La Secretaría de Energía de la Nación continúa abierta a modificar la normativa actual de la generación distribuida, con tal de darle un mayor avance en todo el país y cumplir con los objetivos previstos tanto en la Ley N° 27424 como en la N° 27191 y los diferentes planes de mitigación del cambio climático. 

Tras la reunión del Consejo Federal de Energía, donde el gobierno reconoció que “la generación distribuida no se ha desarrollado en el país como hubiese gustado a todos” y escuchó iniciativas para su fomento, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti, vaticinó que se analizan alternativas a implementar en el futuro. 

“La Sec. de Energía convocó la comisión de marco regulatorio del Consejo Federal de Energía para discutir modificaciones de la normativa de GD que permita un mayor desarrollo, porque la realidad es que de lo previsto en la ley, no se logra cumplir y muchas provincias informan que la norma impide el avance, según las regulaciones propias, ya que se inyecta sobre redes de distribución, que son jurisdicciones provinciales”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

Por ejemplo, una de esas modificaciones está vinculada con la generación distribuida comunitaria / colectiva, que ya es una realidad en Córdoba, Mendoza y Santa Fe y también se analiza en la provincia de Buenos Aires; o que el lugar de inyección no sea el mismo que el punto de consumo, ya sea porque el recurso es mejor en otro lugar o porque un usuario no cuente con suficiente espacio para instalar sistemas renovables. 

“Hay cuestiones que son resoluciones de la Secretaría de Energía, otras modificaciones que necesitan gestionar un decreto del presidente de la Nación e, incluso, estamos analizando proponer una modificación de la Ley N° 27424 en el Congreso de la Nación”, afirmó Yanotti. 

“De hecho tenemos borradores hechos, pero no se darán a conocer hasta no recibir el aporte de las provincias para enriquecer los proyectos”, agregó. 

Es decir que se mantiene firme la idea que el funcionario manifestó meses atrás tras un evento de la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina, en donde planteó que propondría una regulación más amplia para la generación distribuida en Argentina. 

Y cabe recordar que el gobierno ya recibió una propuesta para replicar el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido de Chile (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país.

Por otro lado, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación le confirmó a este portal de noticias que se trabaja en material regulatorio sobre el almacenamiento de energía y su relación con la electromovilidad. 

“Entendemos que urge avanzar con un análisis minucioso y profundo de la regulación del almacenamiento, sobre todo en la electromovilidad, que el impacto es importante y contribuirá a necesitar mejor inversión o darle mayor confiabilidad en el sistema. Aunque para ello se aguardará algunas semanas más, dado que se pretende escuchar a los actores del sector y enriquecer las iniciativas”, concluyó. 

El Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico (DDECPR) comunicó a Energía Estratégica que este año recibirán importantes paquetes de fondos dirigidos a generar un impacto positivo en territorio.

Sin ir demasiado lejos, la semana pasada el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos anunció que Puerto Rico recibirá hasta $109 millones para promover el crecimiento y el espíritu empresarial de las pequeñas empresas a través del rescate estadounidense del presidente Biden. Pero aquello no sería todo. 

Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del DDECPR, quien se encontraba reunido en Washington DC con otros directores de Energía de Estados y Territorios cuando se realizaron esos anuncios, señaló a este medio que están realizando acciones coordinadas con la administración federal para promover una economía sostenible con gran participación de energías renovables.

“Realizamos reuniones informativas pero también para alinear esfuerzos para el uso de los fondos de la Bipartisan Infrastructure Law (BIL) y de la Inflation Reduction Act (IRA)”, reveló Tejera.  

En ambos de estos casos Puerto Rico ha recibido a través de la oficina de Energía, paquetes que se destinarán a distintas situaciones y segmentos del mercado.

Por un lado, con la intención de generar un impacto a las comunidades de bajos y medianos recursos económicos, impulsarán el Programa de Climatización a partir de USD 38 millones a 5 mil hogares adicionales por el periodo de los próximos cuatro años.

“Estamos próximos a lanzar este Programa a la competencia para que sea seleccionada la entidad que pueda ayudarnos a implementarlo en estos cuatro años”, adelantó en referencia a una próxima convocatoria pública que abrirán desde el DDECPR. 

Otra de las novedades es que a través del Inflation Reduction Act (IRA) llegarán dos paquetes de fondos de USD 42 millones cada uno para eficiencia energética en hogares de bajos y medianos recursos económicos y recambio de electrodomésticos, en el marco del State Energy Program en Puerto Rico.

“Cuando se publique la guía en junio o julio esperamos tener una idea más clara de cuándo estarán disponibles esos fondos este año. De igual modo, estaremos trabajando para poder hacer el proceso de competencia a nivel de procurement de las compañías o instituciones sin fines de lucro que nos estarían ayudando a implementar los programas”.

Y finalmente, haciéndose eco del anuncio del Departamento de Energía (DOE) en el cual se aseguraba la asignación de un billón de dólares para energía solar destacó la importancia de su rápida implementación en Puerto Rico.

“Este es otro de los programas en los que quizás estemos participando. Aún no lo sabemos porque aún no se ha definido cómo se distribuirá este fondo pero de seguro desde nuestra oficina colaboraremos con otras entidades gubernamentales para asegurar que los fondos lleguen a las personas, pueda adelantarse la meta del 100% energías renovables y logremos un sistema resiliente en estas islas donde tenemos tantos retos de disponibilidad de energía en momentos críticos como amenazas de huracanes y terremotos”, añadió Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico.

Exclusiva: Puerto Rico prepara una segunda convocatoria del programa Apoyo Energético 

En México, cada vez son más demandadas las aplicaciones fotovoltaicas que le permiten al usuario una mayor autonomía a la hora de satisfacer sus necesidades energéticas.

Con el objetivo de sentar las bases para una transición energética en la región, SMA ofrece soluciones inteligentes para la instalación de energía solar en hogares y para aplicaciones comerciales, industriales y a gran escala.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Iván Michel, director de ventas de la corporación, vislumbra un fuerte crecimiento en el corto plazo: “Para este año, esperamos un incremento de la demanda nuevamente de entre un 10 y un 15% a nivel local”.

A través de esa declaración, el ejecutivo comenta que durante el 2022 SMA experimentó un crecimiento de esa magnitud, impulsado por la demanda de generación distribuida a nivel industrial y comercial (C&I). Este año esperan un aumento similar.

No obstante, a ello, Michel advierte que la temporada pasada se vio influida por factores internacionales que intervinieron dentro de la demanda y la oferta de México, como la guerra de Ucrania con Rusia y las estrategias comerciales entre China y Estados Unidos.

Por ello, según el directivo, durante el pasado año las cadenas de suministro sufrieron graves afectaciones, sobre todo, por la falta de microchips y otros componentes electrónicos que limitaron la producción de muchas plantas. 

“A pesar de que la demanda de producto fue bastante buena, no pudimos cumplir con muchos compromisos a nivel producción. Los clientes tuvieron que inclinarse por la opción que en ese momento tenía stock en el país y dejar de lado sus preferencias”, comenta.

¿En el 2023 podría continuar esta tendencia? Para Michel es probable que sí, aunque considera que tampoco se transformará en una limitante para que pueda desarrollarse el mercado.

Proyectos a gran escala

Actualmente, el especialista en ventas aclara que sigue esperando esa reactivación a nivel Utility que podría ser, “la cereza del pastel”.

“Si México logra nuevamente reactivar el segmento del Utility Scale en su mercado, se convertiría nuevamente en uno de los mercados más prodigiosos no solamente en Latinoamérica, sino en todo el continente”, enfatizó.

A nivel Utility Scale, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) busca que los nuevos proyectos de generación de gran escala en México incluyan baterías, sobre todo, para la función de respaldo de la red.

“Como los proyectos de gran escala están un tanto pausados hoy día en México, todavía no vemos esa tendencia hecha realidad, pero sabemos que a la mayor parte de nuevas iniciativas se les solicita un 10% de su capacidad instalada en storage”, alerta Michel al respecto.

“Definitivamente los sistemas con respaldo de batería se están volviendo una tendencia a nivel global. Pero en el caso de México es todavía un tanto prematura, debido principalmente a la aún baja penetración de estas tecnologías a la red,  los costos de la energía por los subsidios, y la falta de una regulación clara en materia de almacenamiento con baterías, que limitan el ánimo de los clientes por invertir más en estas soluciones”, agregó.

La gran apuesta energética de SMA al futuro energético

México se ha consolidado como un país con una gran industria automovilística y de acuerdo al testimonio de Iván Michel, ha ganado la batalla en toda Latinoamérica.

Las intenciones de las nuevas plantas de fabricación de automóviles buscan sumar cada día más coches eléctricos en su línea de producción.

La visión de SMA sobre el futuro energético mundial consiste en lograr integrar las diferentes tecnologías que conviven en un sistema eléctrico para convertirse en un administrador de un sistema integral de gestión de la energía, que comunique sistemas que generalmente trabajan de forma independiente.

En este sentido, Michel explicó cómo sería la dinámica de su gran apuesta: “Hoy el coche eléctrico y los sistemas fotovoltaicos actúan de manera independiente. La propuesta de valor hacia el futuro consiste en hacer interactiva la convivencia entre tecnologías de manera que el usuario pueda optar por cargar su vehículo 100% con energía verde producida por sus paneles solares.

Con su EV Charger para aplicaciones residenciales y comerciales que ya está disponible en el mercado, SMA está logrando esa integración entre equipos. “Con este sistema el usuario puede elegir cargar el coche 100% con la energía de sus paneles o de manera híbrida con apoyo de la red”, concluyó.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil lanzó la convocatoria para la primera subasta de transmisión del año del país, prevista para el viernes 30 de junio del corriente año en la ciudad de Sao Paulo. 

Tras casi dos meses de consulta pública y 237 aportes del sector energético, la entidad abrió el proceso licitatorio que contempla la construcción y mantenimiento de 6184 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 400 MVA en capacidad de transformación de subestaciones. 

Ampliación del sistema de transporte que servirá tanto para atender la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía provenientes de proyectos renovables, como también para disponer de los excedentes fotovoltaicos y bioenergéticos en ciertas regiones y brindar una mayor confiabilidad en el servicio en las regiones metropolitanas.

Las obras se dividirán a lo largo de nueve lotes entre los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Pernambuco, Río de Janeiro, São Paulo y Sergipe. 

Mientras que los contratos adjudicados tendrán una vigencia de 30 años, pero los 33 proyectos de infraestructura eléctrica se reparten en plazos máximos de ejecución de 36, 60 y 66 meses, dependiendo del tipo de obra y de la entidad federativa donde se ubiquen. 

Además, desde ANEEL estiman que las inversiones alcanzarán los 15800 millones de reales y generarán cerca de 29500 nuevos puestos de trabajo directos e indirectos. Hecho que, de concretarse, superaría cualquier récord de inversión jamás logrado por una subasta de transmisión promovida por la entidad.

Así se reparten los lotes de la subasta de transmisión N° 1/2023: 

Lote 1 (Bahía y Minas Gerais) 

LT 500 kV Juazeiro III – Campo Formoso II C1, CS – 101 km.
LT 500 kV Campo Formoso II – Barra II C1, CS – 312 km.
LT 500 kV Buritirama – Barra II C1, CS – 107 km.
LT 500 kV Barra II – Correntina C1, CS – 285 km.
LT 500 kV Correntina – Arinos 2 C1, CS – 309 km.
Tramos de LT 500 kV entre SE Correntina y el tramo de LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Rio das Éguas C1, CS – 1 km cada uno.
SE 500 kV Campo Formoso II.
SE 500 kV Bar II y Compensación Síncrona (-200/+300) Mvar.
SE 500 kV Correntina.

Lote 2 (Bahía y Minas Gerais)

 LT 500 kV Gentio do Ouro II – Bom Jesus da Lapa II C2 e C3, CS – 269 km cada una.
LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Jaíba C1 e C2, CS – 245 km cada una.
LT 500 kV Jaíba – Buritizeiro 3 C1 e C2, CS – 291 km cada una.

Lote 3 (Minas Gerais)

LT 500 kV Buritizeiro 3 – São Gonçalo do Pará, C2, CS – 351 km.

Lote 4 (Minas Gerais)

LT 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino, C1, CS – 298 km.

Lote 5 (Bahía, Minas Gerais, Espirito Santo)

LT 500 kV Morro do Chapéu II – Poções III C2, CS – 336 km.
LT 500 kV Poções III – Medeiros Neto II C2, CS – 316 km.
LT 500 kV Medeiros Neto II – João Neiva 2 C2, CS – 276 km.
LT 500 kV João Neiva 2 – Viana 2, C2 – 77,5 km.

 Lote 6 (Bahía y Sergipe) 

LT 500 kV Xingó – Camaçari II C1 e C2, CD – 355 km.

Lote 7 (Minas Gerais y Río de Janeiro)

LT 500 kV Governador Valadares 6 – Leopoldina 2 , C1 e C2, CD – 2 x 318 km. 
LT 500 kV Leopoldina 2 – Terminal Rio C1 e C2, CD – 2 x 191 km;
SE 500 kV Leopoldina 2

Lote 8 (Pernambuco)

LT 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2 – 19 km (tramos aéreo y subterráneo)

Lote 9 (Sao Paulo)

SE 500/138 kV Água Vermelha – Transformación 500/138 kV – (3+1 res.) x 133 MVA, incluida la instalación del sistema de automatización para controlar el flujo de reactivos.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha convocado una nueva subasta de expansión para la asignación de obligaciones de energía firme (OEF), entre generadores de energía, desarrolladores de proyectos inversionistas, con el fin de garantizar el abastecimiento futuro de energía eléctrica a precios eficientes -VER RESOLUCIÓN  AL PIE-.

El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) será el encargado de realizar este año dicha subasta, para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028, y en la misma podrán participar todas las personas jurídicas, personas naturales o agentes que representen comercialmente plantas o unidades de generación de energía existentes, existentes con obras, especiales y nuevas.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza las oportunidades que esta nueva convocatoria genera para las energías renovables.

¿Esta subasta es una oportunidad para las energías renovables?

Sí, es una oportunidad de tener ingresos fijos y adelantar ingresos.

Las plantas de generación fotovoltaica que son de rápida instalación pueden acceder a un incentivo por entrar en operación antes del 1 de diciembre de 2027.

¿Qué permite el Cargo Por Confiabilidad?

Que una planta de generación solar, eólica, entre otras fuentes primarias, tenga ingresos hasta por 20 años.

¿Qué debe cumplir el interesado en participar?

El proyecto de generación debe tener concepto de asignación de capacidad aprobado por la UPME.

¿En qué consiste el incentivo de entrar temprano?

Si la planta o unidad de generación inicia operación comercial entre el 1 de diciembre de 2025 y el 30 de noviembre de 2027, el agente que la representa podrá anticipar el inicio del período de vigencia de la OEF que le fue asignada en el proceso de subasta.

¿Cree que la conexión será un reto?

El procedimiento de conexión se va mejorando en la medida que se va implementando, de tal manera que veo que el procedimiento de la CREG 075 será muy amigable con las siguientes solicitudes que se presenten por parte de los promotores de proyectos.

¿Cuántas subasta de este tipo se han realizado en Colombia?

Tres, iríamos para la cuarta subasta. La última cerró con 15,1 dólares (USD) por megavatio-hora (MWh).

Total Eren, un productor independiente líder en energía renovable («IPP») con sede en París, anunció su entrada en Honduras con su primer proyecto eólico “San Marcos” el cual estará ubicado en San Marcos de Colón, en el departamento de Choluteca de Honduras. Se trata de una de las inversiones extranjeras más importantes de un proyecto de energía renovable en Centro América.

El 14 de febrero de 2023, Total Eren finalizó la contractualización de los nuevos términos del Contrato de Compraventa de Energía (o «PPA” por sus siglas en inglés) con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica de Honduras (ENEE) en el cual se contrata la compraventa de la energía que generará la planta eólica San Marcos por una duración de 25 años. Esta enmienda permitirá a la ENEE beneficiarse de la tarifa de venta de energía eléctrica de fuentes de energía renovables no convencionales más baja del país. Total Eren firmó en marzo de 2022 un acuerdo de compra del 100% de las acciones de “San Marcos Wind Energy”.

El acuerdo con la ENEE establece que San Marcos Wind Energy será la encargada de fortalecer la red de transmisión eléctrica del país, a través de:

La construcción de aproximadamente 95 km de línea de transmisión de 230 kV desde el departamento de Choluteca hasta el departamento de Francisco Morazán,
La construcción de una nueva subestación de maniobra,
Obras de refuerzo a realizar en 2 subestaciones existentes.

Con una capacidad instalada total de 112 MW, el proyecto eólico de San Marcos producirá alrededor de 500 GWh por año, suficiente electricidad para abastecer a unas 460.000 personas en Honduras mientras se ahorran 390.000 toneladas de emisiones de CO2 por año.

Con este proyecto, Total Eren se implanta a largo plazo en el mercado de energías renovables de Honduras y continua con sus esfuerzos de desarrollo en Centro América, región en la cual los países están interconectados a través de la red SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central).

Fabienne Demol, Vicepresidenta Ejecutiva y Directora de Desarrollo Global de Total Eren, dijo: “Estamos muy contentos de haber firmado esta enmienda de contrato de compraventa de energía en Honduras, un hito importante en el desarrollo del proyecto eólico San Marcos, el primero de Total Eren en el país. Quisiera agradecer a la Empresa Nacional de Energía Electica ENEE por apoyar este proyecto que brindará electricidad baja en emisiones de carbono y competitiva a la población hondureña, pero también a nuestros equipos, por su compromiso y esfuerzo. Estamos entusiasmados de comenzar la construcción del proyecto y esperamos continuar implementando la experiencia de Total Eren al continuar nuestro crecimiento en el mercado centroamericano”.

Martin Rocher, Vicepresidente a cargo de las actividades de Total Eren en las Américas, agregó: “El proyecto San Marcos aporta una solución a la creciente demanda de energía eléctrica de la población hondureña, al mismo tiempo que contribuye a modificar el modelo de suministro energético hacia más energías renovables. Además, la inversión en el refuerzo en el sistema interconectado nacional mejorará la resiliencia de la red eléctrica hondureña, que es particularmente vulnerable a eventos climáticos como hemos visto en los últimos años. Así que estoy ansioso de que este proyecto se haga realidad”.

Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, ha vendido tres parques solares PMGD en Chile por 41,3 millones de euros (unos 44,2 millones de dólares), según comunicó la empresa hoy a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Se trata de una operación que se alinea con la estrategia de Grenergy de mantener una rotación de activos recurrente, y demuestra la capacidad de la cotizada de materializar el valor de sus bienes renovables.

La venta de estas tres plantas fotovoltaicas, Dolores (acordada en el último trimestre de 2022), Zaturno y Buenaventura (ambas operaciones serán reconocidas en este primer trimestre de 2023), con una potencia total instalada de 32,5 MWp, permite reducir el endeudamiento de la compañía e impulsar su crecimiento en los tres mercados donde está presente en la actualidad, Latinoamérica, Europa y EE UU. 

Chile es el principal mercado para la cotizada y es el operador con más plantas construidas en el país. En él tiene instalado su centro de operaciones para todo el Cono Sur, en el que construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

Poner en valor sus activos

La cotizada, con una capitalización cercana a los 1.000 millones de euros, con 1,4 GW de capacidad instalada, dispone de un pipeline solar y eólico de 11,4 GW, así como de 7,7 GWh de proyectos de almacenamiento en desarrollo. También ha establecido un objetivo de 5 GW de proyectos solares y eólicos instalados en 2025, así como por primera vez un objetivo en almacenamiento, donde pretende alcanzar 1 GWh en dicha fecha.

En el marco de la carrera global hacia la transición energética, el hidrógeno verde viene a ser un elemento clave para descarbonizar la economía de México y mermar los efectos contra el cambio climático.

Se presenta como una de las posibles soluciones en sustitución de combustibles fósiles para reducir las emisiones de CO2, sobre todo en ciertos sectores donde la energía eléctrica renovable no puede llegar, como procesos industriales, el transporte pesado, aéreo y marino.

“Según un estudio de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 México) con una consultora internacional, se detonarán aproximadamente 60 mil millones de dólares de inversión, alrededor de 3 millones de empleos y una cadena de manufactura alrededor del hidrógeno”, destaca Israel Hurtado, presidente de la entidad que nuclea a las compañías de este vector energético en México, en una entrevista con Índigo Energía.

De esta forma, el especialista enfatiza que toda la industria presenta oportunidades inconmensurables para el país.

“No solo se trata producir hidrógeno verde, consumirlo y, eventualmente, exportarlo. México puede ser una potencia también en todos los desarrollos industriales relacionados al hidrógeno. Por ejemplo, en la comercialización de electrolizadores, válvulas, ductos, turbinas, vehículos eléctricos, celdas de combustible, etc.”, sostiene.

10 proyectos de hidrógeno avanzando

Por otro lado, el representante de H2 México enfatiza: “Estamos perdiendo la batalla del cambio climático. No hemos logrado contener la temperatura del planeta en 1,5°C, como sugirieron expertos en la ONU. Si no logramos contener esa temperatura, los efectos a largo plazo van a ser devastadores, y ya los estamos empezando a ver”. 

Las industrias necesitan descarbonizar: algunas por necesidades propias, por obligación o por cumplimiento de los estándares de gobernanza social-ambiental (ESG, por sus siglas en inglés) y los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU. 

En este sentido, advierte: “Las grandes empresas tienen que descarbonizar sus procesos porque así lo obligan o porque lo tienen que hacer. Hay empresas como las acereras, mineras y petroquímicas que están buscando sustituir el hidrógeno gris por verde”.

Hurtado también expresa que el sector movilidad va a necesitar utilizar hidrógeno: “ Hay autobuses, vehículos y trenes que funcionan con hidrógeno en el mundo. México también podría impulsar proyectos piloto de todos estos vehículos”.

En tanto a las iniciativas que se están desarrollando actualmente en el país, Hurtado anticipa:  “Hay alrededor de 10 proyectos. La Comisión Federal de Energía (CFE) ya anunció que tiene un plan de producción de hidrógeno verde y de generación de electricidad con hidrógeno verde en sustitución de gas natural”. 

“Petróleos Mexicanos Pemex también se comprometió a sustituir hidrógeno gris por verde en su plan de negocios que acaba de publicar hace tres semanas también. A su vez, CEMEX, la cementera mexicana, introducirá hidrógeno verde en algunas de sus plantas. Al final del día, se avanza de a poco, pero se avanza”, agrega.

Problemas en el marco regulatorio

Las normas técnicas para el hidrógeno gris ya existen y funcionan. Hacen falta regulaciones de centrales solares y eólicas que realizan blendings, proceso donde se mezcla el hidrógeno con gas natural .

En este sentido, Hurtado explica que se necesitan normas oficiales mexicanas para poder producir el hidrógeno, almacenarlo, inyectarlo a la red a través de blendings y llevarlo a las industrias o a los hogares. 

“Se necesitan normas de seguridad, operación, mantenimiento y funcionamiento. De hecho, estamos trabajando en algunos Comités de la Asociación Mexicana de Hidrógeno para justamente avanzar en la regulación de la producción de hidrógeno verde en centrales renovables”, añade. 

Desde hace años que se utiliza el hidrógeno gris, proveniente del metano, en procesos industriales. Sin embargo, este es tan contaminante como cualquier otro combustible fósil.

Por otro lado, el hidrógeno verde proviene del agua, se rompe la molécula del agua, se separa el oxígeno del hidrógeno y se captura el hidrógeno con equipos electrolizadores, que funcionan con energía renovable, ya sea solar, eólica o fototérmica. Así se cierra el círculo de sustentabilidad y se produce hidrógeno verde que tanto se está buscando impulsar.

Ginlong (Solis) Technologies, uno de los productores de inversores más grandes y con más experiencia del mundo, se complace en anunciar que, por octavo año consecutivo, ha recibido el prestigioso sello de reconocimiento para la mejor marca de inversores por la respetada organización de investigación de mercado global, EUPD.

Respaldado por 22 años de encuestas y más de 100 000 entrevistas en más de 70 países, el sello EUPD Research se basa en los comentarios de los instaladores sobre la disponibilidad en el mercado, la percepción de la marca, las preferencias de compra, la satisfacción del cliente y la recomendación.

Eric Zhang, Director de Ventas Globales de Solis, explica: “Este octavo sello consecutivo de EUPD Research no solo consolida la posición de liderazgo de Solis Technologies en el mercado de inversores en Sudáfrica, sino que también continúa nuestro reciente y rápido aumento de calificaciones hacia 2023. Durante 2022 estuvimos orgullosos de ocupar el tercer lugar en envíos de inversores a nivel mundial por parte de S&P Global, de ganar la categoría de Liderazgo ecológico en los Premios a la empresa responsable de Asia y de estar clasificados entre las dos principales empresas chinas de inversores que cotizan en bolsa por PVP365, la plataforma profesional líder del país para las noticias de la industria solar.»

El Sr. Zhang continúa: “Se espera ampliamente que 2023 sea un año decisivo para el despliegue de energía solar en Sudáfrica, ya que el país lucha con el impacto económico y social de los cortes de energía diarios en una red eléctrica que funciona con combustibles fósiles. El sello de la mejor marca de EUPD Research, combinado con el reciente lanzamiento de nuestros inversores de almacenamiento mejorados de sexta generación, colocan a Solis en una posición sólida para el crecimiento continuo en la región”.

Las mejoras clave de los inversores de almacenamiento líderes en el mercado de la compañía incluyen: una mayor corriente de carga y descarga de 125 A para un rango de potencia equivalente global; una capacidad de almacenamiento de energía total ‘1+N’; funcionalidad monofásica o trifásica; instalación un 20 % más rápida; y tiempos de conmutación de milisegundos durante las interrupciones del suministro.

El inversor de almacenamiento de energía es un dispositivo central en los sistemas de almacenamiento de energía solar. Brinda apoyo para corregir las inestabilidades en la red. Como componente técnico clave de los nuevos sistemas de energía solar, el inversor de almacenamiento de energía puede mejorar en gran medida las capacidades de regulación de energía y garantía de seguridad.

Markus A.W. Hoehner, fundador y director ejecutivo de EUPD Research, concluye: “EUPD Research tiene 22 años de profunda experiencia en medir y analizar la percepción de los intermediarios del mercado fotovoltaico y los clientes finales, y es mundialmente conocido como el organismo de certificación líder dentro de la industria solar. Conseguir un octavo sello EUPD consecutivo como marca líder en inversores fotovoltaicos es un logro y demuestra que Solis se ha establecido con éxito entre los proveedores más importantes de Sudáfrica y más allá. Felicitamos a Solis por recibir este honor y le deseamos el mayor de los éxitos en su trayectoria de crecimiento continuo. Mientras continúa estableciendo los altos estándares que los socios comerciales y los clientes esperan a nivel mundial”.

La Superintendencia de Electricidad (SIE) avanza en la definición de nuevas reglamentaciones para República Dominicana. El “Reglamento Técnico para Estaciones de Recargas de Vehículos Eléctricos” y el “Reglamento de Tarifas Aplicables a las Estaciones de Recargas de Vehículos Eléctricos”, recientemente emitidos, tienen un mayor grado de avance y ya están camino a su implementación.

“En los próximos 90 días entrará en plena vigencia la nueva reglamentación en República Dominicana de movilidad eléctrica”, aseguró Andrés Astacio, superintendente de Electricidad.

En una entrevista con Energía Estratégica, el superintendente Astacio señaló que han tenido un proceso bastante largo de estudio analizando los momentos óptimos para la recarga y llegaron conclusiones tales como establecer que se premiará a quienes, por ejemplo, carguen en horarios de la madrugada. Así mismo, reveló que han podido establecer un modelo que permite el desarrollo y formalización de la red nacional de carga. Todas estas previsiones se deben a que el país se está preparando para un eventual salto a la electromovilidad.

“Hemos visto y hemos hecho la previsión de que la electromovilidad en la próxima década podría llegar a representar al menos el 15% de la demanda nacional (…) tomando la demanda pico al día de hoy, eso equivaldría alrededor de 400 MW de potencia pero como ocurriría en la próxima década podrían ser valores mayores ya que la demanda sigue creciendo de forma acelerada”, argumentó Astacio. 

¿Con qué energía se cargarán los vehículos eléctricos? Las proyecciones indicarían que las renovables ganarían terreno en las redes de distribución. Por eso, desde la Superintendencia de Electricidad también vienen trabajando hace tiempo regulación vinculada a generación distribuida con energías renovables.

Ahora bien, ya pasó un año de aquella primera reunión en la que la SIE, a través del en aquel entonces superintendente Rafael Velazco Espaillat, convocó a los representantes de la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), la Asociación Dominicana de Sistemas Aislados (ADOSEA), la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica y el Consejo Unificado de las EDES para recibir comentarios en relación con la propuesta para el Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía.

En la actualidad, las charlas continúan y aún queda pendiente saber cuándo se materializará la nueva regulación.

“Estamos discutiendo con los distintos stakeholders cuál sería la mejor vía de aplicación”, señaló el actual superintendente de Electricidad Andrés Astacio.  

¿Qué retos existen aún? Uno de ellos sería cómo definir los topes de penetración de la generación distribuida por circuito de interconexión. Al respecto, Astacio señaló:

“En nuestro país aún tenemos un régimen un tanto arbitrario que establece que la interconexión es simple hasta tanto el circuito se cope de un 15% de generación distribuida en la capacidad del troncal”.

Y continuó: “Es un número arbitrario, hay que reconocerlo, porque en ocasiones hay circuitos que no soportan que tú le inyectes un 1%, como hay otros circuitos que van a tener la capacidad de aguantar un 60% o un 70%”

¿Qué avances hubo desde aquella primera socialización del borrador? En conversación con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, Andrés Astacio indicó: “Lo que sí puedo adelantar es que la normativa que surja nos va a poner a todos la obligación de hacer los estudios por circuito para poder determinar la capacidad de penetración que cada uno de ellos tenga pero también para poder determinar qué acciones en el corto y mediano plazo podemos hacer para incrementar esta capacidad de penetración. Hacia allá es que estamos caminando”.

“Tenemos un alto interés en promover la generación distribuida pero evidentemente necesitamos que esta nueva penetración de fuentes en baja tensión venga a proteger la red eléctrica y no se convierta en un elemento de perturbación”, concluyó.

Marisol Neira Ardila, directora de ventas de Astronergy Solar en Latinoamérica a excepción de Brasil, participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica para analizar en profundidad el mercado de las energías renovables en Latinoamérica.

Allí, Neira observó que las oportunidades de mercado han madurado bastante en esta región. Considerando que en un inicio la importación de tecnología era compleja y el cierre financiero con tasas convenientes para los proyectos era difícil, en los últimos 10 años las distintas partes se habrían acomodado para dar lugar a nuevos negocios.

Citando como ejemplo a Colombia, mencionó que no sólo se han eliminado barreras de acceso para que cada vez más usuarios particulares cuenten con autoconsumo solar y almacenamiento energético, sino que además otros actores adicionales del sector eléctrico se están acoplando al despliegue de grandes proyectos utility scale.

“Estamos en un muy buen momento para Utility Scale. No sólo ya ves plantas grandes operativas y cada vez más proyectos construyéndose , sino también a otros participantes del mercado como los comercializadores muy involucrados en querer también entrar al negocio”.

Y reflexionó: “El año pasado y este año es para volver realidad esos proyectos en los que llevábamos tiempo trabajando. Te puedo decir que ya estoy viendo los proyectos que empezamos cuando trabajaba como desarrolladora y recién veíamos tierras, hablábamos con comercializadoras de PPA y cosas así. Verlos construirse hoy en día es una satisfacción muy grande, más aún cuando ves el momento que está atravesando Latinoamérica o resto del mundo entero”.

¿Cómo alinea su estrategia de negocios tras la pandemia? ¿Qué tendencias de módulos espera para este año? ¿Qué novedades trae Astronergy? Fueron algunas de las preguntas que respondió Marisol Neira Ardila, directora de ventas de Astronergy Solar en Latinoamérica a excepción de Brasil.

Entre las últimas noticias que compartió la referente de la industria solar, indicó que desde Astroenergy Solar además de confirmar que un 70% de sus ganancias las están destinando a investigación y desarrollo, también tienen previsto aumentar su capacidad de producción a 45GW anuales, visto que desde sus fábricas de fuera de China en Tailandia, Singapur y Vietnam ya tendrían pedidos vendidos por los siguientes dos años.

Ahora bien, desde sus oficinas en Latinoamérica cuentan con stock para despacho inmediato y, dependiendo del tipo de potencia y volumen requerido, están tomando nuevos pedidos para producción y entrega.

En lo que respecta a Utility Scale comentó que se destacan sus módulos de 615 W y 620 W, no sólo por ser los que están con una mayor producción sino porque también son los que más se están vendiendo actualmente. En adición, los módulos de 410 W serían los que están empezando a tomar muchísima fuerza para techos de residencias, comercios e industrias pequeñas.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

En el marco de una emergencia climática sin precedentes a nivel mundial, empresas mexicanas buscan soluciones para descarbonizar la economía y volver a los usuarios más independientes a través de sistemas de generación distribuida. Una de ellas, RER Energy, crece a pasos agigantados y sigue sumando mercados.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Carla Ortiz, Country Manager México de la compañía, destaca: “Hemos experimentado un crecimiento del 100% en generación distribuida a nivel industrial y comercial (CNI) que siempre ha sido el core de la empresa”. 

“Si bien los proyectos fotovoltaicos son los que más crecieron, hoy en día, esa energía solar ya es una combinación de micro redes inteligentes, en donde se mezclan cuestiones de almacenamiento y de movilidad eléctrica”, resalta.

En este sentido, la ejecutiva explica que, esta combinación, maximiza ahorros generando micro redes inteligentes que consisten en la integración con tecnología digital y análisis de datos de eficiencias energéticas, energías renovables locales, suministradores de energía externos, sistema de almacenamiento y vehículos de carga eléctrica: un combo atractivo para los usuarios.

Avances en la hibridación de vehículos eléctricos

En lo que respecta a los proyectos microgrid, la empresa está creciendo en la combinación solar con la movilidad eléctrica. Generan cargadores de vehículos eléctricos y toda su infraestructura.

“La transición a la electromovilidad es una tendencia que ha cobrado importancia con los años a nivel mundial. Nuestra plataforma de carga de vehículos EV está creciendo cada vez más fuerte”, explica Ortiz.

Si bien reconoce que la empresa ha comenzado recientemente con esta matriz, espera un incremento exponencial en la hibridación con vehículos eléctricos: “El crecimiento de la integración de la movilidad eléctrica será del del 400% el año que viene”.

En efecto, cuentan diferentes soluciones hechas a la medida para centros comerciales, oficinas corporativas, vehículos de transporte, logística y carga.

Los planes de financiamiento del mercado

La empresa combina la tecnología del mercado con programas de financiamiento PPAs o Arrendamientos para hacer proyectos rentables sin inversión.

La firma ofrece tres opciones para suplir las necesidades de los diferentes perfiles financieros de los clientes: los PPA (Power Purchase Agreement) que son contratos de compraventa de energía a largo plazo; ventas de proyectos a través de arrendamientos financieros, y por otro lado, ventas directas por parte del cliente. 

“Hemos visto un cambio en el mercado mexicano porque inicialmente los PPA eran difíciles de vender. Lo que más vendíamos eran los arrendamientos, sin embargo, en la actualidad se ve un mayor apetito por PPAs que por arrendamientos financieros”, describe.

Según Carla Ortiz, los PPA no eran muy comunes en México, era una figura muy nueva y los clientes los veían muy a largo plazo. El cambio de conducta fue motivado por dos factores:

1)  La firma de este tipo de contratos a través de suministros calificados ha hecho que el mercado capital se familiarice con los PPAs.

 2) Muchas empresas multinacionales ya traen lineamientos de PPAs de otros países, entonces lo están buscando en sus políticas ya localmente en México.

Dificultades por cambios en el marco regulatorio

El marco regulatorio en cuanto a las disposiciones de carácter administrativo generales de todas las centrales de hasta 500 kW está cambiando y México está transitando una época de incertidumbre.

“Se publicó la primera propuesta en octubre del año pasado, la cual está en revisión. Sin embargo, esta iniciativa en lugar de incentivar el mercado lo que quiere es limitar el Net Metering y cambiarlo a Net Billing”, advierte Ortiz.

La Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) hizo comentarios a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), ente que publicó la propuesta. En tanto al plazo de la resolución oficial, Ortiz alerta: “Como se está estudiando el impacto de los ajustes, no se sabe cuándo se va a publicar. La expectativa es que sea este año”.

Desde el sector se encuentran escépticos sobre el resultado de las modificaciones ya que aseguran que México todavía tiene mucho espacio para la generación distribuida que, en la actualidad, está alrededor del 2% de la capacidad instalada del país.

Cabe recordar que el modelo de Net Metering permite a los usuarios finales compensar el gasto de electricidad utilizando la producción o generación interna de energía, muy similar al Net Billing. Su diferencia radica en cómo se “factura” el gasto energético.

En el caso del Net Metering, tanto el consumo como la generación eléctrica se registran y facturan por separado. Como resultado, a los clientes se les cobra su precio energético completo por kWh cuando usan energía de la red, pero se les compensa con la misma tarifa por la energía que es aportada a la red.

A diferencia, en la modalidad del Net Billing a los usuarios se les cobra en función de su uso neto de kWh al final de cada ciclo de facturación.

Por ello, este cambio podría limitar la democratización de la energía de las pymes que iban a utilizar el Net Metering para poder migrar a energías limpias y ser más competitivos a nivel país.

El pasado 16 de febrero, el Departamento Administrativo de la Presidencia de Colombia expidió el Decreto 0227 del 2023, por medio del cual se reasumen algunas de las funciones presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios.

A raíz de ello, se abren una serie de incertidumbres sobre cuáles serán los alcances de la intervención del Gobierno sobre los servicios públicos.

Es por ello que asociaciones empresarias se están posicionando al respecto. Entre ellas, el gremio de generadores, ACOLGEN, adelantó que esta semana le presentará al Gobierno una serie de recomendaciones.

El comunicado de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (ANDESCO)

Hemos expuesto públicamente que es fundamental que las decisiones que se tomen en temas regulatorios conserven los principios esenciales de suficiencia financiera y reconocimiento de costos eficientes, teniendo sin duda como objetivo una adecuada prestación del servicio a los usuarios del país.

Esto impone necesariamente que estos temas sean tratados de manera técnica, teniendo en cuenta todas las variables financieras, económicas, ambientales y sociales para garantizar que los servicios ofrecidos sean de la mejor calidad, al mejor precio posible y para el mayor número de colombianos.

Desde Andesco hemos participado activamente en los diálogos con el Gobierno Nacional donde se han evidenciado acciones tendientes a la disminución de algunos componentes tarifarios, como lo correspondiente a un ajuste en los indexadores, entre otros aspectos, y así cambiar drásticamente la tendencia alcista de los precios, especialmente en el servicio de energía.

Los últimos datos de inflación presentados por el DANE muestran que los servicios públicos ya no están creciendo por encima de la media y, por el contrario, muestran valores por debajo.

Se resalta que los costos de energía, a diferencia de lo que está sucediendo en otras partes del mundo, están bajando y se espera una estabilización de los mismos en un corto plazo.

Esta asunción de funciones, de momento, no afecta la suficiencia financiera de las empresas ni la prestación del servicio, esperamos que las decisiones que el Presidente Petro tome desde allí se mantengan en el componente técnico y no político.

Las Comisiones de Regulación son instituciones que por su carácter técnico soportan de manera consistente la forma en que las empresas públicas, mixtas y privadas, puedan invertir y ofrecer más y mejores servicios.

La seguridad jurídica es absolutamente esencial para que haya servicios hoy y en el futuro. Ratificamos el compromiso de Andesco de trabajar continuamente y en consenso para continuar consolidando nuestros sectores de Agua Potable, Saneamiento Básico, Energía Eléctrica y Gas Natural, construyendo sobre lo construido.

Comunicado de Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (ACOLGEN)

A propósito del Decreto 0227 de 2023, por medio del cual el Presidente de la República ha decidido reasumir algunas funciones de Regulación, que hasta la fecha venían siendo desarrolladas por las comisiones reguladoras, Acolgen se permite manifestar que:

Entendemos que hay una coyuntura de tarifas que afecta a los colombianos, la cual no es ajena a los generadores de energía. Además de los esfuerzos que hemos realizado desde que empezó el Pacto por la Justicia Tarifaria, desde Acolgen estamos trabajando en una serie de propuestas que queremos presentarle al Gobierno la próxima semana, con objetivos alineados entre lo que el Gobierno está buscando y la sostenibilidad de nuestro sector.
Hacemos un llamado para que las decisiones se enfoquen en la consecución de los mayores beneficios para el sector y para los colombianos.
Es fundamental que las decisiones que se tomen estén basadas en análisis técnicos, propios de una entidad como la CREG que se ha caracterizado por su rigurosidad en sus estudios y resoluciones.
Insistimos al Gobierno Nacional para que las normas que se emitan respondan al marco constitucional y legal vigente, sean fruto del consenso y discusión de todos los sectores, se apoyen en argumentos técnicos y jurídicos sólidos, y se ponderen de forma tal que el cumplimiento de objetivos de corto plazo no sacrifique pilares básicos sectoriales, relativos a la suficiencia del abastecimiento y la seguridad energética.
Desde Acolgen estamos atentos a continuar trabajando conjuntamente con el Gobierno Nacional y los demás actores interesados para seguir construyendo país.

Comunicado de la Cámara Colombiana de la Energía (CCEnergía)

Desde la Cámara Colombiana de la Energía, entidad gremial que agrupa a empresas proveedoras de bienes y servicios para el mercado eléctrico colombiano, es nuestro deseo hacer un llamado a la reflexión técnica sobre la importancia de garantizar el principio de descentralización, independencia, y una relación efectiva de pesos y contrapesos en la definición, ejecución y seguimiento de las políticas para los mercados, y particularmente, para el sector eléctrico.

De igual manera, para la CCENERGÍA resulta fundamental que en todo momento se garantice por parte del ejecutivo el ejercicio de la función regulatoria bajo el espíritu de la Constitución de 1991 y que por ministerio de Las Leyes 142 y 143 de 1994 corresponde a las Comisiones de Regulación.

Lo anterior, con ocasión del proyecto de decreto “Por el cual se reasumen algunas de las funciones Presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones” el cual se publicó para comentarios en la página de la Presidencia de la República.

Para la CCENERGÍA el debate debe ser abordado desde lo técnico-jurídico, así como desde la evidencia histórica por medio de la cual se ha demostrado que la actividad de las comisiones garantiza una regulación técnica permitiendo al mercado eléctrico el nivel de madurez con el que hoy en día cuenta.

Basta con una valoración del mercado eléctrico con anterioridad a la actividad de la CREG y a la Ley 143 de 1994.

En dicho escenario se contaba con una prestación deficiente del servicio, totalmente centralizado, que hoy se caracteriza por contar con una variedad de actores y tecnologías para la prestación del servicio público, que ha aumentado de manera importante la cobertura del servicio a los hogares colombianos gracias a la expansión que tuvo lugar tras la inversión privada que posibilitó el hecho de contar con organismos independientes bajo el modelo de las agencias regulatorias dando estabilidad al mercado.

Desde el análisis jurídico, considera la CCENERGÍA de la mayor importancia resaltar que el Proyecto de Decreto podría adolecer de vicios de legalidad. Esto, en razón a la interpretación que se le podría estar dando a las facultades del Presidente de la República en materia de servicios públicos domiciliarios tal y como pasamos a comentar a continuación.

El artículo 370 de la Constitución establece que corresponde al Presidente de la República señalar con sujeción a la ley: (i) Las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios y (ii) Ejercer por medio de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, el control, la inspección y vigilancia de las entidades que los presten.

En concordancia con lo anterior el artículo 68 de la Ley 142 de 1994 dispuso que el Presidente de la República señalará: “(…) las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, que le encomienda el artículo 370 de la Constitución Política, y de los demás a los que se refiere esta Ley, por medio de las comisiones de regulación de los servicios públicos, si decide delegarlas, en los términos de esta Ley (…)”.

Surge entonces la pregunta de si lo que la Constitución y la Ley 142 de 1994 denomina como “políticas de administración y control de eficiencia” significa que el ejecutivo en cabeza del Presidente de la República puede regular aspectos como las tarifas del servicio público de energía eléctrica. La respuesta a juicio de la CCENERGÍA es que no.

Esto, debido a que:

(i) La Ley y la jurisprudencia distinguen lo que significa la actividad de regulación en cabeza de la CREG, que difiere sustancialmente de lo que significa la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios.

(ii) Si bien el Decreto 2253 de 1994 delegó en las comisiones de regulación la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domicilia[1]rios, dicho decreto dispone que esa delegación, para el caso de la CREG, se hace sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 2 del Decreto 1524 de 1994.

(iii) Por su parte el Decreto 1524 de 1994 en su artículo 2 dispuso expresamente que la CREG rea[1]lizará las funciones que le asignó el legislador por medio de la Ley 143 de 1994 en su artículo 20, lo que significa que las funciones de la CREG tienen rango legal y no necesariamente están asociadas a un acto de delegación.

Por su parte, la Ley 143 de 1994, en su artículo 20, estableció expresamente – con rango de Ley – las funciones que tiene la CREG. Dentro de tales funciones se destacan:

“c) Definir la metodología para el cálculo de las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, y los cargos por los servicios de despacho y coordinación prestados por los centros regionales de despacho y el centro nacional de despacho;

e) Definir la metodología para el cálculo de las tarifas aplicables a los usuarios regulados del servicio de electricidad;

f) Fijar las tarifas de venta de electricidad para los usuarios finales regulados. Esta facultad podrá ser delegada en las empresas distribuidoras, en cumplimiento de sus funciones de comercialización bajo el régimen de libertad regulada”.

De todo lo anterior se puede concluir técnicamente que, un aspecto es la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, y otro muy diferente la regulación de tarifas, la cual, no se comprende en el acto de delegación del ejecutivo, y por el contrario, fue una función que, dentro de las competencias constitucionales asignadas al legislador (Artículo 150 de la Constitución), le fueron asignadas con fuerza de ley a la CREG.

Finalmente, no hay que perder de vista que la actividad de la CREG nunca ha estado aislada del ejecutivo.

Por el contrario, a juicio de la CCENERGÍA, ha sido precisamente esa labor mancomunada entre las entidades que de alguna forma establecen las políticas de Estado (Minenergía, Minhacienda y DNP) y la CREG (de la cual hacen parte las entidades antes relacionadas), lo que ha permitido el desarrollo del mercado eléctrico colombiano, siendo esto un reflejo de que la distribución de competencias, la participación interinstitucional, y la independencia técnica, dan paso a mejores resultados respecto de otros esquemas en donde prima la centralización en la definición de las políticas y la actividad regulatoria.

Desde la Cámara Colombiana de la Energía tenemos la permanente disposición de trabajar de manera conjunta con el Gobierno Nacional para avanzar en el desarrollo del sector energético.

El Ministerio de Energía publicó en el Diario Oficial el Decreto Tarifario 7T de 2022, el cual fija el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal y de las instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios para el cuadrienio 2020-2023.

Este es el primer proceso de valorización cuatrienal realizado en el marco de la Ley 20.936, de 2016, donde se establece que el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios, será determinado por la CNE cada cuatro años en base a la valorización de las instalaciones

El Decreto 7T incorpora lo dispuesto en la Resolución Exenta N°18, de 19 de enero de 2023, de la CNE, que rectifica el Informe Técnico Definitivo de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el Cuadrienio 2020-2023.

El resultado de este decreto tarifario tendrá un impacto en la tarifa de los clientes finales y en la remuneración que deben percibir los propietarios de las instalaciones de los sistemas de transmisión durante el correspondiente periodo tarifario.

El proceso de Valorización de Instalaciones de Transmisión toma en cuenta la infraestructura existente y no las obras que provienen del proceso licitatorio asociado a los planes de expansión de la transmisión. Cabe destacar que, los nuevos proyectos de transmisión, necesarios para apoyar la expansión de energías limpias, están incorporados vía Plan de Expansión que realiza cada año la CNE, y sus ingresos dependen directamente de los valores adjudicados en las respectivas licitaciones abiertas y competitivas.

Para este proceso, se consideraron las instalaciones de transmisión cuya entrada en operación se verificó hasta el 31 de diciembre de 2017, declaradas en la Base de Datos entregada por el Coordinador Eléctrico Nacional.

Los valores que se fijaron son: Valor de Inversión (“V.I.”), la Anualidad del Valor de Inversión (“A.V.I.”), Costos de Operación, Mantenimiento y Administración (“C.O.M.A.”), Ajuste por Efecto de Impuesto a la Renta (“A.E.I.R.”) y Valor Anual de la Transmisión por Tramo (“V.A.T.T.”).

La toma de razón del Decreto 7T por parte de la Contraloría General de la Republica ratifica el acucioso trabajo profesional realizado por la Comisión Nacional de Energía en la elaboración del Informe Técnico, considerando el crecimiento y nivel de detalle de la infraestructura a ser valorizada, dando además por zanjadas las diferencias suscitadas en la industria con motivo de este proceso.

Participación

El proceso de Valorización consideró, de acuerdo a la Ley, la constitución de un Comité encargado de adjudicar y supervisar los estudios de valorización, integrado por representantes del Ministerio de Energía, de la CNE, de las empresas propietarias de instalaciones de los sistemas de transmisión nacional y zonal, de los clientes libres y del Coordinador Eléctrico Nacional.

Además, las empresas inscritas en el Registro de participantes y usuarios e instituciones interesadas concurrieron a la presentación de los estudios por parte de los consultores, instancias en las cuales pudieron realizar observaciones a los informes correspondientes y posteriormente observar el Informe Técnico Preliminar de la Comisión.

Creg101 034A -2022

Días atrás, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti, reveló que prevista que eólica participe en la licitación de renovables y almacenamiento RenMDI (ver nota), pero que la decisión cambió a raíz de que se le planteó que se los deje participar a tales proyectos y que luego el gobierno decida la asignación en base a la competitividad del precio ofertado. 

Desde el sector eólico se hicieron eco de dichas declaraciones y tanto desde la Cámara Eólica Argentina (CEA) como de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) conversaron con Energía Estratégica y coincidieron que los parques renovables compuestos por aerogeneradores podrán competir en casi todas las regiones previstas. 

“Salvo en Tucumán, donde prácticamente no hay viento para los aerogeneradores, en Chaco, Formosa y Misiones donde hay pocas zonas, en todas puede competir y a muy buen precio. Incluso, a futuro, miremos los parques híbridos, buscando alternativas para mejorar la producción y costos”, sostuvo Héctor Pagani, presidente de la AAEE. 

“La sustitución de generación forzada por renovables es un proceso virtuoso, ayuda a continuar por la senda de los compromisos asumidos. Y para la eólica constituirá un gran desafío porque uno imaginaba un rango mayor de potencia adjudicable, pero el factor de capacidad y los precios son muy buenos, por lo que habrá proyectos presentados”, afirmó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA.

Asimismo, ambos especialistas concordaron que es una buena iniciativa y que debe ser vista como un paso adelante en el desarrollo del sector, mientras se avanza en la construcción de más líneas de transmisión, y por ende más capacidad de transporte disponible, que permitan la inserción de nuevos proyectos renovables. 

Como también se ve como una oportunidad para que los fabricantes nacionales hagan una “reingeniería en el negocio” y puedan competir en algunas propuestas que se presenten, siempre y cuando sobrepasen el reto de cumplir con el cronograma establecido y realizar, en tiempo y forma, la compra de aquellos materiales que no se fabrican en el país. 

Justamente, otro de los puntos que hicieron eco en la industria energética argentina fue el período asentado para la presentación de las ofertas, a tal punto que Yanotti que “los plazos son acotados pero que habrá ofertas suficientes”. 

Tanto Ruiz Moreno como Pagani también abordaron dicho tema y no descartaron la posibilidad de haya solicitudes de prórroga, considerando que el llamado estará abierto hasta el hasta el 15 de marzo del corriente año y que la adjudicación está pautada para el 24 de mayo. 

“Muchos actores ya tienen los proyectos prácticamente armados, pero aquellos que no lo tengan, seguramente pedirán prórroga. Pero desde ya hay que pensar en el desarrollo de una logística para tener un cronograma bueno y que no haya tiempos muertos”, afirmó el presidente de la AAEE. 

“Los plazos son exiguos y es muy probable que, desde el ámbito de algunas asociaciones, se hagan o hagamos presentaciones en ese sentido para tener prórroga, ya que para conocer bien todo el proceso, debería haber una extensión de tiempo razonable para las presentaciones”, complementó el general general de la CEA.  

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha convocado una nueva subasta de expansión para la asignación de obligaciones de energía firme (OEF), entre generadores de energía, desarrolladores de proyectos inversionistas, con el fin de garantizar el abastecimiento futuro de energía eléctrica a precios eficientes -VER RESOLUCIÓN  AL PIE-.

El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) será el encargado de realizar este año dicha subasta, para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028, y en la misma podrán participar todas las personas jurídicas, personas naturales o agentes que representen comercialmente plantas o unidades de generación de energía existentes, existentes con obras, especiales y nuevas.

Las empresas, que participen voluntariamente en esta subasta, se comprometerán a la puesta en operación de los proyectos de energía en la fecha especificada en la convocatoria de la subasta.

Además, adquieren el compromiso de generar la obligación de energía que les sea asignada en la subasta durante las épocas de sequía (o de condición crítica del sistema), para asegurar la prestación continua del servicio a todos los usuarios del país que están conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Para poder participar en la subasta convocada por la CREG, el agente, desarrollador o inversionista debe presentar un certificado de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) donde conste que la planta o unidad de generación cuenta con concepto de conexión al SIN.

Así mismo, los participantes en la subasta deberán presentar una garantía financiera que asegure la entrada en operación comercial en la fecha establecida por las mismas empresas, y que se podrá ejecutar si no se cumple dicho compromiso.Adicionalmente las empresas deben remitir el cronograma de construcción del proyecto de generación de energía, para auditar el avance del mismo.

Para aquellas plantas o unidades de generación con obligaciones que entren en operación comercial antes del 1 de diciembre de 2027, la CREG estableció como incentivo el que puedan empezar a recibir la remuneración del cargo por confiabilidad asignada desde su entrada en operación, sin modificar la fecha de finalización de las obligaciones de energía adquiridas en la subasta.

La subasta de expansión del cargo por confiabilidad para la asignación de obligaciones de energía firme es un mecanismo que opera desde diciembre de 2006 para asegurar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica a los usuarios del SIN y dar protección ante los altos precios de energía esperados en épocas de hidrología baja.

Esta subasta de asignación de obligaciones de energía firme convocada por la CREG corresponde a la cuarta de este tipo que se realiza en el país, para lo cual la Comisión se ha fundamentado en las lecciones aprendidas y mejores prácticas de los procesos anteriores.

Tanto en México como en muchos países latinoamericanos, las instalaciones de generación distribuida están creciendo año tras año. Estos sistemas no sólo generan un beneficio económico para sus usuarios, sino que alivian las redes de transporte, muchas veces congestionadas. No obstante, en muchos países una barrera para avanzar con este tipo de proyectos es el acceso al financiamiento.

Para dar respuesta a esta coyuntura, Enlight, una empresa con 12 años de trayectoria y con un gran volumen de potencia solar instalada en Generación Distribuida, presentó su nuevo vehículo de financiamiento para proyectos fotovoltaicos dirigidos a autoconsumo y almacenamiento de energía, llamado Net Zero Fund, enfocado principalmente al sector industrial.

En una entrevista con Energía Estratégica, Oscar García, Chief Growth Officer, de la firma, destaca: “Queremos impulsar fuertemente la transición energética a nivel regional con un fondo de financiamiento que tiene un valor de 50 millones de dólares en esta primera etapa”.

Los esquemas de operación del Fondo de Inversión

García destaca dos líneas a las que se enfoca el fondo. Por un lado, para los proyectos fotovoltaicos en generación distribuida (hasta 499 kW de capacidad, según la legislación) es a través de un Power Purchase Agreement (PPA) Onsite: acuerdo de compraventa de energía a largo plazo entre un productor de energía renovable y un consumidor.

Esto significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico instalado en su inmueble, sino la energía solar que este genera. Es al final del contrato cuando el sistema puede pasar a ser propiedad de la empresa. 

García asegura que este acuerdo con Enlight permite al usuario un ahorro de hasta el 30% en la factura eléctrica sin inversión inicial, gracias a la energía que la empresa autoconsume y adquiere a un precio inferior a la que paga de la red eléctrica.

Por otra parte, el segundo esquema, como parte del impulso a los sistemas de almacenamiento de energía, es Storage as a Service (SaaS).

El referente de Enlight explica que las industrias que operan con tarifa horaria podrán captar, almacenar y consumir eficientemente la energía sin una inversión inicial, mientras obtienen ahorros en su factura eléctrica de hasta el 15% con un contrato de servicio para reducir picos de demanda y realizar desplazamiento de carga.

A la par, las industrias tienen la posibilidad de pagar un servicio de almacenamiento en el cual existe un respaldo de energía ante intermitencias en la red, sin importar su tarifa de operación. Con esto, se asegura la continuidad operativa, y se evitan costos operativos asociados a mermas, equipos dañados u horas no productivas debido al respaldo proporcionado por la energía de los BESS (Battery Energy Storage Systems).

La agresiva amortización de los equipos

De esta forma, Enlight- que ya cuenta con 20 MWh de capacidad de almacenamiento instalados y 36 MWh más en construcción-, apuesta por un mercado mexicano tecnológico, sustentable y encaminado hacia la electrificación económica.

El consumidor industrial podrá comenzar a ahorrar en los costos de la electricidad desde el inicio del contrato y a coste cero, ya que el proyecto será financiado por el fondo de financiamiento y Enlight será el responsable de la instalación del sistema y de su operación y mantenimiento (O&M) durante el plazo del contrato.

En concreto, al calcular la amortización de los equipos comprados por los usuarios, García, aclaró: “Son retornos de inversión bastante agresivos de entre tres y cuatro años. Y son equipos que tienen una vida útil de mínimo 25 años. Entonces regresan tu inversión en tres años y todo lo demás es ahorro”.

Las exigencias del marco regulatorio

Desde el sector aseguran que los últimos tres años han sido turbulentos ya que se han establecido reglas del juego más estrictas a la hora de controlar la calidad de las instalaciones.

Con esta medida, se busca garantizar que todas las empresas proveedoras del servicio cumplan con mínimos requisitos de instalaciones y los límites de potencia (500 KW pico en corriente alterna).

De todas formas, la generación distribuida creció exponencialmente, valora García. Según el análisis del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN), podría darse un crecimiento estable y fuerte de un 500% a finales del 2036.

“En un escenario reservado, la capacidad instalada actualmente es de alrededor de 2,5 GW pico y para 2036 se estima que llegarán a los 11 GW. Siendo más optimistas, llegaría a 16 GW. Entonces, hay un crecimiento estable a nivel regulatorio con un fuerte impulso para la generación distribuida en el país”, comentó el empresario.

La gran apuesta de Enlight

En el marco del crecimiento vertiginoso que ha tenido el mercado, la empresa apuesta a seguir incrementando el escenario actual en los próximos años.

La generación y uso de energía eléctrica a partir de fuentes renovables representan una solución viable para contrarrestar las emisiones mundiales de dióxido de carbono relacionadas con la energía, las cuales alcanzaron su nivel más alto en 2021 al aumentar un 6%, hasta alcanzar las 36,300 millones de toneladas, según la Agencia Internacional de Energía (AIE). 

Los esquemas de financiamiento que ofrece Net Zero Fund para los sistemas de paneles solares y el almacenamiento de energía son una solución que permitirá que las grandes industrias puedan generar y almacenar su propia electricidad, aprovechando la energía solar.

En esta línea, Oscar García, enfatizó: “Siempre tratamos de estar a la cabeza de esta transición energética. Somos una empresa bastante sólida y queremos seguir siéndolo, acompañando a los clientes en el cambio hacia las renovables”.

“Con las tecnologías limpias, la industria al final gana, porque se fortalecen los procesos y servicios de las empresas y se genera más competitividad”, agregó.

Cabe destacar que, si bien el 90% de las instalaciones de la corporación se encuentran en México, tienen una fuerte presencia en Chile. Además, han sido elegidos por clientes multinacionales en Perú, Panamá y Costa Rica, entre otros. En total, cuenta con más de 8 mil clientes a nivel global.

La provincia de Misiones avanza con su Programa de Inserción de Energías Renovables, a la par que aguarda respuesta de la Secretaría de Energía de la Nación por su pasada adhesión a la ley de generación distribuida, la cual no es reconocida a nivel nacional.

Tras haber instalado 100 kits de paneles solares durante el primer año del lanzamiento de dicho plan y ya llevar alrededor de 205 sistemas en todo el territorio provincial, desde la Secretaría de Estado de Energía se plantearon nuevas para el corriente año.

“Extendimos el Programa a 300 kits y el objetivo para el 2023 es instalar otros 100 equipos fotovoltaicos. Las licitaciones para la adquisición de los equipos estarían saliendo a finales de febrero y con las instalaciones que ya tenemos, se produjo un ahorro anual estimado es de 44000 litros de combustible y 118 toneladas de dióxido de carbono”, detalló Paolo Quintana, ministro de Energía de Misiones, en conversación con Energía Estratégica.

“Es un logro avanzar en ese programa, donde trabajamos con los centros de atención primaria de salud, destacamentos policiales, comunidades aborígenes, personas con vulnerabilidad energética y pequeños productores rurales”, agregó.

Asimismo, cabe recordar que Misiones prepara nuevas licitaciones para instalar más parques renovables, considerando que ya tiene 52 MW solares en construcción y otros 12 MW de proyectos en etapa de pre – pliego, para los cuales se planean convocatorias a partir del próximo mes y continuar de forma escalonada durante el transcurso del año.

Mientras que por el lado de la biomasa, cuenta con varios emprendimientos de 3 MW por parte del sector privado y, el gobierno provincial se encuentra en etapa de análisis para realizar dos parques de 15 a 20 MW de capacidad cada uno.

Estado de la generación distribuida
Misiones cuenta con su propia Ley XVI – N.º 118 referida al balance neto, micro generadores residenciales, industriales o productivos, que data del año 2016, es decir, previa a la sanción de la Ley ° 27424.
Por lo que una vez que se reglamentó el régimen de fomento a la generación distribuida, la provincia adhirió “de manera supletoria y no integral”, aunque muy similar a la normativa nacional, con ciertas particularidades en los aspectos jurisdiccionales o fiscales – económicos.

“Luego salió la aclaración de que en la adhesión era recomendable la derogación de toda la reglamentación preexistente y, por ende, quedamos en ese gris. Pero en base a eso, el estado nacional considera que no adherimos, siendo que sí lo estamos”, explicó Quintana.

“Desde el 2020 solicitamos a Nación que lo contemplen y que nos digan el por qué de la negativa, pero hasta el momento no tuvimos respuesta cuando, en su lugar, podríamos trabajar en la provincia para ingresar a la ley N° 27424”, continuó.

El 15 y 16 de febrero en Ciudad de Panamá, LONGi participó como patrocinador oro en la cuarta edición de Renpower América Central & el Caribe, donde se evaluaron las medidas y estrategias que continúan catalizando la transición energética de este bloque de países.

Dos días, ocho sesiones, más de 12 horas de contenido y aproximadamente 20 ponentes expertos para informar y debatir sobre el desarrollo de las energías renovables, así se vivió el evento organizado por Euroconvention Global.

Durante la sesión, Antonio Morales, Sr. Sales Manager Utility México, Centroamérica y Caribe de LONGi Solar, expuso en el panel «Ejecución de proyectos renovables en Centroamérica y el Caribe – Tecnologías innovadoras y O&M», donde destacó por qué LONGi es un referente en I+D para el sector fotovoltaico, con productos de ultra alta eficiencia que se adaptan a las necesidades de los clientes y que no tienen paragón en el mercado.

LONGi, líder mundial en la fabricación de módulos y celdas fotovoltaicas monocristalinas, refrenda su compromiso con el desarrollo energético de la región, aportando su tecnología y conocimiento para alcanzar la equidad energética global.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de » Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno.

La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com/mx

Vestas, líder mundial en diseño, fabricación, venta, instalación y mantenimiento de turbinas eólicas, tiene indicadores optimistas, sobre todo comparados con datos de la industria, acerca de la participación femenina en la industria.

Estudios recientes de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) señalan que las mujeres representan solo el 32 % de la mano de obra mundial en el sector de la energía renovable y el 21 % en la eólica.

Cuando se trata de roles en ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas (STEM por sus siglas en inglés), estos números son aún más bajos: 28% y 14%, respectivamente.

Se estima que, solo uno de cada cinco cargos de liderazgo en el sector de la energía está ocupado por mujeres, según el World Economic Forum’s Global Gender Gap Report 2022. Y esta data corresponde a 14 años de aumentos anuales consecutivos, según la Agencia Internacional de la Energía (IEA) sobre la diferencia de género.

En Argentina

Este 11 de febrero se celebró el Día Internacional de las Mujeres y las Niñas en las Ciencias. Y como resultado de su movimiento integrativo, Vestas alcanzó la cifra de 13% de mujeres ocupando cargos de liderazgo en Argentina, superando la meta global del grupo para 2025.

Vestas ha realizado una serie de acciones para promover la cultura de la diversidad y educación en la compañía, que va desde el proceso selectivo, hasta el día a día operacional. Recientemente, junto con EDP Renováveis, la empresa realizó en Brasil (Rio Grande do Norte) el primer programa de calificación profesional. La iniciativa, llamada «Keep it Local», en colaboración con el SENAI de la región, formó a 25 personas- de esas, más de la mitad son mujeres- para poder operar y mantener parques eólicos.

«La falta de diversidad es una cuestión estructural del mercado laboral. Y en América Latina tenemos diferentes culturas, lo que crea más barreras. Vestas ha trabajado de forma revolucionaria en ese aspecto, pues la necesidad y la importancia de la inclusión no están solo en el papel, sino que permean acciones constantes del liderazgo», señaló Amanda Figueiredo da Silva, Head de Construcción en Brasil.

El pasado 2 de febrero hubo un evento muy importante en Puerto Peñasco en el marco de la presentación del Plan Sonora, que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina.

Fuentes del gobierno anunciaron que ya han iniciado 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.

Se trata de la promesa de una serie de megaproyectos que generarían potencialmente riqueza y desarrollo en una era de transición hacia las energías renovables.

En su etapa final tendrá una superficie de 2 mil hectáreas y una capacidad de 1 GW, en cumplimiento de los compromisos de México para combatir el cambio climático.

Sin embargo, la Doctora Guadalupe Correa, profesora de George Mason University expresa su preocupación por las implicancias que puede traerle a México esta mega obra, en diálogo con “La Octava”: “Son muchos los recursos que se necesitan para la inversión de varios proyectos en el marco del Plan Sonora y tenemos muy poca información”. 

“No tenemos un claro estudio de impacto ambiental, ni un análisis costo beneficio que nos permita evaluar el gasto versus lo que va a dejarle a la sociedad mexicana y en particular a las comunidades de Sonora”, agrega. 

Los objetivos del megaproyecto 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.

La millonaria inversión que endeudaría a México

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.

En efecto, el Gobierno anunció que será en los próximos meses el principal generador de las nuevas iniciativas de electromovilidad en el país. 

Según la especialista, se trata de una cantidad de dinero muy importante para el país pero que no tiene la tecnología necesaria para llevarlo adelante. 

“Es un tema muy delicado y complejo. Al no tener los recursos el país tiene que recurrir a deuda. Endeudarnos siempre nos coloca en una situación de mucha vulnerabilidad con economías como la de Canadá o los Estados Unidos”, advierte

“México podría quedarse endeudado en un mercado muy riesgoso. El mercado de las energías renovables hoy por hoy potencialmente es muy importante pero no sabemos realmente a mediano plazo qué es lo que va a pasar”, añade. 

Además, a la letrada le preocupa la electricidad que se requiere para operar esta planta y asegura que el plan deja más dudas que certezas. “Se nos prometen empleos, una integración en las cadenas de suministros, mayor profesionalización de los jóvenes y mayor acceso a tecnología sin anticipar cuál será el costo”, enfatiza.

En este sentido, argumenta: “¿Esto realmente le va a hacer bien a la población o solamente a una élite de políticos y de empresarios mexicanos que negocian con potencias como Canadá y Estados Unidos? Queremos conocer los problemas de medio ambiente e inestabilidad social que traerá el proyecto”.

Tal y como lo anunció el Gobierno mexicano con “bombos y platillos”, se inaugurará la primera planta fotovoltaica en conjuntar energía solar y un sistema de almacenamiento de energía en baterías de 192 MW. 

También, contará con 4 subestaciones eléctricas y 648 km circuito de 5 líneas de transmisión aéreas. Esto equivale a tener como beneficio 2278 GW hora de producción anual (500 mil hogares con suministro de energía eléctrica).

No obstante, la planta solar que se propone ser la más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, integra sólo la primera parte de un proyecto inmenso en el cual se esperan muchas otras obras pero aún no está claro cuántas más, ni cómo se financiarán.

Para Correa, el plan energético considera la generación de energía solar y eólica, la producción de semiconductores, el desarrollo de la industria del gas natural licuado y la desalinización del agua (para su venta a Estados Unidos), entre otros proyectos potenciales.

Por ello, la especialista asegura que el Plan convertiría a México en maquilador de energía y otros productos nuevos (como semiconductores, baterías de litio y otras piezas para autos eléctricos). 

“También, lo transformaría en proveedor de materias primas nuevas y recursos estratégicos, como el litio, las tierras raras y fundamentalmente de agua—a través de la construcción de una desalinizadora de agua en Puerto Peñasco, Sonora”.

De esta forma, vislumbra que la desalinizadora tiene como objetivo abastecer del líquido vital a los habitantes de Arizona, principalmente a la región de Phoenix.

Además, se planea que se construya una línea de transmisión de 315 km de longitud que vaya de Puerto Peñasco a Mexicali, en un nivel de tensión de 400 kV, con vistas a una próxima interconexión eléctrica entre el sistema interconectado nacional y el sistema Baja California. 

En conclusión, la especialista enfatiza que el gran proyecto no solo endeudaría bastante a México sino que también lo haría mucho más dependiente de Estados Unidos y del Norte Global en general.

Verano Energy, empresa líder en energías renovables en Latinoamérica, está desarrollando un ambicioso proyecto en Perú, concretamente en la localidad de Majes, donde ya se ha obtenido la aprobación ambiental (DIA), arqueológica (CIRA) y su conexión de preoperabilidad, todo ello en aproximadamente 2 años.

El proyecto de 100 MW, separado en dos fases de 50 MW cada una, está actualmente a punto de entrar en su concesión final de generación y transmisión de energía.

Se estima que la construcción comenzará en 2024, con la participación de aproximadamente 150 personas en la construcción y 8 personas en seguridad y mantenimiento, y como en todos los proyectos de Verano, con preferencia de puestos de trabajo para la población local.

Si todo va según lo previsto, a mediados de 2025 estará en su primera fase de funcionamiento, generando 120 GWh al año, equivalentes al consumo anual de 100.000 hogares.

«Estamos muy contentos porque es la primera aprobación de impacto ambiental que tenemos en Perú. Ahora estamos trabajando en los últimos permisos menores y buscando un PPA (Power Purchase Agreement) para avanzar con la construcción», dijo Dylan Rudney, CEO de Verano Energy.

Por otro lado, añadió Dylan Rudney, «cuando el proyecto esté operativo, generará tecnología 100% verde y no contaminante. También creará puestos de trabajo estables, tanto directos como indirectos, durante la fase de construcción y los 30 años de funcionamiento».

El socio inversor de este gran proyecto es Yinson Renewables, una empresa que forma parte del grupo Yinson Holding Berhad -compañía de infraestructuras y tecnología energética, que se creó en 2019 para convertirse en uno de los principales IPP de energías renovables de todo el mundo-.

«Es una gran noticia que hayamos alcanzado este hito clave para el proyecto», dijo Gareth Swales, Vicepresidente Senior de Yinson Renewables. «Ahora esperamos avanzar hacia las siguientes fases de ejecución del proyecto», añadió.

Fundada en 2012, Verano Energy cuenta con una amplia experiencia en diversos aspectos del desarrollo de proyectos renovables en América Latina, incluyendo el diseño, la financiación, la construcción y la gestión de activos. En los últimos años, la compañía también ha adquirido proyectos solares para aumentar su cartera.

De esta manera, el proyecto Majes en Perú se suma a un centenar de iniciativas similares en otras partes de Perú, Chile, Colombia y Argentina, que buscan aumentar la generación de energías renovables y así sumar acciones más amigables con el planeta.

La Conferencia Internacional de Energías Renovables en España (SPIREC) y la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, GENERA 2023, convertirán a Madrid en la capital mundial de las energías renovables, con la participación de representantes gubernamentales, empresariales, académicos, expertos en el desarrollo internacional de las energías renovables.

Del 20 al 23 de febrero, el Recinto Ferial IFEMA MADRID albergará ambas citas, con una amplia programación de conferencias, mesas redondas y jornadas técnicas para debatir sobre las mejores políticas públicas, iniciativas privadas y experiencias de impulso a las energías renovables en todos los niveles, así como áreas de exposición y networking para profesionales.

La celebración de ambas convocatorias se da en un momento en que España se sitúa en el octavo puesto de los países con mayor atractivo inversor en energías renovables, según un informe de Renewable Energy Country Attractiveness Index.

En tanto, el Informe sobre la Situación Mundial de las Energías Renovables 2022 (GSR2022), elaborado por REN21, resalta que en los últimos dos años ha batido además récords de nueva instalación solar y más que duplicado las cifras de autoconsumo.

GENERA 2023, organizada por IFEMA MADRID, con el apoyo del Ministerio para la Transición

Ecológica y el Reto Demográfico, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), presenta este año un vigoroso crecimiento de todos sus parámetros congregando a 385 expositores directos, de 21 países, a lo largo de 18.000 m2. de exposición.

GENERA se completa su la celebración de un programa de Jornadas Técnicas, que reunirá a expertos del sector para analizar y debatir sobre cuestiones tan relevantes como la transición energética y nuevos modelos a partir de las comunidades energéticas; el almacenamiento energético; el hidrógeno verde; autoconsumo, y los procesos de descarbonización en el sector.

La feria también acoge una serie de sesiones informativas y presentaciones de producto enmarcadas en FORO GENERA que abordarán nuevos desarrollos industriales, tecnológicos, y esquemas de financiación, entre otras propuestas. A ello se suma el FORO GENERA SOLAR, organizado junto a la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) que pondrá el foco en la descarbonización en el ámbito rural, y en el impulso de energías renovables en el contexto de inflación creciente, y otros temas.

SPIREC, una oportunidad para el fomento de energías renovables en todos los niveles

Bajo el lema «Renovables para las personas», la Conferencia Internacional de Energías Renovables en España (SPIREC) se celebrará del 20 al 23 de febrero en IFEMA MADRID y atraerá a más de mil visitantes y a unos 125 ponentes. La Conferencia comenzará con una ceremonia inaugural de primer nivel con la presencia del presidente del Gobierno, Pedro Sánchez; la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera. Además participarán en el acto,  la comisaria europea de Energía, Kadri Simson, el director general de IRENA, Francesco La Camera, o Achim Steiner, administrador del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), entre otras personalidades. El programa incluirá 25 sesiones paralelas repartidas en 5 bloques temáticos:

Entre los principales participantes en SPIREC figuran representantes de los gobiernos de Australia, Rumanía, Países Bajos, Uruguay y Zimbabue, la Comisión Europea, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI), la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), The Clean Energy Council y otras importantes organizaciones como New Energy Nexus y Vestas.

Bloque 1 – Suministro estable de energía, seguridad energética y autonomía con energías renovables. Este bloque abarcará temas como la seguridad del abastecimiento energético en el suministro de materiales y tecnología, el desarrollo de infraestructuras y el fortalecimiento de las cadenas de suministro mundiales, regionales y locales.

Bloque 2 – Renovables: satisfacer la demanda energética en todos los sectores. Analizará cómo satisfacer la creciente demanda de energía en sectores no energéticos como la construcción, la industria, el transporte y la agricultura, así como las alternativas disponibles en combustibles.

Bloque 3 – Aprovechar la oportunidad: construir una nueva economía con energías renovables. Abordará la necesidad de impulsar avances industriales para acelerar la implantación de energías renovables.

Bloque 4 – Las personas en el centro: las energías renovables en el corazón de la sociedad. En este bloque se estudiará las formas de inspirar y generar confianza para que la transición energética sea algo factible para todos.

Bloque 5 – Innovación para acelerar y extender las energías renovables. Analizará maneras innovadoras de impulsar una transformación estructural en los procesos intelectuales, los modelos empresariales y soluciones creativas para una rápida expansión de las energías renovables.

Inteligente Artificial

La Conferencia también acogerá más de 20 actos organizados por instituciones y colectivos vinculados. Presentará un novedoso espacio llamado “Área de futuro” donde se utilizará la inteligencia artificial para despertar la imaginación de los asistentes, ofreciéndoles la posibilidad de trasladar a imágenes de forma inmediata su visión sobre un futuro en el que predominan las energías renovables.

La serie de Conferencias Internacionales de Energía Renovable (IREC) se organiza de forma bienal en varios países del mundo. La primera de ellas tuvo lugar en Bonn (Alemania) en 2004 y, desde entonces, miembros de gobiernos, la sociedad civil y el mundo empresarial de todo el mundo se reúnen periódicamente para debatir y aprender los unos de los otros, con el objetivo de impulsar una implantación rápida de las energías renovables.

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Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, instaló el primer panel solar de Guayepo I y II, el parque fotovoltaico en construcción más grande del país.

Con un avance de más del 28%, el proyecto tendrá una potencia instalada de 486,7 megavatios (MWdc), gracias a los más de 820.600 paneles que estarán distribuidos en 69 subcampos y un terreno de más de 1.110 hectáreas en Ponedera y Sabanalarga, en el departamento del Atlántico.

El panel instalado tiene una dimensión de 217 centímetros de largo, 130 centímetros de ancho y 3.5 centímetros de espesor, además de una capacidad individual de 595 vatios (W).

Igualmente, cuenta con tecnología de punta; es bifacial, lo que le posibilita absorber energía por ambas caras, y está ubicado sobre un sistema automático de estructuras metálicas, denominado tracker, que le permite girar y orientarse con el movimiento del sol para capturar sus rayos durante todo el día y optimizar así el proceso de generación de energía.

Según Eugenio Calderón, gerente de Enel Green Power Colombia y Centroamérica, “cada paso que damos en la construcción de nuestro parque solar Guayepo I y II significa una apuesta al desarrollo del Atlántico, pues generaremos más de 1.500 empleos locales durante el pico constructivo del proyecto.

Además, representa un aporte significativo para el proceso de descarbonización y transición energética que vive el país, considerando que este es el parque solar en construcción más grande de Colombia y que a través de él evitaremos la emisión de más de un millón de toneladas de CO2 al año”.

Otros avances presentados a la fecha

Enel Green Power también inició recientemente las actividades constructivas de la Subestación Elevadora Martillo, que tendrá un tamaño de 1,4 hectáreas y que recibe el mismo nombre del corregimiento en el que está ubicada. Aquí se instalarán los dos transformadores que tienen la función de recibir la energía eléctrica generada por los paneles solares.

De manera simultánea, comenzó la adecuación de la línea de alta tensión de 500 kilovoltios y una longitud de 10 km de tramo aéreo. Esta estará conformada por dos pórticos y 27 torres, que pasarán por La Retirada, Cascajal y el barrio Cascajalito en Sabanalarga.

Cabe destacar que la construcción de esta infraestructura es de gran relevancia para garantizar el funcionamiento del parque solar, pues a través de la línea de alta tensión se transportará la energía producida en el parque hasta la subestación eléctrica de interconexión, para que la energía pueda ser inyectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

En el marco del proceso de descarbonización de la matriz energética nacional y buscando disminuir el riesgo de pérdida de energías renovables ante la falta de capacidad instalada de transmisión que se observa en el país, la empresa de transmisión eléctrica Transelec realizó importantes obras de ampliación y mejoramiento en la línea de 220 kV Tineo – Puerto Montt y sus subestaciones, en la Región de Los Lagos.

Este proyecto toma especial relevancia ante el aumento de participación de las energías renovables no convencionales (ERNC) en los últimos años, las que llegaron a más del 40% de la capacidad instalada en febrero de 2023 en el país. Sin embargo, parte de esa energía se pierde por no contar con infraestructura suficiente para su transporte o almacenamiento, problema conocido como vertimiento. En 2022 se dejaron de utilizar del orden de los 1.400 GWh, es decir, tres veces más de lo que se perdió en 2021.

Ante estos desafíos, Transelec se encuentra trabajando en soluciones de corto, mediano y largo plazo, para dotar de mayor capacidad a la infraestructura de transmisión ya existente.

Una de estas soluciones son las mencionadas obras, proyecto que consistió en el cambio de casi 50 kilómetros de conductor por uno nuevo que permite transportar más energía (subió de 193 megavoltamperio (MVA) a cerca de 420 MVA, medidos bajo altas condiciones de temperatura).

Así lo explicó Marcelo Concha, jefe de proyectos de Transelec: “Esta ampliación nos abre la puerta a más energías renovables no convencionales. En la Región de Los Lagos, particularmente, se están construyendo bastantes parques eólicos y la inyección de esas energías van a pasar por esta línea de transmisión”.

Las obras también consideraron el reemplazo de los transformadores de corriente en la instalación de Puerto Montt y de todo el equipamiento primario en las dos subestaciones que abarca este proyecto, realizado entre las comunas de Llanquihue y Puerto Montt, para adaptar los recintos a la nueva capacidad del tramo.

“Este tipo de avances para el sistema eléctrico refleja nuestro compromiso con la transición energética en la zona y el país y se suma a otras medidas proactivas, como el uso de metodologías inteligentes que permiten también aumentar la capacidad de las líneas existentes, a proyectos de mediano plazo como es la incorporación de sistemas de almacenamiento y, como siempre la generación de propuestas pensando en el desarrollo del sistema eléctrico como conjunto”, explicó Marcelo Concha.

Cabe destacar que las labores de reforzamiento en Tineo – Puerto Montt tuvieron la mínima intervención de los trabajos en las estructuras y cimientos de la línea existente y se mantuvo siempre uno de los circuitos en servicio, es decir, sin desconexión de suministro. Además, todas estas obras de ampliación del sistema de transmisión en Los Lagos quedaron en servicio de manera anticipada ocho meses antes de lo planificado.

Transmisión: la llave de la transición energética

Transelec, como la principal empresa de transporte de energía de Chile, puso en marcha la campaña comunicacional “Somos la llave para la transición energética en Chile”, con la que busca informar y concientizar a la ciudadanía respecto del proceso de descarbonización de la matriz energética que está siendo impulsada a nivel país y en el cual el rol de la transmisión es fundamental para alcanzar emisiones netas cero, reforzando la importancia de las energías renovables en la mitigación de la crisis climática. Quienes deseen conocer más sobre esta iniciativa pueden visitar www.transelec.cl/descarbonizacion

La nueva edición del International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV) pronostica importantes cambios para la industria de la energía solar pasada esta década.

Si bien reconoce que la tecnología tipo-P, con celdas PERC monocristalinas, gana en cuota de mercado al día de hoy y seguirá siendo dominante al menos durante los próximos 5 años, avizora algunos cambios al 2032.

Importantes mejoras en la eficiencia de tecnologías de tipo N, las TOPCon (Tunnel Oxidation Passivated Contacts) y HJT (Heterojunction Technology) se posicionarían como las favoritas al poco tiempo, llegando a conquistar más del 50% del mercado.

¿Estamos ante una nueva era de módulos? Si bien tecnologías como la heterounión o HJT basada en la celda dopada de tipo N tendrían unos cincuenta años, ITRPV destaca que ya se están desarrollando módulos con HJT de mayor potencia y con eficiencias que aumentarán del 22% actual hasta un 24% en los próximos 10 años, lo que los llevarían a ganar por sí mismos una cuota de mercado de alrededor del 10 % después de 2024 y cerca del 20 % para 2032.

¿Qué módulos están más expuestos a pérdidas por degradación? ¿Qué porcentajes de eficiencia mínimos se recomiendan? ¿Veremos con mayor frecuencia módulos bifaciales? Estos y otros temas serán abordados durante un nuevo webinar denominado HYPER-ION: la nueva era de módulos con HJT de Risen Energy.

Participarán como destacadas disertantes Vanderleia Ferraz, gerente de productos en Risen Energy, y Aura Rearte, especialista en energías renovables.

El video podrá verse en vivo en las cuentas de YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica a partir del miércoles 15 de febrero del 2023 a partir de las 10 am de Colombia, 11 am de República Dominicana y 12 pm de Chile.

Tanto la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) como la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) están realizado un trabajo titánico en el proceso de saneamiento del sistema eléctrico, tras la publicación de la Resolución 075.

“Hasta el momento hemos visto como positivos todos los cambios que se estuvieron dando”, opina Ximena Cifuentes Salazar, especialista en regulación de Óptima Consultores.

En diálogo con Energía Estratégica, la especialista valora que se han hecho ajustes “en línea con lo que los promotores y los inversionistas han comentado”.

Sin embargo, ahora resta que se den dos hitos clave en todo este proceso. Por un lado, que antes del 28 de este mes se emitan los conceptos de conexión para los proyectos que se han presentado para obtener un lugar en la red eléctrica.

Cabe recordar que se habían presentado 60 GW renovables y que se podrán adjudicar menos de 10 GW: como máximo una sexta parte de ellos. No obstante, hay incertidumbres acerca de si la UPME volverá a postergar esta fecha límite, tal como ocurrió en diciembre pasado, cuya fecha tope era el 31 de diciembre y se aplazó el proceso por dos meses más.

Para Cifuentes “no hay señales de que lo vayan a cambiar”. La especialista espera que esta vez se emitan los conceptos de conexión, de lo contrario “eso afecta a los inversionistas, que están a la expectativa y tienen estancado su cronograma esperando definiciones; y también para los que luego van a solicitar conexión, para saber si donde están interesados hay capacidad o no”.

Pero la consultora aclara que este hito del 28 de febrero debería ir acompañado de otro, que está necesariamente encadenado: la postergación de la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023, que “aún no se ha movido”.

“Es indispensable que se otorgue un plazo más, porque es solo un mes desde la emisión de los conceptos de conexión”, razona.

¿Qué quiere decir esto? Cifuentes explica que lo que ocurra el 28 de febrero con las asignaciones de proyectos repercutirá luego en la presentación de emprendimientos del 2023, ya que se terminará por saber dónde habrá capacidad de conexión y reestructurar los expedientes en virtud de esa oferta.

Indica: “Los estudios de conexión normalmente se realizan en plazos superiores a un mes. Además se necesita saber qué se asignó para ir con una certeza mayor del punto donde tú estás solicitando conexión. Si no es probable que presentes un proyecto en un punto donde ya no haya capacidad”.

Por tanto, la industria espera que en los próximos días la CREG emita un nuevo cronograma para mover la fecha del 31 de marzo. Para la jefa de regulaciones de Óptima Consultores debería extenderse por lo menos dos meses más esta fecha: hasta fines de mayo.

¿Qué esperar para la cohorte 2023?

Cabe recordar que estos más de 9 GW –y menos de 10 GW- que se están poniendo en juego este año corresponden a la convocatoria de asignación de capacidad del 2022.

¿Qué disponibilidad quedaría para el ciclo 2023? Por un lado, lo que termine por no asignarse el 28 de febrero. Por otro, “recordemos que ya salió un proyecto de resolución para aprobar el plan de expansión donde podría haber zonas donde se abra espacio para más capacidad, aunque sería fechas de puesta en operación superiores al 2024, de acuerdo al cronograma oficial”, observa Cifuentes.

Otro punto importante que destaca la especialista tiene que ver con proyectos a menor escala para la cohorte 2023: “Es muy probable que muchos se vayan a Sistemas de Distribución Local (SDL) donde es probable que se encuentre un poco más de espacio –proyectos de hasta 20 MW-; aunque no deja de ser incierto qué sucederá”.

Apetito inversor

Finalmente, consultada sobre las expectativas que están depositando las empresas tanto nacionales como internacionales por las renovables en Colombia, Cifuentes es categórica: “El interés está y se nota, sobre todo con los 60 GW que presentaron solicitud el año pasado”.

“Se esperaría que los inversionistas sigan buscando y que la resolución se torne más flexible para que los proyectos no sólo reciban la asignación sino que se puedan conectar al sistema”, se esperanza la joven especialista.

La Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, GENERA 2023, celebra los próximos 21 al 23 de febrero una potente y estratégica edición, alineada con el protagonismo de nuestro país como uno de los principales actores en el desarrollo de energías renovables a nivel mundial.

Organizada por IFEMA MADRID, con el apoyo del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, IDAE, GENERA 2023 presenta este año un vigoroso crecimiento de todos sus parámetros congregando a 385 expositores directos, de 21 países, a lo largo de 18.000 m2. de exposición.

Con estos excelentes datos, GENERA llega a sus mejores cifras dibujando la línea de crecimiento ininterrumpida desde 2018. En cifras, la participación total en GENERA (nacional + internacional) crece en un 45% respecto a 2022 y aún es más significativo el aumento de la superficie expositiva que en esta ocasión se extendió a lo largo de dos pabellones (8 y 10) incrementando la ocupación en un 70%.

Tras alcanzar una alianza con IFEMA, Energía Estratégica España estará presente en la feria internacional de renovables más importante con un stand exclusivo que estará equipado con cámaras para realizar entrevistas audiovisuales.

Energía Estratégica España forma parte del grupo Energía Estratégica, portal líder en energías renovables de Latinoamérica, y brinda cobertura específica para la Península Ibérica.

Actualmente es el portal de noticias con mayor producción de contenido propio sobre España en energías renovables.

No sólo publica artículos diarios sino que además cuenta con contenido audiovisual exclusivo, realizando entrevistas en su ciclo denominado ‘Protagonistas’ –la última realizada a EDP sobre hidrógeno y próximamente a LevelTen-; webinars –el último con JA Solar– y eventos virtuales: el último realizado el pasado 8 (enfocado a España) y 9 (para Europa –en inglés-) de febrero, bajo su sello Future Energy Summit (FES), en alianza con Invest In Europe.

Como hito, el próximo 4 de julio FES realizará su primer evento físico en Madrid, donde participarán expositores de primer nivel y se propiciarán espacios para networking.

La Secretaria Nacional de Energía (SNE) comunicó que la próxima reunión del Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE) será este jueves 16 de febrero del 2023 a las 10:00 am.

“El objetivo de la reunión es reportar los avances de la transición energética del país en los últimos 5 meses”, introdujo la SNE mediante un comunicado.

Ahora bien, como los miembros actuales del CONTE representantes del sector privado y academia ya han cumplido sus dos años en actividad, se requiere renovar la nómina con nuevos postulantes no gubernamentales.

Es por ello que, en el marco de la reunión de esta semana, también se despedirá al primer grupo de miembros, quienes han colaborado en el CONTE para la implementación de la Agenda de Transición Energética del país y luego se convocará a nuevos miembros.

Al respecto, es preciso recordar que el pasado 2 de febrero de 2023 fue publicada en Gaceta Oficial la Resolución No. MIPRE-2023- 0004167, por medio de la cual se oficializa la apertura del segundo periodo de postulación para los nuevos representantes del sector privado y académico ante el Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE).

SNE llama a gremios y sectores privados a postular nuevos miembros para el CONTE

¿Qué temas deberán tratar? En síntesis, aquellos contemplados en los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2020-2030 como ser Acceso Universal, Generación Distribuida, Eficiencia Energética, Movilidad Eléctrica, Innovación del SIN e Hidrógeno Verde.

Otros temas que podrían ponerse sobre la mesa serán nuevas licitaciones de energía a largo plazo, la figura de un comercializador independiente, fondos para nuevos proyectos de generación distribuida, autoconsumo virtual y pilotos de hidrógeno verde.

Esos y otros debates deberán darse alineados al cumplimiento del objetivo de la Agenda 2030 destinado a “incrementar la cuota de energías renovables” a pesar de que implique grandes retos en todos los elementos de la matriz energética: generación, transporte, distribución y consumidores.

Es por ello que desde Energía Estratégica animamos a que asociaciones civiles y cámaras empresarias del sector energético renovable presenten ternas con sus candidatos más representativos que coincidan con los criterios de selección citados en la web de la SNE.

A partir de allí, participar es muy sencillo. Sólo es preciso enviar una nota a la SNE al correo: infoenergia@energia.gob.pa, incluyendo la hoja de vida de los candidatos y las razones por las cuales desean participar como representantes del CONTE.

A lo largo de sus 17 años en EPE, Ángela se ha desempeñado en diferentes áreas. Ingresó a EPE como Asesora en agosto de 2005, en la denominada plantilla inicial de EPE. Posteriormente, fue admitida mediante concurso público como Analista de Investigación en Energía en agosto de 2010 y en febrero de 2014 fue nombrada Superintendente Adjunta de la Superintendencia de Planificación de Generación. En enero de 2017 fue asignada a la Presidencia, actuando inicialmente como Asesora de la Presidencia, y en mayo de 2019 como Jefa de Gabinete de la Presidencia. Desde mayo de 2020 es Directora de Gestión Corporativa y TI de EPE. 

En EPE, Angela también coordinó y desarrolló varios estudios de planificación de generación. Coordinó el grupo de metodología para la validación de los modelos computacionales utilizados para la planificación y programación del sistema eléctrico (CPAMP) y tuvo una importante participación en la dinámica de las subastas de energía nueva desde 2005.

Previo a la EPE, fue ingeniera de la Gerencia de Planificación de la Operación del Operador del Sistema Eléctrico Nacional – ONS de 2001 a 2005 y de 1997 a 2001 y fue Investigadora Contratada, Becaria de Maestría y Pasante del Programa de Estudios Energéticos de la Energy Research Centro Eléctrico de Eletrobras – CEPEL.

Ángela es Licenciada en Ingeniería Civil por la UFRJ, Maestría y Doctorado en Ingeniería Civil con especialización en recursos hídricos y medio ambiente por la COPPE/UFRJ. Realizó un doctorado sándwich en la Universidad de Harvard en el Programa de Sostenibilidad de la Escuela de Gobierno Kennedy de Harvard, habiendo sido becaria Fulbright/CAPES en el mismo período y continuó como investigadora asociada en la misma Universidad hasta 2016. Hasta marzo de 2020, Angela también se desempeñó como consultor técnico de la Universidad de Florida en una red interdisciplinaria que estudia las represas amazónicas.

Ángela es la primera mujer en asumir la presidencia y permanecerá en el cargo hasta que el nuevo presidente tome posesión por parte de la Junta Directiva, sin perjuicio de sus atribuciones como Directora de Gestión Corporativa.

Cambios en la presidencia de la EPE

Este viernes 10/02, Thiago Barral presentó una solicitud formal de renuncia al cargo de Presidente de la Empresa de Investigación Energética (EPE) al Directorio de la empresa para asumir el cargo de Secretario de Planificación y Transición Energética del Ministerio de Minas. Energía (MME), publicado en el Diario Oficial de la Federación. Empleado de carrera en EPE, Thiago Barral forma parte del equipo de la empresa desde hace 15 años, manteniéndose al frente de la presidencia de EPE durante los últimos cuatro años.

Ante la vacancia del cargo, y siguiendo los lineamientos contenidos en los Estatutos de EPE, correspondió a la Junta Directiva designar al presidente interino, quien deberá ser elegido entre los miembros actuales de la Junta Ejecutiva. Por ello, en sesión ordinaria celebrada este viernes, la Junta Directiva designó a Ángela Livino para que actúe como Presidenta Interina de la compañía, quien ocupará el cargo hasta que la Junta Directiva asuma un nuevo presidente, sin perjuicio de sus atribuciones como Directora. de Gestión Corporativa.

Al recibir la designación de un nuevo presidente de EPE por parte del MME, el Comité de Personas, Elegibilidad, Sucesión y Remuneración de EPE analizará el cumplimiento de los requisitos exigidos para el ejercicio del cargo, visando el cumplimiento de la Ley de Empresas del Estado. (Ley N° 13.303/2016).

No cabe duda de que la correcta gestión de riesgo en el ámbito de la seguridad y salud en el trabajo es clave para cualquier compañía, pero especialmente para aquellas que involucran procesos de construcción, operación y mantención de centrales generadoras.

En ese marco, la Mutual de Seguridad creó un modelo de certificación para los Comités Paritarios de Higiene y Seguridad (CPHS), el cual considera tres categorías -Bronce, Plata y Oro-, para apoyar el mejoramiento continuo de las organizaciones y asegurar el cumplimiento de los Decretos Supremos que regulan a estos comités.

Es en ese contexto que Andes Solar, empresa líder en el desarrollo y construcción de proyectos de energía renovable, obtuvo certificación Oro, posicionándose como la primera de sus características en obtener la máxima categoría en términos de seguridad y salud para sus trabajadores, demostrando el compromiso de su CPHS, clave para la detección temprana y prevención de lesiones y enfermedades de origen laboral, el cual contantemente implementa nuevos y mejores métodos para el control de riesgos tanto en las obras como en las oficinas.

Entrega de la certificación de la Mutual de Seguridad al Comité Paritario de Andes Solar junto a su gerente general, Roberto Muñoz.

Roberto Muñoz, gerente general de Andes Solar, señaló tras esta noticia que “estamos muy orgullosos con esta certificación, convirtiéndonos en la primera empresa fotovoltaica en obtener la máxima categoría en seguridad, una materia tan relevante para nuestra industria. Sin duda, este logro es resultado del gran trabajo que realiza periódicamente nuestro comité (CPHS), y a través del cual se consolida nuestra labor y compromiso con la seguridad de nuestros trabajadores”.

Ser categoría Oro en seguridad es un hito para la empresa, pero, a la vez, impone el desafío de mantener este alto estándar, ya que la certificación debe renovarse anualmente, por el periodo de validez que tiene este certificado. De igual manera, espera ser una señal positiva para que más empresas del sector se animen y se certifiquen en esta materia, aportando así a lograr una industria energética más segura para todos y todas.