La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile abrió las ofertas económicas de las cinco empresas presentadas en la Licitación de Suministro Eléctrico 2023/01, cuyo objetivo es asignar 3600 GWh para abastecer el consumo de energía eléctrica de clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

En total hubo 230 propuestas de precios a lo largo de los 25 proyectos renovables (4038,1 MW de capacidad) y las 5 centrales térmicas (1959 MW) que compiten del proceso licitatorio, a un valor promedio de USD 63,36 MWh (USD 63 MWh para el bloque de suministro N°1 y USD 63,7 MWh para el N°2).

Tal cantidad de ofertas económicas se debe a la diferenciación entre los bloques de suministro (1500 GWh del N°1 y 2100 GWh del N°2), la incorporación de la segmentación zonal con frontera en las barras del Sistema Eléctrico Nacional desacopladas (hecho que otorgó libertad de ofertar para cualquiera de estas zonas) y la composición de tres franjas horarias.

Energía Estratégica trae los principales aspectos de lo que dejó la apertura de sobres económicos realizada el jueves 2 de mayo del 2024, como también uno por uno el detalle de cada compañía (ver adjunto).

Enel Generación Chile, empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW) aportó 216 ofertas económicas, ya que compite en todos los segmentos de la convocatoria por lo que repartió 108 sobres al bloque de suministro N°1 y otros 108 al N°2). 

Sus iniciativas contemplan una capacidad esperada de producción de energía a nivel anual de 24571 GWh (sólo serían asignables 1500 GWh a partir del 2027) a un precio promedio de USD 61,93 MWh.

Por el lado de Inversiones La Frontera Sur, entidad bajo el control de la norteamericana Innergex Renewable Energy, propuso los valores de USD 87,38 MWh (sección horaria A), USD 45 MWh (hora B) y USD 88,15 MWh (franja horaria C).

La particularidad es que dicha firma concursa en la zona 3 del bloque de suministro N°2 , mediante la central hidroeléctrica Frontera, de 109,3 MW de potencia, que se ubicaría en la comuna de Mulchén (región del Bio-Bio), entraría en operación el 31 de diciembre del 2027 y sólo podría ser adjudicada hasta 299,2 GWh/año. 

Innergex Energía Renovable, que se encuentra bajo el paraguas de la firma norteamericana homónima, reveló un monto de USD 83,49 MWh en sus cuatro ofertas para suministrar energética eléctrica a las zonas 1 y 2 en los bloques horarios A y C. 

Y cabe recordar que la compañía presentó tres proyectos de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage System) en la región de Atacama, que totalizan 120 MW de potencia instalada neta con 5 horas de disponibilidad. 

La española Fotowatio Renewable Ventures (FRV), con la firma FRV Development Chile, hizo lo propio a un precio de USD 110 MWh en sus dos ofertas para cada bloque de suministro en las franjas horarias de 00:00 a 07:59 hrs., 23:00 a 23:59 hrs y de 18:00 a 22:59 hrs.

Sus proyectos en cuestión son Tirana Oeste – A (17,6 MW fotovoltaicos y 92,8 MW de baterías) que podría comercializar 60,8 GWh proveniente de generación solar y 135,5 GWh de la carga del sistema de almacenamiento; y Tirana Oeste – B (25 MW solar y 131,2 MW de storage) por 86 GWh de generación y 191,6 GWh de las baterías.

Mientras que GR Power, brazo de la comercializadora Grenergy, propuso un precio de USD 78,2 MWh en sus ofertas para cubrir la demanda de los segmentos horarios A y C de la zona 1, además de USD 44,2 MWh para la banda horaria B de la zona 2. Ofertas válidas para el bloque de suministro N°1, que busca abastecer 1500 GWh a partir del 2027. 

Pero de todas las ofertas económicas, poco más de la mitad de las presentadas por Enel, una de Inversiones La Frontera Sur y otra de GR Power no exceden el precio de reserva o valor máximo fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), que se detalla a continuación.

Precio de reserva (USD/MWh)

Bloque de Suministro

Zona

Horario A
Horario B

Horario C

N° 1

1
64
64
64

2

64

64

64

3
64
64

64

N° 2

1
62
62
62

2
62
62

62

3
62
62

62

Los ganadores de la Licitación de Suministro 2023/01 se darán a conocer el próximo miércoles 8 de mayo; pero de no culminar el proceso en una primera etapa, se realizará una segunda fase de subasta, con presentación de ofertas económicas el lunes 13 de mayo y su asignación al día siguiente.

A continuación, el detalle de las 230 ofertas económicas:

Excel ofertas lic suministro – Hoja 1

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La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) aprobó modificaciones a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, aquellas que fueron sometidas a consulta pública tres meses atrás (ver), despertando posiciones a favor y en contra. 

Según consta en la Resolución AN N° 19112 – Elec publicada a finales de abril, ahora se contempla el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) como complemento al cálculo de la potencia firme para el caso de las centrales de generación renovables. 

Si bien los actores del mercado vieron con buenos ojos actualizar las “reglas del juego” incluyendo nuevas tecnologías, el haberlo hecho en la antesala de las elecciones generales de Panamá y transitando el inicio de un periodo de licitación, el primero exclusivamente para renovables, generó el descontento de algunos. 

Empresas como AES, Alternegy, Enel, Generadora del Atlántico, Internergy y Sparkel Power, y gremios como la Asociación de Grandes Clientes Eléctricos (AGRANDEL), además de las distribuidoras eléctricas, realizaron observaciones varias que apuntaban desde ampliar los plazos de comentarios hasta a dar lugar a un mercado completo de servicios auxiliares como regulación de frecuencia primaria, de respuesta rápida y reserva rodante (ver). 

Finalmente, se resolvió aprobar las modificaciones vinculadas a la definición de los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB), Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías de un generador (SAEBg) y Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías para el Sistema Principal de Transmisión (SAEBt), así como su inclusión en esos términos en las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad. 

De esta manera, la empresa de transmisión será considerada participante consumidor cuando en un periodo de mercado compra energía al Mercado Mayorista de Electricidad para realizar la carga de sus SAEBt; y, será considerada participante productor, cuando en un periodo de mercado vende energía al Mercado Mayorista de Electricidad producto de la inyección de energía al Sistema por sus SAEBt. 

Y, en líneas generales, un participante productor (aquel que produce energía para su venta a nivel mayorista -sea este generador, autogenerador o cogenerador-) podrá vender por contratos de potencia y energía en la medida en que cuente con generación para su respaldo, no sólo con unidades generadoras propias o con generación que contrata de otro participante productor, sino también con los ahora denominados SAEBg que le pertenecen. 

Hoy, jueves 2 de mayo, se vence el plazo por el cual el Centro Nacional de Despacho (CND) debía presentar ante el Comité Operativo las propuestas de modificación al Reglamento de Operación y la Metodología de Detalle correspondiente, para que las mismas cumplan con las modificaciones aprobadas. Por lo que desde hoy no deberían haber impedimentos operativos para incluir SAEB en el sistema. 

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La Cámara de Diputados de Argentina dio luz verde a las reformas estructurales propuestas por el oficialismo y aprobó el proyecto de ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”, popularmente conocido como “Ley Ómnibus”.

“Es un primer paso fundamental para sacar a Argentina del pantano que ha sido las últimas décadas. Quiero agradecer la enorme tarea de todos los Diputados que, entendiendo el momento histórico, decidieron acompañar nuestro proyecto”, manifestó el presidente Javier Milei a través de sus redes sociales. 

¿Qué implica para el sector energético? La Cámara Baja le dio media sanción a la declaración de emergencia pública en materia administrativa, económica, financiera y energética por el plazo de un año, la privatización total de Energía Argentina (ENARSA) y las reformas a Leyes N° 15.336 y 24.065 con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

Con ello el Poder Ejecutivo pretende “adecuar” las tarifas del sistema energético para que éstas reflejen el costo real del suministro y propender a la explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con las distribuidoras actuando como agentes de percepción o retención de los importes a percibir en concepto de energía, transporte e impuestos correspondientes al MEM y al Fisco. 

Además, la Cámara de Diputados de la Nación aprobó, en lo particular, los doce capítulos del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) sin modificaciones al tiempo de extensión del mecanismo (30 años) ni a los montos de inversión en activos computables (desde USD 200.000.000 hasta USD 900.000.000, cualquiera sea el sector productivo involucrado); pero sí respecto plazo de adhesión. 

Los vehículos de proyecto único (VPU) titulares de una o más fases de un proyecto que califiquen como “Gran Inversión” podrán solicitar participar de este régimen en los primeros dos años desde su entrada en vigencia, pero el gobierno sólo podrá prorrogar el plazo en un año en lugar de dos como primeramente estaba previsto. 

Del mismo modo, el RIGI establece beneficios fiscales que alcanzan a impuestos nacionales y provinciales. En efecto, el artículo 187 dispone que las importaciones para consumo de mercaderías o temporarias de las firmas adheridas estarán exentos de derechos de importación, el impuesto PAIS, tasa estadística (de jurisdicción nacional) y “de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales”.

Miradas contrapuestas

La particularidad es que esta media sanción llegó pocos días después de que parte del sector energético de Argentina manifestó ciertas dudas respecto al RIGI, como por ejemplo en los montos de inversión, plazos de adhesión y el incentivo al desarrollo local e internacional, principalmente en proyectos de hidrógeno verde.

“¿Cuántos se imaginan que puede encargar un electrolizador para un proyecto, aunque sea piloto a mediana escala? No menos de 3 a 5 años. Un proyecto de verdad de H2V hay que pensarlo a 100 años. Comienza con una generación y le van a seguir 2, 3, 4 más. Los proyectos deben tener estabilidad jurídica, pero deben tener estabilidad a lo largo de toda la vida del proyecto”, planteó Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER).

“El RIGI desarma toda política destinada a desarrollar proveedores, estimular el compre argentino y mejorar la competitividad de la industria y las pymes. Nuestras industrias deberán pagar aranceles de importación para ciertos insumos que no deberán afrontar quienes ingresen en este régimen, generando desincentivos groseros a la producción en el país”, señaló en sus redes sociales el ex-ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, a pesar que aclaró que está conceptualmente a favor del creación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. 

Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, recogió el guante, garantizó que el Estado no obstaculizará el esfuerzo del sector privado y subrayó que desde el gobierno trabajan en ajustar la propuesta de ley de hidrógeno. 

“Queremos que los proyectos de H2 tengan la chance de existir y luego, naturalmente, vendrá la posibilidad de hacer acuerdos con proveedores locales porque los ayudará a ser más competitivos o por los servicios de post-venta, pero es una decisión del inversionista y debe tener total libertad de contratar los proveedores que desee”, apuntó Beljansky.

“Pretendemos revisar las cuestiones que ya están. Pero ya entendimos que el RIGI necesita algunos ajustes para considerar los tiempos de implementación de proyectos de H2V pero esperamos que se acerquen las propuestas del sector. También podemos trabajar de la mano de los legisladores, pero que se haga de manera articulada”, agregó. 

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Si bien el despliegue del hidrógeno libre de carbono en el mundo está previsto para finales de la década, requiere superar una serie de barreras como los altos costos asociados al vector, regulaciones que favorezcan su producción e inversiones en infraestructura para desarrollar la actividad. 

De acuerdo al Brochure 2024 publicado por la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), estos obstáculos a nivel mundial se convierten en oportunidad para Perú, donde los costos de producción de electricidad son bajos y el potencial de generación a través de energía renovable es alto, equivalente a 47500 MW, según las estimaciones de la Asociación Peruana de Energía Renovable (SPR).  

Sumado a esto, la asociación afirma que la reciente promulgación de la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde como combustible y como vector energético en sus diferentes aplicaciones (Ley N° 31992), podría convertir a Perú en un líder de la energía del futuro. 

Brochure-H2-PERU-2024_

“El Perú tiene un alto potencial para ser un productor y exportador de hidrógeno verde a precios competitivos por la abundancia y calidad de sus recursos solar y eólico. La existencia de un mercado interno a mediano plazo (minería, siderurgia, acero, transporte, etc) y del potencial exportador abre las oportunidades a diversificación económica de las regiones donde sería interesante desarrollar plantas de H2V”, explica H2 Perú..

Y agrega: “El gas natural disponible en Perú, además de su rol preponderante en la transición energética, dejará infraestructura de transporte y almacenamiento que podrán ser convertidas”.

En efecto, el Brochure 2024 afirma que el desarrollo de la cadena de valor a través de la investigación, innovación y capacitación de proveedores representa una oportunidad de desarrollo socioeconómico en regiones del país.

Además, se espera que está actividad genere un gran número de fuentes de trabajo. Según estimaciones de H2 Perú, el desarrollo de una industria del H2V tiene el potencial de crear como mínimo: 22 mil empleos del 2020 al 2030, 87 mil empleos del 2030 al 2040; y 94 mil empleos del 2040 al 2050.

A su vez, proyecta que se reducirán hasta 750 mil toneladas de CO2 anualmente para el año 2030. De hecho, la huella de carbono de este vector energético es 60% menor a la del hidrógeno gris o convencional. 

Teniendo en cuenta estos números, la industria del hidrógeno verde podría ayudar a mitigar el impacto negativo que aportan diversas industrias tanto en Perú como en el resto del mundo.

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Durante el reciente megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Alejandro Ramos, director Comercial España & Latam de Schletter, compartió sus perspectivas sobre el futuro de la empresa en la región.

Schletter avanza como proveedor en el sector energético con un historial impresionante de más de 700 MW en contratos. Pero buscaría ir por mas y posicionarse como suplidor líder no solo en Europa sino también en el Caribe.

«Contamos con un track record de más de 700 MW y, sumando solamente lo que hemos terminado de firmar y queremos formalizar en este 2024, queremos llegar a la cifra de 1 GW. Es una meta que está a la vuelta de la esquina y queremos evidentemente que el Caribe sea parte de ese hándicap, donde lo lo lograremos localmente»

La meta de alcanzar la cifra de 1 GW en contratos representa un salto significativo en su trayectoria y subraya su compromiso con el crecimiento y la innovación en el sector energético en nuevas latitudes.

Reconociendo que no existe un terreno perfecto, la empresa ha desarrollado una gama de productos especializados y estandarizados para garantizar la eficacia y seguridad de sus proyectos. Desde fijaciones horizontales y verticales hasta adaptaciones para diversas condiciones climáticas y de suelo, Schletter demuestra su capacidad para abordar los desafíos de manera integral.

La colaboración con socios del sector y el continuo enfoque en la investigación y desarrollo son elementos clave en la estrategia de Schletter. Ramos señaló durante su participación en FES que están cerrando diversos acuerdos con líderes del mercado para impulsar la innovación y mejorar la adaptabilidad de los productos.

«Estamos trabajando con compañeros del sector, diferentes panelistas, diferentes distribuidores para poder ir más allá en lo que es nuestro i+ d y desarrollar productos que no solamente ayuden a nuestro cliente nivel de estructurista», explicó.

Y añadió: «hay diferentes macroacuerdos que se van a cerrar en el futuro próximo. No puedo entrar en mucho detalle pero es con distintos panelistas líderes Tier One para poder acercarnos y mejorar nuestra adaptabilidad con módulos y con el suelo».

El contexto caribeño, con su clima favorable pero también con cargas de viento elevadas no son un impedimento para la oferta de la empresa, ya que la visión de Schletter se enfoca en ofrecer soluciones adaptadas a las necesidades del mercado, priorizando la seguridad y la calidad en todas sus operaciones, buscando garantizar la fiabilidad y durabilidad de sus estructuras incluso en las condiciones más exigentes.

De allí, Alejandro Ramos, director Comercial España & Latam de Schletter, también destacó la importancia de la mejora continua en el sector energético, motivo por el cual Schletter no solo invierte en tecnología y desarrollo de productos, sino que también ha optimizado sus procesos internos para ofrecer un servicio de operación y mantenimiento altamente eficiente y rentable.

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El gobierno de Argentina prepara nuevos mecanismos para incentivar la inversión privada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y ampliar la capacidad de transporte disponible, uno de los principales cuellos de botella para el avance de las energías renovables a lo largo del país. 

Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, confirmó que en los próximos días se publicaría una resolución de la Secretaría de Energía por la que se establecerán nuevas reglas de juego que faciliten el desarrollo de las obras en más de 132 kV.

“Oferta y demanda son los que tendrán que generar las condiciones que alguien quiera invertir en esa ampliación de la transmisión eléctrica; pero el estado como tal no pondrá dinero porque, aunque lo quisiera, no tiene la plata para hacerlo”, manifestó durante el Foro de Transición Energética e Hidrógeno Verde realizado en la provincia de Chubut. 

¿Cómo funcionará ese mecanismo? La funcionaria explicó que la resolución permitirá que el propio Estado o un agente del sector privado presente un proyecto de transporte eléctrico y éste vaya a licitación. 

Si la entidad que formuló dicha obra y se tomó el trabajo de realizar los estudios para llevarla a la convocatoria no resultara ganadora de esa licitación, recibirá un pago por parte del adjudicatario gracias a la idealización de la propia obra y por incurrir en costos previos del desarrollo. 

“¿Para qué se hace? Para que la oferta y la demanda sean los que se quieran vincular y quienes serán los actores fundamentales de la cadena”, subrayó la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación. 

“Y otras cosas que se plantearon y que vemos jurídicamente, son limitaciones asociadas con la seguridad, como el riesgo a que se desarrolle energía renovable en zonas fronterizas. Espero también que esta semana esté publicado el decreto, que como muchos proyectos de hidrógeno verde están en zonas costeras, marítimas y algunas de frontera, pueden tener algunas dificultades”, agregó Beljansky.

Es decir que la actual gestión podría dar continuidad a dos mecanismos que hoy en día ya están en marcha, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación o una nueva etapa tras conocerse que CAMMESA recibió 20 manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión.

De esas MDI, una corresponde exclusivamente a ampliación del transporte y cuatro para concretar aportes económicos para la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red; en tanto que las MDI que también contemplan parques renovables conforman el grueso de ese llamado.

Mientras que el MATER permite que los proyectos que soliciten prioridad de despacho en el MEM también puedan incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional. 

Incluso, CAMMESA ya adjudicó una obra de dicha índole (PCR propuso la repotenciación de CCSS en la ET de la línea 500 kV ET Olavarría – Abasto, que representaría un aumento más de 440 MW de capacidad en el corredor Comahue – Patagonia – PBA) y otras once solicitudes similares compiten en el llamado vigente (ver nota)

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Seraphim, una empresa Tier 1 fabricante de módulos fotovoltaicos, se destaca por su gran variedad de productos de tecnologías p-type y n-type, con altos porcentajes de eficiencia y probada experiencia en variedad de países y segmentos del mercado.

En Latinoamérica, se posiciona como aliado clave para nuevos proyectos fotovoltaicos de mediana y gran escala. Por lo que sus representantes en la región identifican un alto atractivo en plazas estratégicas que se encuentran impulsando licitaciones.

Durante su participación en el evento “Future Energy Summit Central America & The Caribbean”, Nicholas Serrano, gerente técnico de producto para Latinoamérica de Seraphim hizo especial mención a la licitación de 500 MW en Panamá, la licitación de 1500 MW en Honduras, así como a los planes de expansión en Guatemala que podrían desembocar en una convocatoria en el orden de los 1300 MW.

“Desde Seraphim celebramos estos esfuerzos de los gobiernos y queremos contribuir a este futuro que tiene la transición energética”, declaró.

En relación con las recientes licitaciones anunciadas en la región, Serrano señaló la importancia de las mismas para impulsar la competitividad del sector con energías renovables, en especial la solar fotovoltaica.

“Todos sabemos que los módulos fotovoltaicos tienen un peso significativo en el CAPEX de los proyectos, aproximadamente un 40%. Por eso, es importante mejorar la eficiencia de los módulos para entregar mayores cantidades de energía a un mismo precio”, apuntó.

Y aseguró: “En Seraphim continuamente estamos trabajando en investigación y desarrollo para mejorar las eficiencias de nuestros módulos, también para optimizar los componentes mecánicos y eléctricos de nuestros módulos de manera de poder entregar nuestros clientes soluciones económicamente viables y que reduzca el LCOE de estos proyectos”.

En este contexto, Nicholas Serrano expresó el entusiasmo de la empresa por participar en estos proyectos y contribuir a la transición energética hacia fuentes limpias. Ahora bien, advirtió que hay algunos aspectos que requieren revisión para asegurar el éxito de PPAs.

De allí, destacó la necesidad de mejorar la competitividad de las licitaciones, así como la transparencia, la gobernanza y la regulación, subrayando la importancia de acciones coordinadas del sector público y privado para alcanzar las metas energéticas establecidas para 2030 y 2050 en la región.

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AE SOLAR, premiada marca alemana con dos décadas de expertise en el mercado fotovoltaico, estuvo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina a fin de seguir avanzando en su participación en la región. 

José Luis Montoya, sales manager de AE Solar, participó del panel de debate denominado “Claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” dio a conocer los próximos pasos de la compañía y enfatizó en el rol de la energía agrovoltaica en Latinoamérica, permitiendo el doble uso de la tierra para la generación de energía y actividades agrícolas y ganaderas.

“De la mano con el equipo de investigación en Alemania, pudimos generar el módulo TERRA, especialmente diseñado para aplicaciones agrovoltaicas para no competir con el uso del suelo, sino ir de la mano con ello”. 

“El producto disminuye hasta 75% la probabilidad de microfisuras porque a la configuración de las celdas (de geometría rectangular) le hicimos un giro de 90 grados para que el lado largo de la celda vaya paralelo al lado largo del módulo. 

Es decir que dicho módulo bifacial se instala verticalmente, sirve a modo de cerca y, al dejar de estar inclinado, aporta más espacio para pastoreo, cosechas, tractores y demás actividades agrícolas; sumado que, al tener esa posición de la celda paralela al módulo, posee más flexibilidad y puede adaptarse a pequeñas deformaciones que se dan con las cargas de vientos. 

Y cabe recordar que la energía agrovoltaica es un concepto desarrollado por Alemania en 1981 que vincula dos sectores estratégicos en una relación virtuosa de sustentabilidad: las energías renovables y la agricultura.

En ese sentido, soluciones como la tecnología agrovoltaica se convierte en una alternativa relevante para generar acciones de cambio, optimizando el uso del terreno y aumentando el porcentaje de humedad en los suelos gracias a la sombra que generan los paneles solares fotovoltaicos, haciendo más eficiente el uso del agua para el riego y protegiendo el cultivo de las altas temperaturas y la irradiación solar.

Por lo que desde AE SOLAR, mediante nuevas tecnologías y soluciones, buscan suplir casos puntuales de diversos nichos de mercado, entre ellos el agrovoltaico para el cual observan un alto potencial en Argentina, considerando que dicha alternativa también se posiciona como una alternativa para alcanzar la meta de carbono neutralidad en el futuro y de reducir el uso de combustibles fósiles. 

“Nos preguntamos cómo le damos más energía al cliente y cómo le hacemos ganar dinero. Y aparte de eficiencia, se trata de crear nueva tecnología. No sólo con tecnología comerciales, sino también fabricadas específicamente para esas necesidades”, subrayó Montoya.

“Además, por las limitaciones que tiene Argentina en cuanto a salida de divisas, analizamos tener un espacio local para despacho de local, que favorezca las formas de pago y amortigüe la forma en la que el cliente argentino tome los módulos de AE SOLAR sin que entre en el dilema de los meses de pago, cuota y demás”, continuó. 

A lo que se debe añadir que desde la compañía de origen europeo están creando un fondo de inversión donde interactúan con aliados locales, EPCistas y desarrolladores para crear proyectos en conjunto y que ello los lleve a crear la energía. 

“Comenzamos con análisis a fondo de cómo cambia el ámbito político en Argentina para conocer temas legales, financieros y tributarios para escoger aliados y así avanzar a nivel local”, concluyó el sales manager de AE SOLAR.

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Como parte de sus esfuerzos por impulsar energías renovables en el país, el Gobierno dominicano firmó un contrato de concesión definitiva para el proyecto «Instalación Fotovoltaico Santa Clara Energy Group de 84 MWp / 67.70 MWn».

El contrato fue rubricado por el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Edward Veras Díaz, y Marco Antonio Gonzalez Soto, representante de la empresa concesionaria Santa Clara Energy Group, S.R.L.

El proyecto, con una capacidad instalada nominal de 67.70 MWn y una capacidad pico de 84 MWp, estará ubicado en el paraje de Santa Cruz, en el municipio Pedro Brand, provincia Santo Domingo, República Dominicana.

Esta instalación fotovoltaica, alimentada por energía solar, no solo impulsará la capacidad de generación energética del país, sino que también contribuirá significativamente a la diversificación de su matriz energética hacia fuentes renovables.

Además, se destaca que el proyecto contará con una capacidad de almacenamiento de 20.03 MW y 80.12 MWh, lo que garantizará una gestión eficiente de la energía generada, mejorando así la estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico en la región.

La concesión otorgada refleja el compromiso continuo del Estado dominicano con el desarrollo sostenible y la promoción de inversiones en el sector energético, en línea con los objetivos de mitigación del cambio climático y la transición hacia una economía más verde y resiliente.

Con este hito, se abre un nuevo capítulo en el panorama energético de la República Dominicana, marcado por el avance hacia una mayor autosuficiencia energética y la consolidación de su posición como líder regional en la adopción de tecnologías limpias y renovables.

La ceremonia de firma contó con la presencia de la embajadora de Alemania en el país, Maike Friedrichsen; así como otros ejecutivos de la empresa y colaboradores de la Dirección Jurídica de la CNE.

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Como la empresa en constante crecimiento, innovación y expansión que somos, estandarizaremos nuestra marca a nivel mundial, reflejando nuestros valores fundamentales en nuestro nombre comercial.

Thor, uno de los grandes dioses nórdicos, era considerado el protector de la humanidad y del planeta Tierra, Señor del clima y de la energía eléctrica.

Dado que el cambio climático es uno de los retos más dramáticos de nuestro tiempo, con nuestros módulos solares queremos contribuir a la preservación y defensa de un planeta en el que merezca la pena vivir. Con esto en mente, hemos decidido dejar atrás la marca Sunova Solar y continuar nuestro futuro como Thornova Solar.

Nuestros últimos paneles fotovoltaicos de alta densidad son sinónimo de una producción eléctrica excepcional y se utilizan en aplicaciones que van desde los sistemas solares flotantes hasta las tierras bajas y las altitudes alpinas.

Estudios recientes realizados en todo el mundo han demostrado que los grandes cultivos solares no solo convierten la luz solar en electricidad, sino que también podrían promover la formación de nubes y, por tanto, la lluvia en regiones desérticas —un claro atributo de Thor para proteger nuestro planeta, que también se refleja en nuestra ambiciosa visión de convertirnos en uno de los principales proveedores mundiales de energía verde en el negocio fotovoltaico.

Además, los rasgos de la personalidad de Thor, como admitir positivamente los errores, afrontar los retos de frente, aceptar el cambio como una oportunidad de crecimiento y considerar a las personas como los activos más importantes, reflejan a la perfección los principios fundamentales de nuestra empresa.

Thornova Solar se compromete a aceptar el cambio; a trabajar en equipo; a ser fuertes, audaces, ambiciosos y a ser nuestros propios héroes. Junto con nuestra misión de convertirnos en la empresa energética más centrada en el cliente, esto nos convierte en un socio fiable y sostenible a largo plazo tanto para nuestros clientes como para el resto de nuestros partners.

La transición total a la marca Thornova Solar será gradual pero definitiva. En los próximos meses, nuestras dos marcas -Sunova Solar y Thornova Solar- coexistirán en nuestras comunicaciones corporativas, como un recordatorio de nuestros orígenes; una expresión de nuestro desarrollo y una confirmación de nuestro compromiso con nuestros clientes de proporcionarles el mejor soporte técnico.

Todos los compromisos y contratos, así como las garantías y sus seguros que se suscribieron bajo la marca Sunova Solar, seguirán siendo válidos sin restricción alguna.

Acerca de Sunova Solar / Thornova Solar

Sunova Solar y Thornova Solar son empresas Tier 1, centradas en soluciones energéticas y en el diseño y la fabricación de componentes de energías renovables, como módulos fotovoltaicos, células solares, inversores y soluciones de almacenamiento en baterías solares.

Nuestro equipo de I+D se centra en el desarrollo constante de tecnología solar innovadora para los mercados de generación distribuida sobre tejado y de energía solar montada en suelo a escala de servicio público. Gracias a nuestras modernas instalaciones de producción automatizada, ofrecemos la fiabilidad y el rendimiento que usted y sus clientes esperan.

Nuestro apoyo logístico y de almacenamiento local en todo el mundo garantiza que sus proyectos se instalen siempre a tiempo.

Actualmente, Sunova Solar opera cuatro plantas de fabricación en China y Vietnam y está construyendo dos fábricas más.

A finales de 2024, tendremos una capacidad plenamente operativa de 10 GW en módulos fotovoltaicos y 9 GW en células solares. Todas nuestras operaciones en China están situadas fuera de la zona de Xinjiang.

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El Segundo Debate Presidencial de México se llevó a cabo este domingo 28 de abril. En el diálogo entre las candidaturas se abordaron cuatro bloques temáticos: el crecimiento económico, empleo e inflación; pobreza y desigualdad; infraestructura y desarrollo; y, cambio climático y desarrollo sustentable.

En el inicio, Jorge Álvarez Máynez, candidato del Movimiento Ciudadano, fue el primero en pronunciarse sobre el sector energético con un enfoque en energías renovables variables: “México se necesita mover con el sol, con el viento y cambiar un modelo que abastezca a la inversión de energía”, planteó.

Avanzado el bloque sobre infraestructura y desarrollo, aseguró: “Va a haber continuidad en obras de infraestructura importantes; por ejemplo, la presa Vicente Guerrero en Nuevo León, que será tres veces más grande que El Cuchillo. Pero tiene que haber continuidad en toda una visión que abarque a todo México, que ese desarrollo regional llegue a todas las regiones del país y que se pueda hacer presente a través de proyectos multianuales y que impliquen el desarrollo de diversos estados; por eso, necesitamos un plan que tenga metas, que tenga objetivos y que tenga plazos definidos”.

En tal sentido, el candidato del Movimiento Ciudadano ya había adelantado durante su campaña que de ser elegido como nuevo presidente de México, apuntará a “arreglar el modelo energético” y desarrollar proyectos de energías limpias y baratas como eólica y solar, priorizando su localización en Oaxaca, Zacatecas, Tamaulipas y Yucatán.

Pero aquello no sería todo. Durante su participación en este segundo debate presidencial añadió: “En el plan Nacional de infraestructura educativa vamos a colocar paneles solares en todas las escuelas de este país para garantizar que tengan acceso a energía eléctrica y en todos los hospitales y centros de salud para que los pacientes y las pacientes puedan tener una atención digna”.

Y durante su intervención sobre cambio climático y desarrollo sustentable, sostuvo: “Necesitamos un nuevo modelo de energía sustentado en energías limpias que además son más baratas. En la energía del sol, en la energía del viento. No hay planeta B, este es nuestro hogar común”.

“El gran problema que tenemos en el cambio climático son los gases de efecto invernadero pero el 51 % de esos gases los genera el modelo actual de generación de energía que está basado en combustibles fósiles, en combustóleo y en termoeléctricas, además de que cada vez es más caro para las personas. Por eso, necesitamos cambiar el modelo de generación de energía a un modelo de energías limpias basado en la energía solar y en la energía del viento, en la energía eólica”.

E insistió: “En lo que México sí es rico es en la potencialidad que tenemos para la energía solar y para la energía eólica y además hay que hacerla con una perspectiva que incluya las comunidades a los pueblos originarios, a las campesinas y a los campesinos en los modelos de desarrollo. No la reforma energética que propuso Peña Nieto para unas cuantas manos que concentraron las concesiones y los beneficios de esa reforma. Para tener una lucha frontal contra el cambio climático hay que entender la dimensión del problema”.

Por su parte, Xóchitl Gálvez, de la alianza opositora Fuerza y Corazón por México subrayó durante el primer bloque temático: “Voy a trabajar para que haya certeza jurídica, energías limpias y baratas”.

Ya hacia el tercer bloque sobre infraestructura y desarrollo, expresó: “Vamos a financiar la instalación de 2 millones de paneles solares para que las familias dejen de pagar tanto dinero en luz. El nearshoring es una realidad que se está yendo a otro lado porque México no le da certeza jurídica a los inversionistas. Necesitamos energía limpia y barata. Necesitamos apostarle a la educación, a la ciencia y a la tecnología”.

Respecto a infraestructura, es preciso recordar que Xóchitl Gálvez ya había anticipado en los últimos meses que, de llegar a lograr el máximo apoyo popular en la votación, atenderá la expansión del sistema de transmisión y el parque de generación, promoviendo al menos 100 nuevos proyectos renovables y, como medida concreta, propuso retomar las subastas eléctricas:

“Mi apuesta son las energías renovables y el uso de gas natural como el combustible de transición pero sobre todo apostarle al hidrógeno para grandes consumos. Tenemos que volver a las rondas para la energía limpia, para el tema petrolero y para las subastas eléctricas. En ese sentido esa será mi apuesta como presidenta de México”.

Además, la candidata de la alianza opositora Fuerza y Corazón por México sostuvo: “No concibo el desarrollo económico sin el pleno respeto al medio ambiente. Nuestra apuesta será un desarrollo sustentable”.

“Para mí el tema es: energías renovables. Hay quien cree que estas ponen en riesgo el sistema eléctrico nacional; lo que tenemos que hacer es hacer más líneas de transmisión y darle confiabilidad al sistema. Yo propongo que el 50% de energía sea renovable para el 2030, que México regrese a ser uno de los países que más energía barata pudo ofrecer en los mercados gracias a la participación del sector privado, que la gente tenga energía limpia y barata, que tengamos cero neto de emisiones para el 2050. Tenemos que dejar esta adicción a los combustibles fósiles”, finalizó.

Por su parte, Claudia Sheinbaum, candidata del oficialismo por la Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México, recordó que durante años fue investigadora del instituto de ingeniería de la UNAM y que justamente el tema que encaró fue energía y cambio climático, por lo que en el último bloque temático desarrolló:

“Hay que trabajar en dos sentidos. El primero tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero, eso significa reducir las emisiones que provocan el cambio climático; México tiene 1.8% de esas emisiones y ahí vamos a avanzar en la transición energética que ya lo voy a mencionar un poco más adelante. Por otro lado, la adaptación al cambio climático, que es parte de lo que ya se está trabajando y que ahora vamos a desarrollar también para que podamos atender la adaptación en términos del agua, en términos de la producción en el campo, en términos de la producción industrial”.

Repasando su trayectoria política trajo a colación también los casos de éxito que implementó en Ciudad de México y que considera que podría replicar a nivel nacional.

“Estamos planteando en la transición energética, por supuesto, y como lo planteé tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero que provocan el cambio climático global. La única de los tres que ha hecho acciones para el desarrollo en una ciudad de energías renovables es su servidora cuando fui jefa de gobierno: todos los techos de la Central de Abasto tiene una planta solar de 19 MW, la más grande que haya en cualquier lugar del mundo, de igual manera reforestamos 34 millones de árboles (después voy a pasar a lo que se de reforestación por parte del Gobierno Federal) hicimos 17 parques, dos plantas recicladoras de basura, una planta piloto de basura orgánica que vamos a llevar a otros lugares del país inversión de alrededor de 20,000 millones y se hizo una reducción de 2.6 toneladas de CO2 mientras fui jefa de gobierno; es decir, ya lo hicimos y lo vamos a hacer a nivel nacional”.

Un punto coincidente entre los tres candidatos para continuar con el proceso de transición energética fue facilitar el acceso a paneles solares a particulares. Durante su participación, Claudia Sheinbaum planteó:

“Vamos a avanzar en la transición energética al 2030 50% eso lo dijo México en la última COP. Autos y transporte eléctrico, paneles solares particularmente para las viviendas en el norte del país y en el sur”

Ahora bien, en lo que sí disintió la candidata por el oficialismo es respecto a subastas: “Dice que va a recuperar las rondas, que va a recuperar lo que significó la privatización de Pemex. Lo que ellos tenían y no pueden negarlo son negocios sucios con energías limpias, lo que estamos haciendo nosotros y lo que vamos a seguir haciendo son energías renovables y al mismo tiempo tener una base con el gas están construyendo muchísimas plantas de ciclo combinado la planta de Puerto Peñasco de 5 GW y vamos a seguir construyendo la transición energética de nuestro país”, concluyó.

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El gobierno lleva acumulado una deuda de más de USD 2200 millones con las generadoras de electricidad y petroleras que abastecen con gas a centrales termoeléctricas debido a que decidió no pagar las bonificaciones del Plan Gas y reducir al mínimo las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

Este hecho, y el anuncio del superávit fiscal por parte del Poder Ejecutivo generaron controversias dentro del sector político de Argentina; a tal punto que la ex-presidenta Cristina Fernández de Kirchner acusó al actual presidente Javier Milei de no tener superávit por la cantidad de pagos postergados que acumula el Estado. 

«No tenés superávit hermano, mirá todo lo que debés», le dijo la ex mandataria el pasado sábado en un acto público en Quilmes. 

Milei no fue ajeno al tema, sino que salió al cruce de CFK y confirmó que se saldará la deuda con Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico en el mes de julio a partir del superávit generado en lo que va del 2024.

“Los pagos a CAMMESA se harán a mitad de año, con lo cual a lo largo de los primeros cinco meses del año, estamos generando mucho superávit financiero para compensar el aumento en las partidas por el pago de CAMMESA y el pago de los aguinaldos”, aseguró. 

“Cuando vengan esos números, operativamente quedaremos en déficit, pero con todo acumulado previamente las cuentas seguirán equilibradas. El superávit tiene mucha motosierra y alguna parte de las licuadoras, que cuando se conviertan en permanente, se traducirán en ajuste”, agregó públicamente.

Incluso, el ministro de Economía, Luis Caputo, encabezó un encuentro donde recordó que la actual gestión se hizo cargo con fondos del ejercicio 2024 de las transacciones impagas de octubre y noviembre 2023 (correspondiente a la administración de Alberto Fernández) y reveló una estrategia para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de 600 MM de valor nominal.

Cabe recordar que desde enero, CAMMESA dejó de recibir fondos del Tesoro Nacional y se quedó sin caja para pagar la electricidad a las generadoras y transportistas; y hasta Hernán Lacunza, ex ministro de Hacienda de la Nación durante la presidencia de Mauricio Macri, denunció que la motosierra del gobierno de Javier Milei había pasado por el sector energético y que el superávit no era 100% real por la falta de pagos. 

“El superávit fiscal de enero es 25% motosierra (obra y provincias), 57% licuadora (jubilaciones, salarios y planes) y 18% freezer (pagos energía). El último 75% no es extensible, habrá que reemplazarlo por otras fuentes. No se le pagó la energía a CAMMESA, eso es como si una familia no pagara la luz de su hogar. Lo tiene que pagar el Estado mientras haya subsidios”, cuestionó meses atrás.

Rodríguez Chirillo también salió al cruce

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, criticó a la ex-presidenta Cristina Fernández de Kirchner por su análisis del panorama energético actual en el que adjudicó los altos precios actuales de la energía a las medidas tomadas durante los gobiernos de Macri y Milei.

“Lo único correcto que dijo CFK es que el sector energético es complejo. Hago algunas aclaraciones para que no confunda a la gente. No podemos permitir que los responsables de dejar al sistema eléctrico desfinanciado, desinvertido y al borde del colapso hablen tan livianamente…”, acusó vía redes sociales.

“Transformaron a Cammesa en un apéndice del Estado desde donde manejaron arbitrariamente todo el sector con la política intervencionista y no exenta de información poco transparente. Esto generó distorsiones y contribuyó al desequilibrio financiero del sector. El presidente Javier Milei nos encomendó corregir estos errores, eliminar transferencias al sector, reflejar el costo del suministro en tarifa promoviendo la competencia, la inversión privada y enfocando los subsidios en quienes realmente lo necesitan”, declaró.

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Huawei Digital Power tuvo una participación destacada en el megaevento Future Energy Summit Central America & the Caribbean (FES CA&C) llevado a cabo durante el mes de marzo del 2024.  

Durante su keynote ante un auditorio de más de 400 profesionales del sector energético, la empresa llevó a cabo una ponencia denominada “Soluciones de almacenamiento como Futuro de las Renovables en Centroamérica y el Caribe”. 

Allí, Diomedes Quijano, CTO en Centroamérica y el Caribe de Huawei Digital Power, se refirió a 10 pilares para poder garantizar la inserción de los sistemas de almacenamiento dentro de las matrices energéticas: 

PV & BESS como energía confiable; Efectiva administración de plantas; Manejo completo e inteligente del ciclo de vida ; formación de red en todos los escenarios; seguridad tetradimensional; seguridad de la celda al BESS; MLPE & CLPE (electrónica de potencia a nivel de módulo y a nivel de celda); Manejo en alto voltaje y confiabilidad; alta frecuencia y densidad energética; y, alta calidad de la energía gestionada a través del sistema.

Teniendo en cuenta estos pilares, el especialista hizo énfasis en depositar interés inmediato en la efectiva gestión y administración de plantas, como también en los niveles de seguridad que necesitan los sistemas de almacenamiento. 

Por el lado de la gestión y administración efectiva de plantas se refirió a que, a medida que crece el parque de generación local, se requerirá con mayor urgencia una coordinación efectiva del despacho energético y el balance dinámico de los sistemas de potencia que conforman el plantel energético. 

“Observamos que vamos a necesitar herramientas que nos permitan una gestión masiva y efectiva de las distintas plantas que van a ingresar al sistema. Tiene que darse un fenómeno denominado coordinación multienergía, esto es, permitir el ingreso de múltiples tipos de fuentes de energía pero al mismo tiempo coordinar su tecnología e ingreso a la red eléctrica, verificar las condiciones del sistema de transmisión y demás”, subrayó el CTO en la región de Huawei Digital Power.    

Respecto a seguridad en sistemas BESS, consideró que, como su abordaje puede realizarse desde múltiples ángulos, es preciso garantizar múltiples capas de protección que , que a su vez faciliten el desarrollo de una matriz energética estable y al mismo tiempo la robustezca para que brinde respuestas efectivas ante las necesidades de los agentes de mercado y, por supuesto, los usuarios finales. 

Luego, enfatizando aún más en los aspectos de  seguridad que necesitan los sistemas de almacenamiento (BESS) indicó que se deben garantizar múltiples niveles de seguridad “desde la celda al punto de interconexión”, de esta manera se establecerá el ingreso de los BESS en conjunto con las fuentes renovables de una manera sostenible y confiable en el tiempo. 

“Cada vez que pensemos en sistemas de almacenamiento, tenemos que considerar que  desde la celda del sistema de almacenamiento hasta su integración con la red hay  que garantizar múltiples niveles de seguridad”, consideró.  

Concebir así los sistemas permitirá ir adoptando de a poco y hacia un concepto macro, la seguridad tetradimensional, en palabras del especialista: 

“En todos los escenarios posibles tenemos que lograr lo que nosotros denominamos una seguridad tetradimensional. La seguridad tetradimensional implica desde los (1) dispositivos de control y monitoreo (software) a nivel local del BESS, (2) los dispositivos que conforman el BESS l, (3) monitoreo y control a través de la integración con tecnologías de la información y comunicación (TIC’s) y, lógicamente, (4) también todo lo que implica la seguridad a nivel del macrosistema conformado por los distintos mercados y países”. 

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Desde 2021, reina la incertidumbre y preocupación por los altos precios de la electricidad que han ido en aumento, golpeando los bolsillos de hogares y empresas en Colombia. 

Sumado a esto, tal como advirtió el Comité Intergremial Atlántico, las tarifas de energía eléctrica subirán aún más a partir de mayo como consecuencia de la Resolución No. 40116 del Ministerio de Minas que obliga a las termoeléctricas a hacer despachos forzados y fija nuevas reglas para el despacho de las hidroeléctricas. 

Esa medida ocasiona incrementos en el costo de las restricciones a través de las cuales se distribuye el costo de la generación forzada del parque termoeléctrico.

En este contexto, en su informe Precios de Electricidad: ¿El cielo es el límite?, la Cámara Colombiana de Energía (CCENERGÍA) advierte que las causas de este fenómeno pueden explicarse por factores como: la sequía y el bajo nivel de los embalses; la volatilidad del mercado internacional de energía y la problemática del proceso de formación de precios para los usuarios finales donde los valores absolutos de cada componente de los costos unitarios (CU) se duplicaron en poco tiempo.

Tras analizar el costo de racionamiento operativo -CRO-, publicado por la UPME, la cámara asegura que la dinámica creciente de los precios de la energía no responde necesariamente a un incremento paralelo de los costos de generación, ni a un aumento transversal de los costos del sector productivo nacional.

“A esto se sumó la relación bidireccional entre los precios de la energía y el IPP la cual generó una retroalimentación nociva que incrementó la persistencia del choque inflacionario registrado entre 2021 y 2023”, explica.

Y agrega:  “En efecto, el sector industrial es un consumidor importante en el mercado no regulado y un gran porcentaje de los costos que enfrenta este sector provienen del precio de la energía, por lo que el incremento de la tarifa del costo unitario – debido a la indexación – genera efectos de segunda ronda sobre el IPP y contribuye a elevar aún más los precios de la energía”.

De acuerdo al reporte, por el nivel que han alcanzado los costos unitarios de prestación del servicio eléctrico en el país, los costos reflejan más un enfoque meramente contable, que un enfoque de eficiencia.

Según la Cámara, los altos precios de electricidad en Colombia ameritan que se revise en el próximo ciclo de actualización de fórmulas tarifarias los elementos que han contribuido al incremento acelerado de dichos precios, así como los instrumentos que deben ponerse en marcha para alertar eficazmente sobre el posible desborde en las diferentes regiones del país y plantear acciones para mitigar oportunamente los impactos sobre la factura de los usuarios.

Todo ello, sin incurrir en la explicación simplista de bajar el consumo para obtener tarifas más económicas. 

“En la medida que los costos dejen de tener componentes dinámicos y flexibles de la prestación del servicio, en especial en el componente de distribución, que impacta significativamente a la “última milla” del servicio, y deriven en costos medios en los cuales se reflejan múltiples costos reales y contables de las empresas, veremos una espiral imparable de precios, cuyo techo quizás sea el cielo”, advierten.

Por ello, la Cámara Colombiana de la Energía propone que el nuevo ciclo de revisión de fórmulas tarifarias tome en consideración la dinámica reciente de costos, indexaciones y facturas reales sobre los mercados de cada empresa. 

“Los factores que más influyen en un crecimiento acelerado de los precios de electricidad han sido ampliamente diagnosticados y las empresas eléctricas pueden contribuir a mitigar los efectos de una mayor demanda acompañada de altos precios, que dan origen a la creciente inconformidad de los usuarios y a la dificultad para que los efectos inflacionarios no se atenúen”, concluyen.

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El Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) publicó su último informe de la serie Pathways to Commercial Liftoff, que describe cómo el sector eólico marino de EE. UU. se está adaptando a los desafíos y está preparado para un progreso continuo para crear decenas de miles de nuevas y buenas empleos bien remunerados y ampliar el acceso a energía limpia para millones de estadounidenses, con un camino hacia el despliegue de más de 100 gigavatios (GW) para 2050. El informe Pathways to Commercial Liftoff: Offshore Wind  concluye que el sector hoy está preparado para despegar, gracias a la continua esfuerzos para adaptarse a los recientes desafíos del mercado. Los proyectos que avancen en los próximos años sentarán las bases para un despliegue consistente a largo plazo, una descarbonización y beneficios económicos en todo el país en apoyo de los ambiciosos objetivos del presidente Biden de lograr un sector energético 100% limpio para 2035 y una Economía cero emisiones para 2050.

«La energía eólica marina ya está alimentando a más de 100.000 hogares estadounidenses, y con el Informe de despegue de la energía eólica marina y las nuevas inversiones, la Administración Biden-Harris está ayudando a cumplir la promesa de que esta tecnología escalará rápidamente en los próximos años», dijo  el subsecretario de Estado de EE.UU. Energía David Turk . «El sector eólico marino está avanzando rápidamente incluso frente a los desafíos macroeconómicos, lo que prepara a la industria para crear buenos empleos y respaldar un sistema energético limpio y resiliente».

Para ayudar a aprovechar el potencial de esta industria, el DOE anunció hoy su intención de financiar $48 millones en proyectos de investigación y desarrollo para el desarrollo de tecnología eólica marina, fabricación nacional y más: nuevos fondos del DOE que forman parte de recursos federales más amplios que Biden- La administración Harris se está desplegando para hacer crecer la industria eólica marina estadounidense. El DOE también está anunciando sus últimos pasos para respaldar la transmisión eólica marina, incluido el apoyo a las necesidades de estandarización y el desarrollo de directrices y un nuevo análisis para el Golfo de México.

El informe Pathways to Commercial Liftoff: Offshore Wind Deployment analiza los desafíos del mercado y las soluciones que ya están en marcha, y descubre que el sector se está adaptando a las recientes presiones de costos y verá menores riesgos y costos a medida que la implementación aumente con el tiempo. Las conclusiones y puntos de vista clave incluyen:

El mercado eólico marino estadounidense se encuentra en un punto de inflexión . A pesar de enfrentar desafíos macroeconómicos, el sector se está adaptando y se está incorporando una mejor mitigación de riesgos en la planificación industrial. El liderazgo estatal ha sido y seguirá siendo fundamental, al igual que la política federal, incluido el uso de herramientas de larga data y nuevos recursos disponibles a través de la Ley Bipartidista de Infraestructura y la Ley de Reducción de la Inflación.
El sector está preparado para el despegue , comenzando con proyectos de entre 10 y 15 GW con un camino hacia la decisión final de inversión en los próximos años.  Estos proyectos sentarán las bases para un despliegue consistente a largo plazo, una descarbonización y beneficios económicos en todo el país. A más largo plazo, la energía eólica marina puede generar más de 100 GW de energía limpia para 2050.
Si bien los costos aumentaron en los últimos años, existe un camino hacia la reducción de costos en el futuro . Los aumentos de costos fueron impulsados ​​por la rápida inflación de los costos de los equipos, el aumento de las tasas de interés, las limitaciones de la cadena de suministro y los retrasos en los cronogramas, pero los vientos en contra de los costos globales han comenzado a estabilizarse y las nuevas solicitudes de compra reducen el riesgo de desarrollo en el futuro. Los gobiernos y la industria están aprovechando las lecciones aprendidas, con esfuerzos continuos para perfeccionar la adquisición de proyectos y proveedores, fomentar la colaboración regional para la planificación de la cadena de suministro y la transmisión, y realizar inversiones para respaldar la infraestructura habilitadora necesaria.
La energía eólica marina tiene una propuesta de valor convincente y distintiva. La energía eólica marina es un pilar central de la descarbonización de los centros de población costeros, y los costos de extracción reflejan no solo el costo de generar energía limpia, sino también el costo de entregar energía a los centros de carga costeros (transmisión) y la oportunidad de revitalizar la infraestructura marítima y la manufactura nacional. La energía eólica marina tiene una propuesta de valor convincente y distintiva que complementa otros recursos limpios, con altos factores de capacidad y una fuerte producción invernal que respaldan la confiabilidad de la red y la diversidad de recursos.

En apoyo al desarrollo acelerado de la energía eólica marina, el DOE también anunció hoy:

48 millones de dólares para proyectos de investigación destinados a abordar las principales áreas de necesidad de energía eólica marina

La Oficina de Tecnologías de Energía Eólica (WETO) del DOE publicó un Aviso de Intención para financiar proyectos que apoyen la investigación y el desarrollo nacionales acelerados para tecnologías eólicas marinas tanto flotantes como de fondo fijo para su implementación frente a ambas costas, asociaciones para expandir la fabricación nacional de energía eólica marina y las cadenas de suministro en el Región de los Grandes Lagos, protección de la vida silvestre marina a través de nuevas tecnologías de monitoreo y liderazgo académico estadounidense en energía eólica marina flotante.

Hoja informativa sobre financiación

La Administración Biden-Harris publicó una nueva hoja informativa interinstitucional que describe los recursos federales clave disponibles para apoyar el despliegue de la energía eólica marina. Esto incluye programas impositivos, subvenciones y oportunidades de financiación, y programas de financiación federal del DOE, el Departamento del Interior, el Departamento de Comercio y el Departamento de Transporte.

Innovación en la fabricación de palas de turbinas eólicas nacionales RFI

WETO solicita información sobre el estado actual de la fabricación de palas de turbinas eólicas en Estados Unidos, las futuras necesidades de innovación en la fabricación de palas en el país, el desarrollo de la fuerza laboral de fabricación y cómo los recientes incentivos e iniciativas fiscales afectan el pensamiento y las estrategias de las partes interesadas.

Estandarización y orientación sobre la transmisión de energía eólica marina en el Atlántico

En consonancia con las recomendaciones del Plan de Acción de Transmisión de Energía Eólica Marina del Atlántico publicado el 21 de marzo, la Oficina de Despliegue de Red (GDO) anunció un próximo apoyo para las necesidades de estandarización de la transmisión de energía eólica marina y el desarrollo de directrices.

Análisis de transmisión de energía eólica marina en el Golfo de México

GDO y WETO están ampliando su cartera de transmisión eólica marina más allá del Atlántico y Occidentecostas para incluir la región del Golfo de México, comenzando con una revisión de la literatura y un análisis de lagunas.

El DOE desarrolla sus informes Pathways to Commercial Liftoff con una amplia participación de las partes interesadas y modelado de sistemas. Se agregarán informes adicionales en los próximos meses y continúa fomentando la participación del público y la participación de las partes interesadas a través de foros de la industria y por correo electrónico a liftoff@hq.doe.gov . Obtenga más información sobre los hallazgos del informe «Pathways to Commercial Liftoff: Offshore Wind» y regístrese para un seminario web el viernes 10 de mayo de 2024 a las 3:00 p.m.EDT.

Obtenga más información sobre cómo WETO, GDO y la Oficina de Programas de Préstamos del DOE  están apoyando el avance de la energía eólica marina nacional y suscríbase al boletín Catch the Wind para obtener la información más reciente sobre oportunidades de financiación, eventos y otras noticias relacionadas con la energía eólica marina.

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El mercado eléctrico peruano enfrenta una serie de desafíos que afectan a los generadores de energía tanto convencionales como renovables.

Aunque el sector energético en Perú ha experimentado un crecimiento considerable en las últimas décadas, todavía enfrenta obstáculos significativos para adaptarse a las cambiantes demandas de energía y a los requisitos de sostenibilidad.

El marco regulatorio y las políticas energéticas juegan un papel crucial en la manera en que los generadores pueden operar y desarrollarse en el país. Por ejemplo, la falta de incentivos para la adopción de energías limpias, junto con la demora en la aprobación de leyes clave, puede obstaculizar la inversión y el crecimiento del sector. 

De esta forma, los generadores de energía a menudo enfrentan regulaciones y procesos administrativos complejos que ralentizan el avance de sus proyectos.

Sumado a esto, existen un gran número de costos que deben afrontar los generadores de energía. Para llevar transparencia al sector, Freddy Díaz, especialista con más de 15 años de experiencia en mercados eléctricos y fundador de Energía Digital, consultora que brinda asesoría energética, revela la lista de los más significativos.

De acuerdo al experto, si bien al momento de evaluar proyectos de generación eléctrica en el SEIN, además del CAPEX y OPEX propiamente, se tienen en cuenta algunos costos asociados por participar en el mercado, a veces los generadores no tienen claridad de cuáles son exactamente estos, ni cuál podría ser el impacto en el proyecto evaluado.

En conversaciones con Energía Estratégica, Diaz señala: “Estos son los costos asociados a la compraventa de energía y deben ser afrontados por todos los generadores tanto renovables como convencionales. Los generadores de energía limpia quedan exceptuados de pagar solo el costo del Canon del agua y la Regulación Primaria de Frecuencia”.

“Desde Energía Digital hacemos estimaciones de los ingresos y egresos de las centrales de generación a 10 o 20 años. Toda esa información sirve para que los generadores puedan hacer su evaluación económica”, agrega. 

Por ello, a continuación, el experto presenta los 7 costos más relevantes a tener en consideración:

✔ El Aporte por Regulación (APR) es un tributo destinado al sostenimiento institucional de los organismos reguladores. Este aporte se aplica a empresas del sector eléctrico y minería, tiene como objetivo financiar funciones como la supervisión, regulación y fiscalización. Actualmente es un valor ligeramente menor al 1.0% de las ventas de energía y potencia.

✔ El aporte al Presupuesto del COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional), determinado anualmente, se utiliza para cubrir los gastos operativos del COES. Los integrantes del mercado (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) contribuyen en proporción a sus ingresos del año anterior.

✔ Los Costos Operativos Adicionales son las compensaciones pagadas a las centrales que, debido a inflexibilidades operativas o condiciones del despacho, no logran cubrir sus costos variables de operación con la valorización de su energía al costo marginal. Esta compensación es pagada por todos los Generadores en proporción a sus retiros de energía. Es decir, están relacionados directamente con los PPAs que tengan vigentes en el mes de valorización. En el Q1 2024 representó un costo de 1.78 USD/MWh-retirado.

✔ El Ingreso Tarifario, según los procedimientos del COES, está relacionado al saldo resultante y al saldo de rentas de congestión, por la diferencia que existe entre las entregas y retiros en el MME valorizados al costo marginal. El costo total por este concepto es asignado a los Generadores en proporción a su ingreso por potencia. En el Q1 2024 representó un costo de 424.0 USD/MW-mes-firme. Varía de forma proporcional al precio spot del mes.

✔ El Canon de Agua es una compensación a favor del Estado relacionado con el uso y aprovechamiento de los recursos hídricos. El monto pagado por los generadores hidroeléctricos es el producto de la energía activa generada en un determinado mes por el 1.0% de la tarifa en barra en hora fuera de punta. Este costo es exclusivo para generadores hidroeléctricos. 

✔ La Regulación Primaria de Frecuencia es un servicio obligatorio en el SEIN y no sujeto a compensación, provisto por los generadores con capacidad mayor a 10 MW. Por el momento, los renovables como solares y eólicos están exentos de esta obligación. El costo de oportunidad de brindar el servicio viene a ser la energía dejada de inyectar (alrededor del 3% de la capacidad) valorizada al costo marginal. 

Según comparte el experto a Energía Estratégica, aunque de momento las renovables están exceptuadas de este costo, advierte que “hay propuestas de ley para que las tecnologías limpias también tengan la obligación de brindar este servicio”.

✔ La Regulación Secundaria de Frecuencia es un servicio brindado por los Generadores adjudicados, por el cual todos los Generadores pagan en proporción a sus entregas de energía. En el Q1 2024 representó un costo de 0.92 USD/MWh-entregado.

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LONGi ha anunciado la conservación de su calificación AAA en el informe de bancabilidad PV ModuleTech de PV-Tech para el primer trimestre de 2024, marcando el 17º trimestre consecutivo en el que la compañía ha logrado esta clasificación superior.

La constante calificación AAA no sólo subraya el compromiso inquebrantable de LONGi con productos y servicios de alta calidad, sino que también refleja la sólida salud financiera de la compañía y su estabilidad sin precedentes dentro de la industria fotovoltaica, confirmando su estatus como líder del mercado y reflejando la confianza y el reconocimiento del que goza dentro del sector.

El riguroso análisis que se lleva a cabo en cada edición del informe de bancabilidad de PV-Tech evalúa exhaustivamente a los fabricantes en una serie de áreas clave, tanto desde el punto de vista de la fabricación como financiero, incluyendo el posicionamiento de la cadena de valor, las capacidades de producción, los perfiles globales de envío de módulos, el gasto de capital (capex), el gasto en I+D, el flujo de caja, la gestión de la deuda, la valoración, la rentabilidad y las métricas de facturación.

LONGi ha mantenido su categoría AAA durante 17 trimestres gracias a una cultura de innovación constante. La empresa invierte continuamente en I+D y colabora con socios líderes del sector para ampliar los límites de la oferta de productos y servicios. Este enfoque no sólo distingue a la empresa en términos de rendimiento actual, sino que también sienta una base sólida para el crecimiento sostenido y el avance futuro.

De cara al resto de 2024 y más allá, LONGi reafirma su compromiso de liderar el sector de la tecnología solar, adaptándose a los cambios del mercado y ofreciendo un mayor valor a clientes y socios de todo el mundo. La empresa avanzará en su viaje hacia la transformación energética de escenarios completos, guiada por su visión de aprovechar la energía solar para construir un mundo más verde.

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

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Trina Solar, líder mundial en soluciones fotovoltaicas inteligentes y de almacenamiento de energía, recibió nuevamente el premio Top Brand PV Awards de EUPD Research. Este año la distinción fue realizada en la feria Solar+Storage Guadalajara, reforzando la fiabilidad de la compañía asiática.

La encuesta de este 2024 muestra que Trina Solar recibió cinco sellos para sus mercados en México, Chile, Brasil, Colombia y resto de Latinoamérica, demostrando un nivel excepcional de satisfacción de los instaladores y de valor recomendado entre las principales marcas mundiales. La compañía es una de las mejores marcas en el mercado fotovoltaico mundial, según la opinión de los instaladores y usuarios finales, y es reconocida por su fiabilidad y confianza.

“Este reconocimiento reafirma a Trina Solar como el mejor y más confiable fabricante de módulos solares, lo que nos enorgullece porque este reconocimiento se basa en la libre opinión de los usuarios de nuestros módulos solares de alta calidad y eficiencia. Esto nos motiva a seguir el camino que hemos liderado, como actor relevante en energías renovables, y respalda las inversiones que Trina destina en Investigación y Desarrollo para dotar de la última tecnología a nuestros clientes y asegurar los más altos estándares de calidad en nuestros productos. De hecho, Trina es uno de los fabricantes de módulos con mayor número de patentes tecnológicas registradas, posicionándonos como el proveedor de soluciones integrales ideal para aquellos clientes que construyan proyectos solares y/o de almacenamiento”, explicó Álvaro García-Maltrás, presidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

Este organismo encuesta todos los años a miles de instaladores de más de 30 países y regiones, solicitando su opinión sobre las marcas fotovoltaicas y de almacenamiento y su rendimiento en términos de módulos, inversores, sistemas de estanterías, venta al por mayor y almacenamiento. El análisis Top Brand PV se basa en décadas de experiencia en investigación y en modelos de evaluación únicos que representan la máxima calidad y objetividad.

“Este sello de calidad e innovación, que caracteriza a Trina Solar, es aplicado a la fabricación de todo nuestro portfolio, como nuestros Trackers con software inteligente de seguimiento de última generación, y las soluciones de almacenamiento que la unidad de Trina Storage ha comenzado a comercializar en América Latina este año”, destacó García-Maltrás.

EUPD Research es un organismo alemán de certificación mundial en el sector solar con más de 22 años de experiencia en la medición y el análisis de la percepción de los intermediarios del mercado fotovoltaico y los clientes finales. 

El reconocimiento a la marca se dio en medio de su participación en Solar+Storage Guadalajara, donde formó parte de este importante evento como uno de los grandes expositores de la feria, contando con un stand, sorpresas para los asistentes y fue el anfitrión principal del evento Energy Night, como único patrocinador de la tradicional cita.

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El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE y el Ministerio de Minas y Energía, inauguran el proyecto ‘Central Híbrida de Puerto Cachicamo’ que suministrará energía eléctrica a todo el corregimiento de Puerto Cachicamo, municipio de San José del Guaviare, Guaviare.

“Las Comunidades Energéticas son la herramienta clave para la disminución de la pobreza energética en Colombia, comunidades que ahora tienen la posibilidad de mejorar sus condiciones de vida con la ayuda de la energía solar. Hoy las familias de Puerto Cachicamo en el Guaviare, son parte del gran propósito de la Transición Energética Justa, para contribuir al desarrollo de los territorios y la democratización de la energía”, afirmó el ministro Andrés Camacho.

El proyecto se llevó a cabo con una inversión de $2.822.719.767, además de garantizar el servicio de energía eléctrica, la central beneficiará a cerca de 100 familias que conforman el territorio con el fortalecimiento de sus proyectos productivos, trayendo progreso sostenible y sustentable.

“Esta Central de Generación Híbrida cuenta con 266 paneles solares de capacidad fotovoltaica de 110.3 kW, 48 baterías de 4.710 Ah y un grupo electrógeno diésel de respaldo de 23 kW. Esto permite que, a partir de hoy, este territorio de paz tenga por primera vez energía renovable», aseguró Danny Ramírez, director del IPSE.

El objetivo es que Puerto Cachicamo forme parte de las Comunidades Energéticas, estrategia del Gobierno Nacional que busca descarbonizar la economía, así como, aumentar la eficiencia energética, descentralizar la generación, almacenamiento y consumo de energía.

Desde el ministerio de Minas y Energía y sus entidades adscritas, se sigue construyendo caminos para fortalecer a las Comunidades Energéticas en un abrazo colectivo de organización para crear la Energía del Cambio que necesita Colombia.

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La Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR), en conjunto con el Instituto Nacional de Aprendizaje (INA) y la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI), llevaron a cabo un foro para analizar los resultados del Reporte sobre el Desarrollo Industrial 2024 de la ONUDI.

“A nivel mundial, cada empleo del sector manufacturero crea, en promedio, 2,5 puestos de trabajo en otros sectores de la economía. En comparación con otras actividades, la industria manufacturera contribuye de forma importante a la innovación ecológica: el 60 % de todas las patentes verdes del mundo pertenecen a empresas industriales”, dijo Johannes Dobinger, representante para México y Centroamérica de la ONUDI.

El Informe destaca el papel crucial del sector industrial en la búsqueda de soluciones para el desarrollo sostenible, dada su significativa influencia en los objetivos sociales y medioambientales. También señala que la industria juega un papel clave para acelerar el crecimiento, la innovación, la creación de empleo, la reducción de la pobreza y el hambre, la creación de sociedades más equitativas y la lucha contra el cambio climático, cuyo rol se hace preponderante en un contexto donde un 15 % de los ODS están en camino, un 48% fuera del avance previsto y un 37 % en situación de estancamiento.

Durante la presentación del Reporte Dobinger se refirió a 4 mega tendencias que están moldeando la dinámica del mundo: la transición energética, la cuarta revolución Industrial, el reequilibrio global, y las transiciones demográficas. 

Realidad en América Latina y el Caribe, retos para Costa Rica

De acuerdo con la ONUDI, una Política Industrial moderna debe combinar 4 elementos: ser colaborativa, preparada para el futuro, coordinada de forma regional y orientada a los ODS, y es a través de la Política Industrial que se pueden emprender acciones de forma inmediata para el ODS 7 (energía asequible y limpia), el ODS 8 (Trabajo digno y crecimiento económico) y el ODS 9 (Industria, Innovación e Infraestructura).

“Para contar con una Política Industrial de amplio alcance, Costa Rica requiere unir esfuerzos entre todos los sectores para prospectar el país que queremos; sin duda el país requiere como acciones prioritarias dentro de esta política una reforma educativa integral, tanto profesional como técnica y en todos los niveles, un impulso real a la innovación y mejorar su infraestructura, tanto física (puertos, aeropuertos, carreteras) como infraestructura tecnológica y el acceso a energías limpias con tarifas competitivas”, dijo Sergio Capón, presidente de la Cámara de Industrias de Costa Rica.

Si bien América Latina y el Caribe (ALC), en su camino por alcanzar las metas de ODS, destaca en cuanto al acceso a la energía (98%) y eficiencia energética (87%), el débil crecimiento económico es uno de los principales lastres para alcanzar los ODS. El crecimiento económico de la región se encuentra «estancado» en un 27% de avance, el empleo con un «avance moderado» (54% de avance) y la innovación con un rezago importante (13% de progreso).

“En Costa Rica, el acceso a la energía universal y la eficiencia energética de Costa Rica son destacables y se deben continuar los esfuerzos para mantener este logro, pero si bien el país supera el promedio regional en la adopción de energía limpia (61% vs 53%), aún existe un margen considerable para ampliar estas iniciativas y reforzar el compromiso con la sostenibilidad; el peor desempeño está en innovación, con solo un 6% de avance, y 7 puntos por detrás del promedio regional, lo que subraya esta área como crítica para el desarrollo futuro de Costa Rica”, dijo Dobinger.

El Reporte de la ONUDI también destaca a Costa Rica como una economía más robusta en comparación con el resto de la región, sin embargo, hay una necesidad de políticas innovadoras para impulsar el empleo tanto en el país como en la región, para dinamizar la economía y promover la creación de empleo.

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