y América Latina, en conversación con Energía Estratégica. 

“Además de ser un mercado importante a nivel mundial, también es muy exigente en cuanto a la calidad del producto. Y estoy muy orgulloso de decir que hace 3 años se construyó en Brasil la primera gran planta del mundo con módulos Jinko Solar N-Type, de 600 MW de capacidad”, agregó.

Y cabe recordar que a mediados del año pasado, la compañía firmó un acuerdo con Aldo Solar por otros 600 MW de Tiger Neo N-type, distribuidora de soluciones de energía solar del país con una participación de mercado de aproximadamente el 30% en el segmento de generación distribuida,

En cuanto a los productos más vendidos a lo largo del 2022, se debe distinguir entre aquellos destinados al mercado residencial y los módulos de grandes proyectos de centrales eléctricas. 

Alberto Cuter explicó que, en el primero de los casos el tope de gama es el N-Type mono perc de 60 celdas y 72 celdas, que alcanza eficiencias de casi el 23% y potencias de hasta 600 Wp. Mientras que para la generación centralizada, están las celdas bifaciales N-Type 72 y 78 que alcanzan los 625 wp, “que en ambos casos se encuentran entre los mejores productos del mercado”.

“Ante ello, nuestro objetivo para los próximos años es continuar siendo líderes y fortalecer la asociación con nuestros mejores clientes. Una asociación basada no solo en los volúmenes vendidos, sino también en la confianza mutua, la calidad de nuestros productos y nuestro servicio total en la mejora continua de los servicios ofrecidos”, manifestó el gerente general de Jinko Solar para Italia y América Latina

“Es por eso que nuestro equipo brasileño está creciendo y seguirá creciendo en los sectores de módulos, pero también en el almacenamiento de baterías”, concluyó. 

La energía solar crece a pasos agigantados

Brasil sigue batiendo sus propios récords de instalación de equipos fotovoltaicos y se afianza como el mercado más grande de la región. Tal es así que en 2022, el país pasó de 14 GW operativos a 24 GW de capacidad entre generación distribuida y centralizada. 

Y en lo que va del 2023, Brasil superó los 26 GW solares instalados, de los cuales más de 18 GW corresponden a la GD. Según datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, hay 1728 millones de sistemas fotovoltaicos de generación distribuida conectados a la red en Brasil, en 5.523 municipios, que abastecen a 2,247 millones de unidades consumidoras. 

De acuerdo al sector privado, el período de incertidumbre en el sector eléctrico aún no ha terminado, debido a las complicaciones administrativas asociadas a las autorizaciones necesarias para la instalación y operación de proyectos de generación y otorgados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el CENACE, por lo que es necesario un cambio en la política energética mexicana para cumplir con los objetivos de transición energética y atracción de inversiones.

Representantes de Fresh Energy Consulting, firma que brinda un servicio especializado en el mercado eléctrico mediante asesoría integral basada en análisis sistemáticos para el soporte de decisiones estratégicas, comparten su visión en conversación con Energía Estratégica.

“La falta de permisos para proyectos renovables es uno de los aspectos que puede ser un cuello de botella para todas las inversiones en los próximos años. Si no resolvemos el problema de oferta de energía, no va a haber nuevas inversiones, ni desarrollo de nuevas industrias, ni generación de empleos”, comentan los socios de la firma, Ignacio Sánchez y Casiopea Ramírez, especialistas en mercados eléctricos.

Además, alertan sobre los problemas de acceso a energía renovable y de conexión a la red: “Tanto las empresas como la sociedad en general, demandan cada vez más el suministro de energía renovable, siendo además algunas de las tecnologías limpias las más competitivas en términos de precio. Sin embargo, sólo aportan el 13% de la generación del país actualmente”. 

“México necesita poder ofrecer un suministro eléctrico renovable a precios accesibles para ser más competitivo con respecto al Sudeste Asiático o el resto de América Latina y así poder aprovechar las oportunidades del nearshoring”, agregan. 

Adicionalmente, afirman que se requiere una fuerte inversión en las redes de transmisión y distribución para facilitar el acceso a la red tanto para generadores y consumidores: “La red solo ha crecido un 0.2% anual en los últimos años, lo cual es claramente insuficiente para atender el crecimiento de la demanda. Para ello, se necesita una colaboración público-privada ya que es un reto que ningún jugador en el mercado puede hacer solo”.

En este sentido, los ejecutivos señalan que el actual Gobierno ha impulsado una serie de cambios en el marco legal y regulatorio, que fueron paralizados en distintas instancias judiciales por oponerse a la Constitución y al resto de regulación vigente, ya que iban en contra de la libre competencia y del medio ambiente, entre otras cuestiones. 

“A pesar de los procesos judiciales, en la práctica no se está aplicando la legislación vigente para la resolución de trámites de permisos e incluso en la operación del mercado. Todo ello está generando un ambiente de incertidumbre muy elevado, justo lo que no quieren los inversionistas”, enfatizan.

Los especialistas esperan que estos amparos sean resueltos por la Suprema Corte de Justicia de la Nación, ya que, de lo contrario, continuará la incertidumbre jurídica, lo cual repercute directamente en la estabilidad de las inversiones y en el atractivo que tiene México para el desarrollo del sector energético.

Ante esta coyuntura, Ignacio Sánchez y Casiopea Ramírez reconocen que la implementación de nuevos proyectos en México, tanto de generación como de nuevos centros de consumo, es cada vez más oneroso por la falta de inversión en las infraestructuras de transmisión y distribución.

Tanto a los generadores como a los consumidores, se les requiere hacer grandes inversiones en la red para poder inyectar o recibir energía, además de esperar largos períodos para la resolución de sus trámites. 

Asimismo, revelan que los generadores llevan esperando prácticamente 3 años (todo el período de pandemia) a que tanto la CRE como el operador del sistema, resuelvan sus solicitudes para obtener nuevos permisos de generación como capacidad de interconexión. Esta problemática repercute en la disponibilidad de energía en el sistema y merma directamente la atracción de México como destino de inversión. 

“México podría estar recibiendo muchísima más inversión, tanto en el sector eléctrico como en otros sectores, si tuviera una política energética alineada con el contexto global, que permitiera la libre competencia y fomentara la transición energética”, argumentan los especialistas.

“Ahora el país tiene que competir, no solo internamente, sino a nivel internacional. La regulación vigente así lo permite, pero no se está aplicando debidamente, lo cual ha dado origen, entre otras causas, a las consultas iniciadas por Estados Unidos y Canadá en el marco del T-MEC”, aseveran.

Atravesados por esta problemática, muchas de las actividades actuales de la Consultora están enfocadas en el soporte técnico para litigios estratégicos, derivado de estos cambios que el sector energético está judicializando, y en el acompañamiento a los consumidores para implementar estrategias de descarbonización de su consumo de energía.

También buscan acompañar a los usuarios en todas las problemáticas relacionadas con el acceso a la red, ya que están sufriendo la falta de inversión en infraestructura eléctrica en los últimos años, aspecto crítico para el desarrollo económico. 

En concreto, Fresh Energy Consulting provee asesoría en actividades de definición de estrategias de descarbonización y comercialización de energía, análisis de mercado, permitting para acceso a la red, obtenciones de permisos de generación y operación en mercado, peritajes en arbitrajes y procesos judiciales, y asesoría para desarrollo de proyectos, entre otros.

Entre Ríos reglamentó su ley N° 10.933, de Energía Eléctrica Sostenible, por la cual se planteó el objetivo de que el 30% de la energía eléctrica de la provincia provenga de fuentes renovables hacia el año 2030. 

Con ello también se permitirá que cada usuario pueda generar su propia energía, la consuma, abarate sus costos energéticos y también contribuye al cuidado del medio ambiente, ya que también se validó la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424 y sus beneficios y se planteó la meta de contar con 50 MW de generación distribuida al 2030. 

Además, la normativa exige la incorporación de energía renovable en los proyectos de edificios públicos provinciales y quita la obligatoriedad actual de un medidor de generación adicional para las instalaciones domiciliarias, incrementa de 50 kW a 1 MW la potencia posible a instalar.

Y de igual manera contempla una excepción o reducción del impuesto Fondo de Desarrollo Eléctrico de Entre Ríos (FDEER) de la boleta de luz por 5 años a aquellos usuarios que coloquen energías sustentables. 

Asimismo, el gobierno provincial estableció la creación de un plan para alcanzar la instalación de un 20% de medidores inteligentes hacia el final de esta década, como también de un Programa Piloto de Mercado de Energía Distribuida (MED) que permite comercializar esa energía renovable generada con otro usuario que no puede o no quiere generar pero necesita o requiere esa energía. 

“Pasaron casi 15 meses desde que se promulgó la ley hasta que se reglamentó, pero lo relevante es que sucedió es importante el trabajo hecho por los distintos estamentos del gobierno y departamentos jurídicos”, manifestó José Humberto Martinez Ruhl, integrante de la Cámara de Energías Renovables de Entre Ríos, en conversación con Energía Estratégica. 

“La provincia representa un 3% de la demanda de potencia eléctrica a nivel nacional, por lo que el objetivo del 30% significa tener aproximadamente 230 o 240 MW de energía renovable al 2030. Es un número desafiante y movilizará a los inversores privados y las reparticiones públicas”, explicó. 

Y en este sentido, el intendente de Paraná, Adán Bahl anunció casi a la par que salió la reglamentación, que la capital entrerriana construirá un parque fotovoltaico de 10,6 MW, el cual será financiado con fondos municipales y de ese modo se convertirá en el primer municipio productor de energías renovables de la Provincia. 

“Es un paso gigante para Paraná, tanto en términos ambientales como productivos”, afirmó el intendente durante la inauguración de un nuevo período de sesiones del Concejo Deliberante. 

Con fecha 3 de marzo, la Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de la Resolución Exenta N° 85 de 2023, emitió el Informe Técnico Preliminar que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional, correspondiente al año 2022, el cual contempla un total de 63 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.527 millones.

Este documento preliminar marca el inicio de la etapa final del plan 2022, que comenzó a inicios del año pasado, con la recepción de propuestas por parte de empresas y del Coordinador Eléctrico Nacional, cumpliendo con lo mandatado en la Ley General de Servicios Eléctricos.

En el caso del Sistema de Transmisión Nacional, el Informe Técnico Preliminar presenta un total de 24 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.116 millones, de las cuales 17 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$252 millones aproximadamente, y 7 corresponden a obras nuevas, por un total de US$864 millones aproximadamente.

Respecto a los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 39 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$411 millones, de las cuales 25 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$137 millones aproximadamente, y 14 corresponden a obras nuevas, por un total de US$274 millones aproximadamente.

Se estima que las obras contenidas en el presente informe iniciarán su construcción a partir del primer semestre de 2025.

Principales obras

Las principales obras que se contemplan dentro del Informe Técnico Preliminar son:

Nueva Línea 2×500 kV Entre Ríos – Digüeñes, Nueva S/E Digüeñes y Nueva Línea 2×500 kV Digüeñes – Nueva Pichirropulli, que viene a reemplazar las obras de 500 kV del decreto 4/2019 entre las subestaciones Entre Ríos, Rio Malleco, Ciruelos y Pichirropulli, que permite completar el sistema de 500 kV hasta Puerto Montt y con ello el tránsito de grandes volúmenes de energía desde y hacia el sur del país.
Energización en 500 kV de línea 2×220 kV Nueva Pichirropulli – Tineo, que permite el tránsito de grandes volúmenes de energía desde y hacia el sur del país.
Nuevo sistema de compensación reactiva mediante condensadores sincrónicos: incorpora los requerimientos de infraestructura para mantener adecuados niveles de seguridad de servicio futuros, apoyando la fortaleza de red en el norte grande del sistema.
Nueva S/E Patagual, que apoya la seguridad de abastecimiento del Gran Concepción, aportando a la resiliencia de la zona.
Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa, que aumenta la capacidad de transmisión hacia el centro del país.
Nuevas SS/EE de transmisión zonal: Margarita, Olmué y Montemar (Valparaíso), Lo Campino (RM), Claudio Arrau, Talcahuano Sur, Schwager y Vado Pedregoso (Concepción), Rukapillán y Padre Pancho (Araucanía), Calafquén (Los Ríos). Estas obras permiten el abastecimiento de la demanda en las distintas localidades para todo el horizonte de planificación, esto es al menos hasta año 2042.

El Secretario Ejecutivo (S) de la CNE, Deninson Fuentes del Campo, destacó el trabajo realizado, precisando que las obras contribuirán a fortalecer la infraestructura eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional, “en el actual contexto de incorporación masivas de energías renovables, siendo un aporte esencial para el proceso de descarbonización”.

Tras la publicación de este documento preliminar, la CNE recibirá observaciones por parte de los interesados para posteriormente publicar el Informe Final, el que podrá ser sometido a discrepancias por parte de los mismos interesados ante el Panel de Expertos.

Con alrededor de 70 participantes se llevó a cabo la sesión introductoria del taller de “Priorización de aplicaciones de H2V en Chile para orientar acciones público-privada», un ciclo de cinco sesiones de trabajo, organizado por la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), en la cual se busca conocer la visión de la industria, a través del diálogo con los asociados del gremio del hidrógeno,  con respecto a la propuesta de aplicaciones que está trabajando la Comisión 7 del Comité para el Desarrollo del H2V, conformada por el Ministerio de Energía, Ministerio de Economía y CORFO.

La actividad -que se desarrollará en formato híbrido, virtual y presencial- busca recoger la opinión de los socios y socias del gremio del H2V en Chile sobre este vector energético respecto a las potenciales aplicaciones en donde el hidrógeno podría participar en el mediano plazo, junto a la priorización de éstas bajo distintos criterios en el contexto local y la agenda público-privada.

La sesión introductoria, realizada el miércoles 1 de marzo, contó con la participación del director ejecutivo de H2 Chile, Marcos Kulka, quien sostuvo que “dentro de la amplia industria del hidrógeno hay aplicaciones que serán mucho más eficientes y más rápidas de implementar, dependiendo de los objetivos que nos tracemos y de las áreas de la industria que se quieran abordar en primera instancia. Considerando esto, es fundamental que discutamos y hagamos el ejercicio de identificar cuáles son las aplicaciones en donde debiésemos concentrar los esfuerzos en el mediano y largo plazo”.

Dentro de la conversación entre el Comité de CORFO para el impulso del H2V y los socios de H2 Chile se identificaron las principales aplicaciones para el desarrollo de proyectos de H2V en el país, entre las que se destacan: transporte, industria, calor y energía residencial, materia prima para la industria.

Entre los criterios utilizados para la priorización de las aplicaciones, basados en el contexto local de Chile, se encuentran -entre otros- infraestructura, capacidades humanas y competitividad en costos. Otro de los puntos relevantes en consideración se centra en las ventajas comparativas de Chile en comparación al resto del mundo. En ese sentido, contar con la Estrategia Nacional de Hidrógeno, sumado, por ejemplo, a la Estrategia Nacional de Almacenamiento y Electromovilidad, abre una gran oportunidad para este nuevo sector, ya que genera una regulación habilitante para el impulso y desarrollo de este energético.

Se espera que la información recopilada a través de este taller con la industria sirva como insumo para el trabajo de la Comisión 7 del Comité para el Desarrollo del H2V en la evaluación de instrumentos u otros mecanismos de apoyo y que contribuyan con el desarrollo e implementación óptima del hidrógeno verde en Chile.

Inicia la cuenta regresiva para el próximo megaevento de Future Energy Summit. El sector de las energías renovables se reunirá este 29 y 30 de marzo, en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real de la ciudad de Santo Domingo.

Empresas de prestigio asistirán a esta entrega denominada “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”. Tal es el caso de fabricantes líderes en energía solar que se destacan en el ámbito local e internacional como Astronergy, Ennova, Growatt, Huawei Digital Power, Longi, JA Solar, Jinko Solar, Risen, S-5!, Solis, Sungrow y Trina Solar.

El escenario elegido para el megaevento se destaca por las oportunidades manifiestas para tecnología fotovoltaica en los distintos segmentos del mercado.

Si bien, República Dominicana registra apenas 405,48 MW correspondientes a ocho centrales de energía solar fotovoltaica instaladas en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), las concesiones definitivas otorgadas en años precedentes han dotado de una nueva dinámica al mercado que se presta a dar lugar a nuevos proyectos de generación.

Sólo durante 2022 se otorgaron concesiones a 645,3 MWn de capacidad a instalar, de los cuales, 638,3 MWn corresponden a capacidad solar fotovoltaica. Aquella cifra supera lo logrado durante el 2021, donde los proyectos para generación eléctrica con concesión definitiva sumaron 563,6 MW.

Future Energy Summit ofrecerá el espacio oportuno para analizar el estado de la energía solar fotovoltaica, nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas en este y otros mercados de la región.

Es por ello que referentes empresarios participarán de este megaevento con dos jornadas de debate de alto nivel que además brindará espacios de networking para explorar sinergias y cerrar negocios.

Entre los destacados ponentes que contará este evento, los fabricantes del sector solar fotovoltaico han confirmado a:

Gonzalo Feito – Andean, Caribbean and Mexico Regional Head – Sungrow 

Hancel Marte – Solution and Sales Manager – Huawei Digital Power 

Victoria Sandoval – Sales Manager Mexico – JA Solar

Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis

Eduardo Solís – Marketing Manager LATAM – Growatt

Eduardo Ventura – Sales Manager México, Central America & Caribbean – Risen

Ricardo Palacios – Gerente de Ventas para Centroamérica y Caribe – Jinko Solar

Oliver Quintero  – Key Account Manager  – Sungrow

Juan Rodriguez Benavides – Solar & Storage Director – Huawei Digital Power 

Victor Sobarzo – Senior Manager, Business Development – JA Solar 

Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis 

Rafael Burgos – CEO – Ennova