La Embajada de Nueva Zelandia apoyará actividades o proyectos que promuevan las siguientes temáticas:

• Inclusión económica y social
• Cambio climático y resiliencia
• Transparencia de las instituciones y Participación Ciudadana.
• Igualdad de Género
• Cuestiones sociales y/o de salud relacionadas o derivadas de la pandemia del COVID-19.

Se considerarán especialmente aquellos proyectos que tengan perspectiva de género y generen impacto en la promoción de los derechos humanos y el medioambiente.

Solicitantes

Los receptores serán organizaciones no gubernamentales y grupos comunitarios comprometidos con actividades de desarrollo sin fines de lucro. Deberán contar con personería jurídica y una cuenta bancaria a nombre de la organización. La asistencia no será proporcionada a individuos.

La convocatoria está abierta para organizaciones de Argentina y Paraguay.

Duración del apoyo

Para los dos países, los proyectos deben ser específicos y de una duración de hasta 6 (seis) meses como máximo.

Los proyectos deberán finalizar para el mes de junio de 2021.

FORMULARIO

Actividades NO financiables

Actividades políticas, religiosas o evangélicas. No se excluirá a asociaciones religiosas siempre y cuando el proyecto propuesto sea consistente con el propósito del Fondo Embajada de Nueva Zelandia, no excluya a seguidores de otras religiones y los fondos no sean utilizados para apoyar actividades proselitistas.

• Donaciones
• Becas individuales a estudiantes
• Viajes internacionales/participación en conferencias en el extranjero
• Giras deportivas
• Financiamiento de costos operacionales de la organización beneficiada, tales como sueldos y salarios, artículos de oficina y comunicaciones.
• Microcréditos, fondos semilla
• Bienes de capital: Vehículos, computadoras.
• Honorarios de capacitadores externos sólo serán considerados por un porcentaje que no supere el 20% de lo solicitado.

El monto máximo por proyecto puede ser de hasta NZ$ 25.000 (veinticinco mil dólares neozelandeses)

Los proyectos seleccionados deberán completar un informe de avance parcial y un informe final.

Los desembolsos se realizarán en 3 (tres) pagos y a contra entrega de los informes de avance e informe final:

1er desembolso: 40%
2do desembolso: 40% (a contra entrega de informe de avance)
3er desembolso: 20% (contra entrega del informe final)

Proceso de Postulación

La Red Argentina para la Cooperación Internacional (RACI) será la encargada de recibir las postulaciones. Se deberá enviar el Formulario de Aplicación que se encuentra disponible aquí debidamente cumplimentado a la casilla fondoembajadaNZ@raci.org.ar antes de la fecha límite.

FORMULARIO

Todas las postulaciones deben ser presentadas de la siguiente forma:

Escritas con claridad en el formulario de solicitud; Se puede adjuntar información adicional.
Acompañada por presupuestos, cotizaciones y órdenes de compra de proveedores de bienes y servicios en los casos que sea necesario.
El formulario debe estar firmado por un miembro responsable de la organización que se postula.
Enviarlo vía correo electrónico a: fondoembajadaNZ@raci.org.ar.
Aquellas solicitudes enviadas con posterioridad a la fecha límite, quedarán fuera del proceso de selección. Se recibirá un proyecto por organización.

La fecha límite para enviar los proyectos es el martes 24 de noviembre de 2020 a las 6pm (hora Buenos Aires).

Para mayor información, ponerse en contacto con:

Encargado Fondo Embajada de Nueva Zelandia

Correo electrónico: fondoembajadaNZ@raci.org.ar

¿Se levantó la suspensión temporal de nuevos contratos con Grandes Clientes? 

Sí, ya se levantó. Pero preocupa al sector que ahora los grandes clientes que se habiliten no van a gozar de las condiciones especiales que se otorgaron en este último tiempo. 

¿A qué se debe?

A raíz de la pandemia, ocurrió que a muchos de los grandes clientes le cambió su factor de carga o su demanda máxima, y aquellos que están por debajo de su nivel (deben tener un mínimo de 100 kilowatts) tienen condiciones especiales. Pero si entras como nuevo gran cliente, asumes las condiciones de base y no tendrás las disposiciones espaciales por la pandemia. 

¿Qué retos tendrán que enfrentar? 

El primero es mantener los 100 kilowatt de demanda como mínimo. Luego, que su estructura de costos como gran cliente haga sentido para mantenerse en esa figura; de lo contrario, algunos que están bajo contratos con penalidades fuertes por salirse de esa figura corren el riesgo de que no tengan auxilio por parte del Gobierno como lo tienen los otros. 

¿Cómo impactan estos riesgos en la entrada de nuevos grandes clientes al mercado?

Definitivamente, existen más riesgos -muchos de estos asociados a la pandemia-. Con lo cual, los clientes analizan los contratos con mucho más en detalle. 

Desde Energy Expert Global nos encargamos de hacer un análisis de sensibilidad para que el cliente que firme lo haga con el menor riesgo posible y particularmente con esquemas que nosotros conseguimos. 

Hoy, vemos que algo que puede dificultar la entrada de grandes clientes es el tema de los subsidios mal dirigidos. Porque al mantenerse subsidios a ciertas tarifas, provoca que sea menos atractivo pasarse a gran cliente aunque tal vez se puede ahorrar más bajo esta figura. 

¿Qué alternativas de acuerdos privados de compra de energía recomiendan?

En general, los contratos que nosotros recomendamos son a un precio fijo, a corto plazo y con muchas flexibilidades que tengan en cuenta los riesgos asociados a la coyuntura del mercado eléctrico en Panamá. 

Algunas compañías pueden ofrecer un precio muy bueno pero con condiciones repletas de riesgos y penalidades en los contratos. 

¿El largo plazo no ofrece previsibilidad de precios? 

Amarrarte a contratos de 20 años puede que se exponga a condiciones adversas. No podemos negar que algunas leyes buscan controlar más al mercado.

Nosotros recomendamos a los clientes que se mantengan en un contrato alrededor de los 5 años. Esto ayuda a poder manejar la incertidumbre del mercado y poder renovar contratos a precios competitivos. 

Otro tema que hay que recalcar es que el costo de los cargos de uso de red sería un riesgo adicional. El costo de la potencia es en algunos casos de unos 20 dólares/kW y subirá por tarifa asignada los próximos años, hasta junio del 2022.  Después de eso no se sabe. Por eso, hay que ser cautelosos con la longitud de los contratos. De allí es que en Energy Experts Global hacemos los análisis adecuados para proteger al usuario.  Aunque lo ideal es que los grandes clientes puedan comprar potencia, en la última licitación se ofertaron precios de demanda de aproximadamente 5 dólares/kW.

El tema de los cargos de uso de red, adicional a la depresión del mercado spot, ha causado que los costos de los generadores sean más bajos; ya que, si no se baja lo suficiente en costo de generación -es decir los USD/kWh-, no es factible ser gran cliente para muchos casos.  Eso desincentiva la inversión.

¿Qué tecnología recomiendan para contratos a largo o corto plazo? ¿cuál es hoy la más competitiva?  

Si revisamos los contratos como tal, firmados con las distribuidoras para la tarifa regulada, los más baratos son eólica, solar, hidro y luego térmicas. Estas tienen un valor entre los 9 cvs el kilowatt hora en eólica y solar (logrados en licitaciones) subiendo hasta precios muy superiores en térmica.  

A nivel de grandes clientes, los contratos entre privados van de 7 cvs en adelante el kilowatt hora, siempre hablando de energía, porque en Panamá no se puede comprar potencia como gran cliente. 

¿Conviene o no a los grandes clientes?

Depende. Eso nos gustaría que cambiara porque permitiría que la figura del gran cliente fuese mejor para contratos a largo plazo e incentivaría la entrada de más energías renovables -porque, no es fácil incorporar plantas nuevas con contratos cortos-.

¿La evolución del precio en el mercado eléctrico panameño es más competitiva entre privados? 

En líneas generales, los precios a nivel de contratos entre privados son más competitivos porque la pandemia ha deprimido el mercado ocasional y, como consecuencia, las ofertas han mejorado.

Hace dos años, los precios de grandes clientes estaban en 11 cvs. Con la pandemia estos valores bajaron 9 cvs o menos entre grandes industrias y generadores renovables.

El pasado 16 de agosto, Luis Abinader comenzó su gestión al mando de la presidencia de República Dominicana. El Ingeniero Antonio Almonte lo acompaña en su Gabinete, como Secretario de Energía.

Una de sus primeras decisiones fue cancelar la subasta de energías renovables que evaluaba el Gobierno anterior para este año, donde se iban a licitar 250 MW renovables (100 MW eólicos y 159 MW solares fotovoltaicos).

Pero el Secretario de Energía anticipó a ‘Revista TELE15’ que lanzarán “una gran licitación internacional que se va a hacer posiblemente a principios del próximo año”. No concedió mayores detalles al respecto.

El funcionario destacó el interés de esta administración por desarrollar las energías renovables (especialmente la eólica y solar) que, además de ser amigables con el medioambiente, contribuirán a “abaratar el servicio de energía eléctrica”.

En diálogo con Diario Libre, Almonte señaló que República Dominicana cuenta con una oferta de energía de más de 3.000 MW netos, de los cuales más de 2.000 MW se producen “a precio adecuado”.

De esta manera, deslizó la posibilidad de la renovación de alrededor de 1.000 MW, que redunden en mejoras al precio final para los consumidores.

“Las posibilidades de instalar energía eólica y solar en el país son grandes y son muchas”, enfatizó el jefe de la cartera energética a Revista TELE15, al tiempo que reconoció que “el país tiene condiciones para duplicar o triplicar en un espacio de tiempo relativamente pequeño la cantidad actual” de estas fuentes de energía limpia.

No obstante, el funcionario explicó que para aprovechar el potencial renovable de República Dominicana también deberán llegar inversiones relacionadas a líneas eléctricas.

Según datos oficiales, el 76% potencia eléctrica instalada en el país centroamericano está representada por fuentes térmicas (carbón, gas natural, diésel y fuel oil) y el 24% restante por energías limpias, como la eólica, la solar, la biomasa y centrales hidroeléctricas.

De acuerdo al Organismo Coordinador, durante el pasado mes de julio el 39,9% de la energía generada fue con carbón; el 24,6% con gas natural; el 17,7% con fuel oil y el restante con fuentes renovables: 6,7% con eólica; 5,2% con hidráulica; 1,4% solar fotovoltaica y el 0,9% con biomasa.

Almonte aclaró que las energías renovables no convencionales ocupan menos del 8% de la matriz eléctrica dominicana y que, a este ritmo, no se alcanzará el mandato de la Ley 57-07, que establece una cobertura con renovables del 25% para el 2025.

Antes de lanzar la subasta de renovables, el Gobierno se propone introducir cambios a la Ley 57-07. La consideran antigua para los tiempos que corren, ya que se sancionó en el año 2007. Es por ello que el Poder Ejecutivo presentará una propuesta ante el Congreso entre noviembre y diciembre próximo.

El objetivo es “actualizar los incentivos a los fines de que no perjudiquen al Estado y ampliar las posibilidades a los inversionistas privados”, indicó Almonte.

Algunos de los cambios que se introducirían en la ley están contenidos en los Lineamientos Generales del Programa de Gobierno del Partido Revolucionario Moderno (PRM), para el período 2020-2024. Se propondrá correr el objetivo de 25% de la matriz eléctrica con renovables 5 años más: al 2030.

El plan de campaña además enfatiza sobre la restauración del nivel del crédito fiscal (75%) para las inversiones en equipamiento de fuentes renovables establecido en la Ley 57-07, que fue modificado y reducido al 40% en la reforma tributaria de la Ley 253-12.

Entre otros ejes, la propuesta también apunta a modificar el artículo 110 de la Ley General de Electricidad, a fin de que las empresas distribuidoras puedan contratar hasta el 100% de sus respectivas demandas mediante procesos de licitación pública y precios competitivos, supervisados por la Superintendencia de Electricidad. Un mínimo del 20% de los contratos deberá ser a corto plazo.

La llegada del COVID-19, y la aplicación de cuarentenas para contener la propagación del virus, han afectado todas las economías del mundo y el normal desarrollo de los distintos mercados.

Según la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), este año el sector de la generación solar fotovoltaica distribuida crecerá un 35% menos de lo previsto. Sin embargo, el volumen de potencia que se estará conectando este año duplicará la capacidad que se había instalado hasta el 2019. En una entrevista, Rodrigo Lopes Sauaia, director ejecutivo de entidad, analiza el mercado.

¿De cuánto es la capacidad instalada registrada en Generación Distribuida solar fotovoltaica?

Hasta el 1 de octubre, la capacidad instalada de generación solar fotovoltaica distribuida en Brasil fue de 3.709,6 MW.

La energía solar fotovoltaica comprende el 99,9% de todos los sistemas de generación distribuida con medición neta y el 95% de toda su capacidad instalada.

¿En qué medida afectó la pandemia al desarrollo de la generación solar fotovoltaica distribuida que se esperaba para este año?

ABSOLAR elabora proyecciones anuales para los mercados descentralizados y centralizados a principios de cada año. A principios de 2020, las proyecciones indicaban que la generación distribuida solar sumaría 3,4 GW, finalizando el año con una capacidad instalada total de 5,4 GW.

Sin embargo, las estimaciones se hicieron antes de que la pandemia golpeara al país y, por lo tanto, las circunstancias actuales son ahora sensiblemente distintas.

Durante los primeros nueve meses de 2020, la generación distribuida ya sumó 1,8 GW de capacidad instalada, luego de haber iniciado el año con una capacidad instalada de 2 GW, lo que significa un crecimiento verificado del 90% con respecto a la capacidad instalada acumulada anterior, un significativo desarrollo al mercado, mostrando la resiliencia de la generación distribuida de energía solar fotovoltaica en Brasil.

El pasado mes de julio el Gobierno decidió eliminar aranceles para algunos equipos, entre ellos los módulos fotovoltaicos (aproximadamente el 12%) y de los inversores (que eran el 14%). ¿Qué apreciaciones puede hacer ABSOLAR sobre esta medida?

El beneficio sobre la tasa de impuestos de importación se limita a equipos específicos que se incluyeron en una lista aprobada por el Ministerio de Economía y que incluía cuatro tipos diferentes de equipos: módulos fotovoltaicos, inversores fotovoltaicos, trakers y bombas solares. Por lo tanto, el efecto de esta decisión no puede generalizarse a todos los productos fotovoltaicos.

En cuanto a los equipos específicos incluidos en la lista (un total de 109 artículos), la respuesta del sector fue dividida.

Por un lado, la medida fue bien recibida por las empresas solicitantes y sus clientes, así como por los consumidores finales que utilizan los equipos específicos enumerados.

Por otro lado, la reducción del impuesto a la importación es vista como un desafío adicional para los fabricantes de equipos nacionales, ya que aumenta la competitividad y atractivo de los productos del exterior e impacta los producidos en el país.

En cuanto a los bonos verdes anunciados por el Gobierno, ¿cómo se están utilizando para el segmento de la Generación Distribuida de energía solar fotovoltaica y qué beneficios concretos están generando?

El Decreto 10.387, promulgado en junio de 2020, facilita el acceso a los bonos verdes por parte de los proyectos de energía renovable. Sin embargo, el acceso a los bonos verdes por parte de la generación distribuida aún no está claro.

El Ministerio de Minas y Energía es consciente de la importancia de este tema y ABSOLAR está en conversaciones con el Ministerio para establecer reglas actualizadas y claras para la inclusión de la generación distribuida, que aún no han sido publicadas. ABSOLAR está siguiendo este tema de cerca.

Por otra parte, vemos que hay diferentes modelos de negocio en la generación solar fotovoltaica distribuida. ¿Cuál es el modelo más utilizado o más exitoso que se está aplicando en Brasil?

El modelo más utilizado actualmente para la generación distribuida de energía solar fotovoltaica es la instalación de un sistema solar fotovoltaico local en el consumidor final, que utilizará esta electricidad bajo un esquema de medición neta.

Por lo general, el sistema se adquiere con una instalación llave en mano. Este modelo representa 3.019,1 MW, o el 81,4% de toda la capacidad instalada de generación solar fotovoltaica distribuida (medida hasta el 1 de octubre de 2020).

Le sigue el modelo de autoconsumo a distancia, un tipo de medición neta virtual, por el cual la electricidad se genera en un punto de la red y se consume en otro punto, en la misma área de concesión de una única empresa de distribución.

Este modelo representa 665,3 MW o el 17,9% de la capacidad instalada de generación solar fotovoltaica distribuida.

Finalmente, la energía solar fotovoltaica comunitaria ocupa el tercer lugar, representando sólo el 0,6% de toda la capacidad instalada.

Si la pandemia se llegase a controlar en 2021, ¿será un año de fuerte crecimiento para la generación distribuida de energía solar fotovoltaica?

ABSOLAR produce proyecciones anuales tanto para los mercados descentralizados como para los centralizados al principio de cada año. Podremos compartir más datos sobre el tema tan pronto como hayamos terminado de actualizar nuestros modelos matemáticos.

Debido a la pandemia, 2021 será un año especialmente difícil de predecir. La velocidad de expansión de la Generación Distribuida durante el año que viene también dependerá de factores legales y regulatorios que se están desarrollando actualmente.

ABSOLAR está trabajando con el Congreso Nacional para establecer un marco legal estable, fiable y justo para la generación solar fotovoltaica distribuida en el país, así como para reforzar el papel de la energía solar fotovoltaica para contribuir a la recuperación de la economía verde después de los impactos negativos de COVID-19 en el país.

La semana pasada, inició el Solar Asset Management México, evento organizado por Solar Plaza. Más de 300 referentes del sector se dieron cita en su plataforma de conferencia y networking virtual de primera línea. Energía Estratégica estuvo presente como media partner destacado. 

Mientras que la primera jornada tuvo como eje central las oportunidades de la generación distribuida en el mercado mexicano, el segundo día se focalizó en las tenencia de los contratos PPA, precios y posibles mejoras regulatorias.

Este martes, los referentes empresarios del sector de las energías renovables se darán cita en dos mesas de debate junto a Marcel Langone, Project Manager en el equipo de Gestión de Activos Solares en Solarplaza. 

Se tratan de Leopoldo Rodríguez, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE); Hector Olea, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex); Jonathan Pinzon, director de Asuntos de Gobierno y Regulación de Invenergy; y, Jeff Pavlovic, socio de Bravos Energía. 

Estos empresarios debatirán sobre el estado del mercado y la posibilidad de trazar un mapa regulatorio integrado en México. 

El primer panel que abordará en exclusiva el líder del primer Concurso Eléctrico Mexicano entre privados intentará responder si es que México está en el camino correcto para cumplir su destino como nación solar. De allí es que se expondrá sobre:

-Capacidad instalada y contribución solar hacia los objetivos de 2024

-Un chequeo de la realidad de la seguridad energética nacional

-Una actualización sobre el panorama de la inversión solar: ¿dónde están las oportunidades y cómo están evolucionando?

-Prioridades clave para desbloquear todo el potencial solar de México

La próxima sesión en vivo convocará a los presidentes de ASOLMEX y AMDEE junto al experto en asuntos de Gobierno y regulación del mayor generador independiente y privado de energía renovable de Norteamérica. Este panel será crucial para delimitar: 

-Elementos regulatorios pendientes en los marcos de distribución, transmisión, mayorista y almacenamiento

-Disputas normativas y normativas entre la industria y el gobierno: último estado y perspectivas de resolución

-Mapeo de los riesgos regulatorios y su impacto en la cadena de valor solar

El Solar Asset Management México continuará hasta el 30 de octubre. Aún tienen tiempo de participar. Consulten el programa completo del evento en el siguiente enlace: https://mexico.solar-asset.management/full-program

Los esperamos.

Tras una reunión de Consejo Directivo, Global Solar Council definió grupos de trabajo para América Latina, Asia y África, con la intención de trabajar los siguientes aspectos:

• Promover la cooperación entre las asociaciones de energía solar fotovoltaica existentes en la región
• Compartir las mejores prácticas entre los mercados emergentes y otras regiones del mundo
• Promover los mercados emergentes de alto potencial a los inversores internacionales
• Apoyar el establecimiento de una asociación de energía solar fotovoltaica en los países de la región que no la tengan, en las condiciones de i) existencia de una masa crítica mínima de empresas que operen en el país respectivo; ii) las empresas deben estar afiliadas al Consejo Solar Mundial o a los miembros de su asociación; iii) el Grupo de Tareas debe recibir una solicitud oficial de las empresas locales.

Según definió el Consejo Directivo, los grupos de trabajo se reunirán al menos tres veces al año, comenzando hacia fines de año.

Se eligieron dos coordinadores por región. En América Latina serán Marcelo Álvarez, coordinador del comité de energía solar fotovoltaica de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y Rodrigo Sauaia, Director General de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

En esta primera reunión del CFE, desde los gobiernos provinciales describieron la situación actual en materia de energía de cada región, y se acordó fortalecer junto a la Secretaría de Energía la visión federal para avanzar con las políticas del área.

“Es importante que este consejo sirva para identificar los problemas y, luego, las herramientas para poder solucionar esos problemas que tiene hoy cada provincia con la energía”, señaló Martínez.

Sobre la reunión del CFE, el secretario de Energía expresó: “Entendemos la importancia de este consejo por dos razones: porque el Presidente (Alberto Fernández) restauró el sentido de gobernar con las provincias y porque entendemos que la energía debe mejorar la vida de los argentinos y las argentinas, y ser la palanca para la reactivación de los sectores industriales y comerciales del país”.

Los funcionarios provinciales coincidieron en la necesidad de pensar políticas energéticas a mediano y largo plazo para activar las obras de infraestructura, relacionadas a la exploración y explotación de hidrocarburos, las energías renovables y los biocombustibles, para apuntalar el empleo en todas las regiones. A su vez, también compartieron la necesidad de focalizar la política de subsidios para garantizar que sean destinados a los sectores sociales que más requieren de la colaboración del Estado.

También valoraron la importancia del Programa Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), que permite realizar proyectos energéticos en las regiones rurales más vulnerables del país, que hoy no cuentan con acceso al suministro eléctrico por la falta de la instalación necesaria para acceder a la red.

El secretario aprovechó la oportunidad para anunciar la extensión del plazo del préstamo con el Banco Mundial para este programa hasta junio de 2022, cuyo monto total será de US$ 170 millones.

“Hay que cambiar la centralidad desde donde se toman las decisiones y este consejo es fundamental para eso”, señaló Martínez, y agregó: “El consejo debe incidir en las decisiones que tome la Secretaría de Energía”.

Participantes

Participaron del encuentro virtual:

Subsecretario de Coordinación Institucional de la secretaría de Energía, Santiago Yanotti;

Marcelo Garrido, director provincial de Energía (Buenos Aires);

Patricia Fagundez, directora General de Políticas Energéticas,

Sergio Falzone, director de EMSE (CABA);

Matías Toso, secretario de Energía (La Pampa);

Alberto Kozicki, ministro de Agua, Energía y Medio Ambiente,

Máximo Matías Ramírez, secretario de Energía (Catamarca);

Juan Manuel Carrera, ministro de Infraestructura, Logística y Servicios Públicos,

Diego Bois, subsecretario de Energía, Gastón Blanquet, presidente de SECHEEP (Chaco);

Martín Cerda, ministro de Hidrocarburos, y Gustavo Aguilera, ministro de Infraestructura, Energía y Planificación (Chubut);

Fabián López, ministro de Agua, Ambiente y Servicios Públicos,

Sergio Mansur, director General de Energías Renovables y Comunicación (Córdoba);

Arturo Busso, secretario de Energía,

Marcelo Gatti, representante del CFE (Corrientes);

Silvina Guerra, secretaria de Energía (Entre Ríos);

Rubén Aranda, director de Infraestructura Energética (Formosa);

Mario Pizarro, secretario de Energía (Jujuy);

Adolfo Scaglioni, ministro de Agua y Energía (La Rioja);

Emilio Guiñazú Fader, subsecretario de Energía y Minería,

Germán Chacón, director de Planificación de la subsecretaría de Energía, Hidrocarburos y Minería,

Natalio Mena, secretario de Servicios Públicos (Mendoza);

Paolo Quintana, ministro de Energía (Misiones);

Alejandro Monteiro, ministro de Energía,

Leonel Dacharry, secretario de Servicios Públicos (Neuquén);

Andrea Confini, secretaria de Estado de Energía (Río Negro);

Ricardo Alonso, secretario de Energía y Minería,

Pablo Guantay , director General de Energía e Hidrocarburos (Salta);

Juan Carlos Caparrós, secretario de Agua y Energía (San Juan);

Luis Macagno, secretario de Turismo (referente del Consejo de Energía y Presidente de Energía San Luis SAPEM) CHIRINO

Jorge Chirino, gerente General de Energía San Luis SAPEM (San Luis);

Silvina Córdoba, ministra de Producción, Comercio e Industria,

Matías Kalmus, presidente de IESC (Santa Cruz); Daniel Costamagna, ministro de Producción, Ciencia y Tecnología,

Claudio Mossuz, secretario de Industria (Santa Fé);

Argentino José Cambrini, ministro de Obras y Servicios Públicos,

Enzo Trunggelitti, director Provincial de Energía (Santiago del Estero);

Moisés Simone, secretario de Energía (Tierra de Fuego);

Juan Luis Fernández, ministro de Desarrollo Productivo (Tucumán).

La Cámara Colombiana de la Energía se complace en invitarle a participar de nuestro VI Congreso «La Transformación de los Modelos de Negocio en el Sector Eléctrico», evento que se llevará a cabo de forma virtual a partir del miércoles 4 de noviembre hasta el jueves 12 de noviembre.

El objetivo del Congreso es presentar, analizar y compartir con los empresarios del sector los nuevos modelos de negocio que se están desarrollando como resultado de la transición energética. Es importante estar actualizado y aprovechar los nuevos espacios de negocios y mejorar la competitividad de las empresas.

Por lo anterior, reiteramos nuestra invitación a participar de este gran evento, que convocará alrededor de 600 participantes en los que se encuentran: Gobierno Nacional, Instituciones Nacionales, Presidentes, Gerentes de empresas, profesionales, Academia, entre otros. En este encuentro se generarán oportunidades muy valiosas de relacionamiento de negocios y de promoción comercial de las empresas.

Más información: https://www.ccenergia.org.co/VI-CONGRESO/

Agenda académica: https://www.ccenergia.org.co/vi-congreso/agenda-academica/

Por la mañana de este 24 de octubre, el mandatario federal visitó las plantas de carbón, ubicadas en Coahuila, en donde, de acuerdo con la Revista Proceso, se generan aproximadamente 2.6 megawatts de energía y donde se contempla edificar una nueva planta generadora que costará 120 millones de dólares.

El tabasqueño señaló que no se debe caer en los engaños del periodo neoliberal, en el que se beneficiaron particulares y empresas, no México y sus habitantes.

“En ese periodo es que se propuso destruir a Pemex y a la Comisión Federal de Electricidad con reformas para quitarles fuerza económica; en el caso de Pemex y de la Comisión Federal, para quitarles mercado, para dar entrada a empresas particulares, nacionales y sobre todo extranjeras”, refirió en su discurso de este sábado López Obrador.

Recordó que hace 20 años la CFE producía toda la energía eléctrica que se consumía en el país, no obstante, “con la política neoliberal empezaron a engañar” para privatizar el sector energético, ya que CFE no tenía la capacidad de producir sin carbón, es decir, sin generar contaminación.

Acusó que tras una reforma secundaria hecha en 1992, en el gobierno de Salinas de Gortari, comenzó la privatización de la industria eléctrica, la cual cubre el 50% de la energía que actualmente se consume y es comprada a empresas particulares, nacionales y extranjeras, dejando atrás a la CFE que tuvo que cerrar ocho plantas de producción.

“De manera deliberada cerraron las plantas y aquí está el ejemplo, ocho grandes generadores de energía con carbón y apenas permiten que trabaje uno, siete parados, porque no le autorizan, de acuerdo a la nueva normatividad que se estableció en el periodo neoliberal”, dijo.

Señaló que tanto las plantas de la CFE como las presas hidroeléctricas, están subutilizadas, puesto que no tienen autorización para despachar, bajo el sofisma de que producen contaminantes de Co2, argumento protege a las plantas particulares.

“Utilizaron otro sofisma, lo de las energías limpias, el que estas plantas de la Comisión Federal de Electricidad ya son viejas y contaminan, y que por lo mismo era mejor la producción de energía con gas, las termoeléctricas, las eólicas o energía solar, energías que, en efecto, no contaminan, pero están subsidiadas; produzcan o no produzcan, la Comisión Federal -con presupuesto público, que es dinero de todo el pueblo- les tiene que comprar la energía eléctrica”, apuntó.

Asimismo señaló que se necesita comprar más carbón para ayudar a los productores y hacer que las plantas comiencen a producir.

De tal modo, advirtió a quienes protegen la política neoliberal que no dará un paso atrás en el rescate de las productoras del Estado, pues su compromiso está con los mexicanos y no con las empresas.

Según el semanario, las plantas José López Portillo y Carbón II están entre las principales emisoras de gases como dióxido de carbono y metales como azufre, metano y mercurio. Además, Coahuila encabeza a nivel nacional las enfermedades respiratorias agudas.

«Sé más sobre la energía eólica que usted», le dijo Trump a Biden cuando la moderadora Kristen Welker se centró en el tema del cambio climático. “Es extremadamente caro. Mata a todos los pájaros. Es muy intermitente. Tiene muchos problemas «.

Biden promocionó la energía solar y eólica como industrias de rápido crecimiento en los EE. UU., que ofrecen trabajos bien remunerados y refutó una de las falsas afirmaciones anteriores del presidente de que los aerogeneradores de alguna manera causan cáncer.

Trump ha estado durante mucho tiempo en contra de la energía eólica, afirmando en 2019 que los molinos de viento reducen el valor de las casas cercanas en un 75%, una afirmación que ha sido refutada por múltiples estudios, que no muestran un impacto negativo o valores que caen en porcentajes de un solo dígito. .

En el mismo discurso, el presidente también afirmó que la contaminación acústica de las turbinas causa cáncer, una afirmación que nunca ha sido validada. «La Sociedad Estadounidense del Cáncer no tiene conocimiento de ninguna evidencia creíble que relacione el ruido de los molinos de viento con el cáncer», dijo la organización a CBS News el viernes.

En comparación, la contaminación de las plantas de carbón, que Trump ha defendido, está relacionada con enfermedades cardíacas, problemas respiratorios y cáncer de pulmón.

En cuanto a la afirmación del presidente de que es «extremadamente cara», los precios de la energía renovable han caído drásticamente. En la mayor parte de los EE. UU., Ahora es más barato construir un nuevo parque solar o eólico que mantener en funcionamiento una planta de carbón existente.

Y la afirmación de Biden sobre la energía renovable que proporciona una plétora de nuevos empleos respaldados por la Oficina de Estadísticas Laborales de EE. UU., Que dice que la ocupación de más rápido crecimiento en los EE. UU. Es el técnico de servicio de turbinas eólicas.

El presidente también afirmó el jueves por la noche que la energía eólica es «intermitente», haciéndose eco de afirmaciones anteriores de que la gente perderá energía en los días sin viento. Sin embargo, la energía generada por las turbinas se alimenta a la red eléctrica, que puede manejar la variabilidad de cualquier fuente de energía.

“Los operadores de redes eléctricas siempre han tenido que lidiar con la variabilidad”, dice el Departamento de Energía. “Los operadores de la red utilizan el sistema de energía interconectada para acceder a otras formas de generación cuando ocurren contingencias y continuamente encienden y apagan los generadores cuando es necesario para satisfacer la demanda general de la red”.

El DOE señala que agregar fuentes de energía renovables a la red no cambiará la forma en que funciona el proceso, y los estudios muestran que la red puede acomodar «grandes penetraciones de energía renovable variable sin sacrificar la confiabilidad».

El 4 de noviembre, a las 10 de la mañana de Colombia, Renovatio anunciará los detalles de la subasta de renovables que estuvieron preparando en las sombras durante 5 meses.

La convocatoria es “muy innovadora y flexible”, confía a Energía Estratégica Francisco Sanclemente, CFA, Gerente General de Renovatio.

El proceso, que cuenta con el banco Itaú como aliado estratégico, busca contratar 20 GWh/mes. “Nos reservamos el derecho a comprar más energía si hubieran buenas ofertas”, confía Sanclemente. La moneda con la que se contractualizarán las adjudicaciones serán en pesos colombianos, a un plazo de hasta 25 años.

En una entrevista para este medio, el Gerente General de Renovatio brinda precisiones sobre fechas, plazos y condiciones de la subasta.

¿Cómo surge esta iniciativa?

Desde Renovatio, como comercializadora de energía, vimos una necesidad del mercado y una oportunidad para lanzar una subasta privada de energías renovables donde salimos a comprar energía a largo plazo.

Es conocido que uno de los grandes problemas que tiene el mercado de las renovables es la escasez de PPAs [contratos de abastecimiento de energía] a largo plazo, lo cual es necesario para la financiación de los proyectos. Esto se dio primero porque tradicionalmente en Colombia los contratos de energía más largos son de 3 a 5 años.

Por otro lado, la estructura del mercado regulado [usuarios por debajo de las 50.000 kWh/mes por punto de consumo, que además del mercado residencial incluye industrias y comercios, pero cuya demanda no puede ser agregada], no permite contratos a largo plazo. Por lo tanto, la demanda del mercado regulado no calificaría como offtaker potencial para los PPAs, a menos que se hiciera a través de un Operador de Red o un Comercializador como intermediario.

Todo esto nos incentiva a hacer la subasta. Llevamos las renovables en nuestro ADN, habiendo desarrollado importantes proyectos como los de La Guajira [muchos de los adjudicados en la subasta estatal a largo plazo de hace un año]. Hacemos esta apuesta sabiendo que el mercado lo necesita y viendo una oportunidad para poder conseguir buenos precios en las tarifas para los clientes que tenemos.

¿Cuánta potencia o energía se subastará?

El objetivo que tenemos es adjudicar 20 GWh/mes, que es lo que podrían producir entre 12 y 14 proyectos solares de 10 MW de potencia.

¿Habrá un límite por potencia o se podría presentar y ganar un proyecto de 140 MW?

Si se quieren presentar proyectos grandes, lo pueden hacer, de hecho, se puede presentar cualquier proyecto renovable no convencional, siempre y cuando cuente con conexión aprobada a la red por la UPME ya que necesitamos tener visibilidad de la viabilidad técnica de los proyectos. Lo que vamos a buscar es energía renovable a buenos precios y los proyectos lo que necesitan son PPA. Es un gana-gana.

¿Cuándo se va a lanzar formalmente la subasta?

Será el 4 de noviembre a las 10 de la mañana [de Colombia] y la lanzaremos por streaming. Nos hubiese gustado hacerla presencial pero por la pandemia no podremos.

Ese mismo día publicaremos en nuestra página web [https://www.gruporenovatio.com] los términos de referencia y el contrato marco. Explicaremos en el lanzamiento cómo va a ser la subasta y habrá una sesión de preguntas y respuestas para despejar dudas.

Luego habrá un plazo de unos 15 días para que los interesados hagan aclaraciones, las cuales serán respondidas. Hasta el 30 de diciembre estaremos recibiendo ofertas y esperamos estar firmando contratos la primera semana de febrero del 2021.

¿Se podrá presentar cualquier tipo de fuente de energía?

Cualquiera que sea renovable no convencional como la define el Ministerio de Minas y Energía en la Ley 1715, como eólico, solar, biomasa, mini hidroeléctricas (menores a 20 MW). Podrán estar en desarrollo o en operación.

¿Cuál será el plazo de adjudicación?

Esta es una novedad. Serán los proyectos los que escojan el plazo en que nos ofertan, hasta 25 años.

El contrato es un ´pague lo contratado’ pero el generador puede escoger si quiere que le compremos todos los excedentes que genere.

Esto ayuda al generador, porque le damos mayores plazos de contrato [que en la subasta estatal, a 15 años], para que puedan conseguir financiamiento más competitivo. Y, además no será penalizado por los bancos por los excedentes que les queden.

¿Cuándo tendrán que estar listos los proyectos?

Esa es otra de las novedades que tenemos para esta subasta. Es el proyecto el que en la oferta nos dice cuándo entra, no nosotros cuándo tiene que entrar.

¿Y ustedes le darán prioridad a los que entren antes?

No necesariamente. Como comercializadores queremos pipeline. El proyecto puede entrar entre el 2022 y el 2025 cuando él diga. Lo que queremos es certeza para poder planificar las compras de energía eficientemente y no que el proyecto se apure en su fecha de operación comercial y luego se retrase.

¿Pretenden contratar un abanico de proyectos o si se llegara a presentar uno grande a precio muy competitivo podría ser el gran ganador?

Tenemos que analizarlo. Lo que nosotros estamos buscando en la subasta es un portafolio de opciones, de tecnologías, de curvas, de horarios y nosotros, al evaluar las ofertas, conseguir la curva que necesitamos con los proyectos que se nos presenten.

Lo hacemos así porque consideramos que si le damos la mayor flexibilidad posible a los proyectos, ellos pueden mejorar sus precios.

Y pensando en la curva se puede deducir que adjudicarán eólicos y solares, ya que unos pueden producir de noche y los otros sólo de día…

Un escenario ideal sería que hubiera una mezcla de tecnologías y nosotros pudiéramos construir la curva como quisiéramos.

La versión mejorada de 13 MW continuará con palas de 107 metros de largo y rotor de 220 metros, y podrá generar un 4% más de energía que antes.

La tecnología Haliade-X ya ha sido seleccionada para 4,8 GW de proyectos de energía eólica marina en EE.UU. y Reino Unido.

GE Renewable Energy anunció hoy que su prototipo Haliade-X, la turbina eólica más potente del mundo en funcionamiento hasta la fecha, se ha optimizado y ahora está funcionando a una potencia de 13 MW.

Durante los próximos meses, este prototipo se someterá a una serie de pruebas para realizar diferentes tipos de medidas y obtener su certificado de tipo en los próximos meses.

El Haliade-X 13 MW, que es una versión mejorada del prototipo que ha estado operando con éxito en Rotterdam desde noviembre de 2019, obtuvo recientemente su certificado de tipo provisional§ y estableció un nuevo récord mundial al generar 288 MWh en un solo día.

Esta versión mejorada de Haliade-X de 13 MW seguirá presentando palas de 107 metros de largo y un rotor de 220 metros y podrá generar un 4% más de producción de energía anual (AEP) que la versión anterior de 12 MW del prototipo.

Vincent Schellings, director de tecnología de energía eólica marina de GE Renewable Energy, dijo: “Con tres años de fabricación, la plataforma Haliade-X ha demostrado ser una historia de éxito.

Combinada con casi 5 GW de compromisos con el cliente y un programa internacional de pruebas e I + D, la versión mejorada de 13 MW es un verdadero testimonio de cómo continuamos innovando y desarrollando nuestra tecnología Haliade-X para abordar las necesidades de nuestros clientes «.

La turbina eólica marina Haliade-X de 13 MW se utilizará en las dos primeras fases del parque eólico Dogger Bank del Reino Unido, con un total de 190 unidades que se instalarán a partir de 2023. Esta será la primera instalación de la turbina eólica más potente del mundo. en funcionamiento hasta la fecha en el que será el mayor parque eólico marino del mundo.

La tecnología Haliade-X también ha sido seleccionada como la turbina eólica preferida para los proyectos Skipjack de 120 MW y Ocean Wind de 1.100 MW en los EE. UU.

Lanzada en 2018, la plataforma eólica marina Haliade-X de GE está ayudando a reducir el costo nivelado de energía de la energía eólica marina (LCOE) y está haciendo de la energía eólica marina una fuente de energía renovable más asequible.

La producción en serie de la plataforma Haliade-X comenzará en la segunda mitad de 2021 en la fábrica de GE en Saint-Nazaire en Francia.

El prototipo ubicado en Rotterdam estableció un nuevo récord mundial en enero de 2020 al generar 288 MWh de energía continua en un día.

También ha sido reconocida como Mejor Invención Sostenible del Año por la revista TIME (diciembre de 2019) y Mejor Turbina Eólica del Año (enero de 2020) por la revista Wind Power Monthly.

CIFRAS HALIADE-X 13 MW

13 MW de capacidad
Rotor de 220 metros
248 metros de altura
Palas de 107 metros de largo
38.000 m2 de área barrida
Un Haliade-X 13 MW podrá generar un 4% más de producción anual de energía (AEP) que la versión anterior de 12 MW del prototipo Un giro puede generar suficiente electricidad para alimentar una casa durante más de dos días.

El Instituto de Recursos Mundiales México (WRI Mexico, por sus siglas en inglés), en conjunto con las organizaciones aliadas Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), la Embajada Británica en México, la Cooperación Alemana al Desarrollo Sustentable en México (GIZ), la Iniciativa Climática de México (ICM), The Climate Reality Project América Latina, la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM), y el Fondo Mundial para la Naturaleza (WWF), lo invitan a participar el 27 de octubre en la presentación de la Hoja de ruta para la adopción de un nuevo contrato social y modelo de desarrollo verdes en los planes de recuperación de México y América Latina tras la pandemia de COVID-19 de la iniciativa Revolución Sostenible.

​​​La Hoja de ruta recoge 52 líneas de solución basadas en evidencia, datos y experiencias provenientes de expertos, ONG locales e internacionales, autoridades gubernamentales de los tres niveles de gobierno de México y América Latina, el sector empresarial, el sector financiero, la sociedad civil organizada, los jóvenes y agencias de cooperación internacionales, las cuales se busca que sean integradas a los planes de recuperación postpandémicos de México y la región, y que nos permitan no sólo responder y atender las crisis desatadas por la pandemia de COVID-19, sino que nos lleven simultáneamente a la construcción sociedades más resilientes a desastres y enfermedades, más justas y equitativas y cuidadosas del medio ambiente.

La iniciativa Revolución Sostenible: diálogos para la recuperación, la resiliencia y la equidad inició el 9 de junio con el lanzamiento de una serie de diálogos multisectoriales, mediante una oferta digital de paneles de alto nivel y conversatorios, en los que se identificaron líneas de solución rescatadas en la Hoja de ruta.

Durante siete semanas, los diálogos abundaron en la importancia de atender los retos que el mundo ya enfrentaba antes de la pandemia de COVID-19 y de construir mayor resiliencia.

​​​​​​
PRESENTACIÓN DE HOJA DE RUTA | 27 DE OCTUBRE
11:00 a 13:00 horas

Regístrate aquí

Presentación: Hoja de Ruta para la adopción de un nuevo contrato social y modelo de desarrollo verdes en los planes de recuperación de México y América Latina tras la pandemia de COVID-19

Presenta:

Angélica Vesga, directora de comunicación y asuntos públicos de WRI México
Introducción:

Adriana Lobo, directora Ejecutiva de WRI México

Panelistas*:

Joseluis Samaniego Leyva, director de la División de Desarrollo Sostenible y
Asentamientos Humanos de la CEPAL
Pablo Lazo, director de desarrollo urbano y accesibilidad de WRI México
Dennis Quennet, director de ciudades y transporte en GIZ
Adrián Fernández, director Ejecutivo de la ICM
Natalia Lever, directora regional para México y Latinoamérica en The Climate Reality Project
Corin Robertson, Embajadora del Reino Unido en México

*Programación sujeta a cambios

Regístrate aquí

Barranquilla es un municipio que, como muchos en la Costa Caribe, cuenta con inconvenientes en el suministro eléctrico. Suele haber apagones constantes y prolongados.

Para ello, el Gobierno nacional está trabajando en una subasta para un proyecto de almacenamiento de baterías por 50 MW, que buscará darle estabilidad al sistema. La idea de las autoridades es que el emprendimiento esté en funcionamiento en el 2022.

Paralelamente, la alcaldía de Barranquilla está trabajando en iniciativas propias aprovechando los grandes recursos de energías renovables que tiene la zona.

Hace unos meses el alcalde Jaime Pumarejo anunció la creación de una empresa local de energías renovables con un plan a desarrollar en etapas.

La primera fase es la autogeneración a partir de paneles solares. Se pretende colocar equipos en las cubiertas de 300 entidades: hospitales, escenarios deportivos, organismos de seguridad e instituciones educativas distritales.

La segunda etapa tiene que ver con la generación de proyectos a gran escala. Todo el proyecto costaría unos 40 millones de dólares.

En este marco, el pasado 20 de octubre Barranquilla llegó a un acuerdo con Dinamarca. ¿De qué se trata? En una entrevista para Energía Estratégica, Karla Montoya Gil, Asistente de Comunicaciones de la Embajada de Dinamarca, brinda precisiones al respecto.

¿En qué consta el acuerdo celebrado?

El Memorando de Entendimiento firmado entre la Alcaldía de Barranquilla y la Embajada del Reino de Dinamarca en Colombia, es un documento donde se crea un marco de cooperación para el desarrollo de la ciudad.

Este Memorando, conocido como MoU por sus siglas en inglés, fue planteado para reafirmar el apoyo de Dinamarca a los proyectos sostenibles en Barranquilla, con un enfoque especial en proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).

Dinamarca es un país experto en temas de desarrollo sostenible, biodiverciudades y energías limpias así que nuestro compromiso es facilitar proyectos de esta índole en Barranquilla.

¿Cuáles son las condiciones que han advertido de Barranquilla para potenciar las energías renovables, por los cuales han decidido celebrar este acuerdo?

Barranquilla no solo es una de las ciudades más importantes de Colombia, también es fuente principal del desarrollo económico en el país.

Al igual que territorios como la Guajira y los Llanos Orientales, la Región Caribe tiene un alto potencial eólico y Barranquilla cuenta con infraestructura favorable para el desarrollo de parques eólicos offshore.

Además esta ciudad presenta un gran potencial en energía de biomasa ya que produce desechos orgánicos y lixiviados que se pueden aprovechar para producir energía. De igual manera se puede hablar de la economía circular, y de cómo Dinamarca puede brindar apoyo a una mejor gestión de las basuras en el casco urbano.

¿Están dialogando con otros distritos para arribar a acuerdos similares?

Si, la embajada busca cooperar con todas las grandes ciudades del país para fomentar el desarrollo sostenible urbano. Un claro ejemplo es nuestro MoU con Bogotá, el cual aborda temas de interés específico al contexto de la ciudad.

¿Qué le puede aportar Dinamarca a Colombia en el desarrollo de las energías renovables?

Dinamarca es un país líder en el desarrollo sostenible, más del 60% de su energía viene de diversas Fuentes No Convencionales de Energías Renovables (FNCER), principalmente energía eólica.

El mayor aporte será la transferencia de conocimientos y expertise, así como el acompañamiento y apoyo a proyectos que se adelanten internamente a corto y mediano plazo.

La proyección de cooperación entre ciudades se basa en los valores de sostenibilidad que han llevado a Copenhague a ser referente mundial de ciudades inteligentes.

Perú es uno de los pocos mercados que cuentan con un marco normativo que apoya la incorporación de nuevas centrales de generación a partir de geotermia. Inclusive cuenta con un Plan Maestro para el desarrollo de la Geotermia que se espere que empiece a impulsar la actividad.

“De aquel plan se identificaron 61 zonas con un potencial importante y se estimó que en estas se podría lograr 3000 MW de potencia instalada para la generación de electricidad a partir de geotérmica. De estas, casi el 50% se concentra en la zona sur del país”, señaló Victor Vargas Rodríguez, geólogo geotérmico en Energy Development Corporation (EDC) y presidente del Comité para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en la Sociedad Peruana de Energías Renovables. 

Ahora bien, aunque hayan dos proyectos que han superado la etapa de exploración superficial y este año se haya logrado la aprobación ambiental para el primer proyecto geotérmico del Perú (Achumani), poco se concretó en el último tiempo en este y otros países de Latinoamérica. 

Del total global de nueva potencia geotérmica instalada en los últimos cinco años (3,666.56 MW), Latinoamérica aportó apenas el 6%, unos 227 MW. 

Sólo cinco países de la región habrían sido los responsables de aquella contribución. De acuerdo con el reporte “Geothermia Power Generation in the World 2015-2020” estos serían: Chile (48 MW), Costa Rica (55 MW), El Salvador (80 MW), Honduras (35 MW) y Nicaragua (9 MW). 

Allí, también se puso en consideración que algunos países que ya tenían participación de geotermia en su matriz como Austria, Etiopía, Francia, Guatemala, Italia, Papúa Nueva Guinea y Rusia no han sumado nueva generación en el último lustro. 

Aún más llamativa sería la situación de México, que mostró números negativos en potencia instalada geotérmica en el último tiempo: -38 MW.  

“Con México ha ocurrido algo interesante: es el único país que ha decrecido. Por cuestiones políticas se sacó de operación a algunas unidades de generación”, advirtió el referente de Energy Development Corporation durante el webinar Geotermia y seguridad energética.

No obstante, hasta el cierre de 2019, México continuaba estando entre los países con mayor penetración geotérmica en su matriz energética, con un total de 963 MW instalados. Esto lleva a México a permanecer sexto en el ranking «Top 10 Geothermal Countries 2019» y pone a Latinoamérica en el mapa de regiones con gran atractivo para ser desarrollado en esta tecnología.