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La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA, por sus siglas en inglés) extendió hoy su apoyo al Partido Demócrata de Puerto Rico tras aprobar una Resolución por unanimidad de los delegados para reclamar y exhortar a la Junta de Supervisión Fiscal que retire su demanda contra la Ley 10-2024. 

Dicha Resolución indica que “el Partido Demócrata apoya firmemente al pueblo de Puerto Rico y su derecho a soluciones energéticas limpias y asequibles, y que la demanda de la Junta de Supervisión Fiscal contra la Ley 10-2024 socava directamente la capacidad de la isla para lograr la independencia energética a través de la energía solar, que se alinea con el compromiso del Partido Demócrata con la energía limpia y la resiliencia climática”. 

La Resolución, además, hace un llamado a los actuales miembros de la Junta de Supervisión Fiscal a votar formalmente en su próxima reunión ordinaria para retirar la demanda contra la Ley 10-2024. 

Javier Rúa Jovet, director de Política Pública de SESA, expresó que “la petición del Partido Demócrata de Puerto Rico a la Junta de Supervisión Fiscal es precisamente el tipo de acción que necesitamos en este momento para proteger el derecho de los puertorriqueños a instalar energía solar y almacenamiento de forma económica, y por eso expresamos nuestro agradecimiento y apoyo.  La decisión se toma de forma cónsona con la Plataforma del Partido Demócrata Nacional aprobada esta semana durante la Convención Nacional Demócrata, la cual no solo reafirma específicamente su compromiso con la reconstrucción de Puerto Rico, la necesidad de redoblar todos los esfuerzos para combatir el cambio climático, y la importancia crítica de lograr la pronta salida de la Junta de Supervisión Fiscal.”

Rúa Jovet añadió que “la acción tomada hoy por el Partido Demócrata de Puerto Rico está alienada claramente con las fuertísimas expresiones de apoyo a la energía solar y la protección de la medición neta por 21 congresistas, la Secretaria de Energía Granholm, e incluso de la hoy candidata oficial a la presidencia de EEUU, Kamala Harris, quien en su único viaje oficial a la isla como vicepresidenta decidió afirmativamente visitar una nueva instalación solar en medición neta, puntualizando la importancia de este tema a la Administración Biden/Harris.” 

 Actualmente, SESA lleva a cabo un esfuerzo de recogido de firmas para defender la medición neta y el derecho de los puertorriqueños a tener acceso asequible a la energía solar. Para firmar dicha petición, accede https://rb.gy/acuwqd.

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Del 27 al 29 de agosto de 2024, Intersolar South America 2024 se llevará a cabo en Expo Center Norte en São Paulo. Antaisolar se complace en presentar sus sistemas de montaje fotovoltaico para tejados y los sistemas de seguimiento fotovoltaico TAI-Simple. Lo invitamos cordialmente a visitar su stand R3.130.

Como la exposición solar más grande de Sudamérica, Intersolar ofrece una plataforma de primer nivel para presentar las últimas tecnologías y productos de la industria fotovoltaica. El evento reunirá a importantes fabricantes, distribuidores y profesionales de EPC para analizar las tendencias del mercado y contribuir al desarrollo de la energía renovable en Sudamérica.

Antaisolar estableció su oficina en Brasil en 2018, dedicados a ofrecer los sistemas de montaje fotovoltaico más efectivos y servicios integrales para respaldar la transición energética de América del Sur. Su equipo especializado brinda asesoramiento técnico rápido, ejecución de proyectos y soporte en el sitio, lo que refleja su compromiso con la visión de Raise a Green World.

Esperamos verte en el stand R3.130. No te lo pierdas.

Acerca de Antaisolar

Antaisolar, experto en soluciones de sistemas de montaje fotovoltaico inteligentes digitales, con sede en Xiamen, China. Fundada en 2006, Antaisolar cuenta con casi 800 empleados, incluidos más de 120 especialistas técnicos dedicados, que brindan a los clientes globales sistemas de seguimiento solar, estanterías y BIPV con todos los materiales, todas las funciones y todos los servicios.

Con presencia global, Antaisolar estableció sucursales, subsidiarias y oficinas en Shanghái, Australia, Japón, Estados Unidos, India, Países Bajos, Brasil, Singapur, Vietnam, Filipinas, Malasia y muchos otros países y regiones. Y Antaisolar tiene seis bases de fabricación en Fujian, Jiangsu, Tianjin, Indonesia, Brasil e India. Con el alto rendimiento de los productos dotados de tecnología central, la inversión continua en investigación y servicios integrales de calidad, para fines de 2023, Antaisolar ha logrado un envío acumulado de sistemas de montaje fotovoltaico de 33,2 GW, asegurando la posición de liderazgo en el mercado japonés, el mercado de distribución de Australia, el mercado de distribución de Chile, México, el sudeste asiático y otros mercados.

Para obtener más información, visite: https://www.antaisolar.com/

Contáctenos: sales@antaisolar.com

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Recientemente, Bloomberg New Energy Finance (en adelante «BNEF») anunció la lista de Fabricantes de Módulos Fotovoltaicos de Nivel 1 para el tercer trimestre de 2024. DAS Solar, con su tecnología líder de tipo N, excelente reputación de producto y sólida bancabilidad, ha logrado ser incluida, clasificándose entre los fabricantes de módulos fotovoltaicos de primer nivel mundial.

BNEF es un proveedor de investigación e información energética reconocido a nivel mundial. La clasificación de proveedores de fabricación de módulos fotovoltaicos de BNEF es uno de los sistemas de calificación más renombrados, fiables y rigurosos de la industria, considerado una referencia autorizada, justa, objetiva y altamente creíble, ampliamente reconocida por instituciones financieras internacionales.

Desde 2024, el umbral para ingresar a la lista de Nivel 1 de BNEF se ha elevado significativamente y los requisitos de selección son más estrictos. Estar en la lista de Nivel 1 de BNEF es un reflejo integral del poder duro y blando de las empresas fotovoltaicas y allana el camino para el desarrollo internacional.

DAS Solar ha optado firmemente por la tecnología de tipo N y, a través de una profunda investigación en el campo de TOPCon, ha roto varias veces el récord mundial de eficiencia de celdas TOPCon de gran área.

La eficiencia promedio de producción en masa de la celda TOPCon 4.0 Plus ha superado el 26.6% y el voltaje de circuito abierto se ha incrementado a 742mV, liderando continuamente el desarrollo y el progreso de la tecnología TOPCon de la industria. La empresa ha establecido una estrategia de I+D con visión de futuro, realizando esfuerzos integrales en diversas rutas técnicas como DBC, CSPC, TSiP y SFOS, con la expectativa de que la eficiencia de las celdas supere el 40%.

Como difusor y practicante de la energía verde, DAS Solar ha decidido arraigarse y crecer en el ámbito de la nueva energía, integrando profundamente el gen del desarrollo verde en su estrategia comercial, y practicando el camino verde con un desarrollo estable y sostenible.

La empresa ha implementado manufactura inteligente verde, controlado estrictamente las emisiones de gases de efecto invernadero e inyectado desarrollo sostenible en productos verdes. Se han instalado módulos fotovoltaicos en los techos de fábricas y otras áreas relativamente intensivas en energía para impulsar productos verdes con electricidad verde.

La empresa ha mejorado la eficiencia del uso de energía tradicional, reforzado la gestión del ahorro de energía en todo el proceso, mejorado la eficiencia de utilización integral y reducido el consumo total de energía. DAS Solar ha obtenido sucesivamente certificaciones como la plataforma de gestión Achilles, la huella de carbono ECS francesa, la EPD italiana y la fábrica de carbono cero, ganando una buena reputación en la industria y el mercado.

Con la garantía de capacidad de más de diez bases de manufactura inteligente distribuidas, DAS Solar ha unido fuerzas con recursos de alta calidad de la cadena industrial para asegurar la producción de productos fotovoltaicos sostenibles, de alta calidad y fiables.

La empresa ha establecido filiales en Alemania, Japón y Australia, construyendo una red de ventas completa en Europa, Asia-Pacífico y Oceanía, haciendo que el ritmo global sea más estable con servicios localizados y de proximidad. En poco más de seis años, la huella de los productos de DAS Solar ha llegado al mundo, y los escenarios de aplicación «fotovoltaica +» han florecido.

En el futuro, DAS Solar continuará practicando activamente la misión de desarrollo verde y sostenible, impulsada por el poder líder de la tecnología de tipo N, guiada por la solución de todos los escenarios y basada en un ritmo estable, para mejorar integralmente la competitividad central de la empresa.

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El sector energético renovable de los Estados Unidos, representado por la American Clean Power Association (ACP) y otras importantes organizaciones industriales, ha expresado su profunda preocupación ante las reformas constitucionales propuestas por el gobierno mexicano. Estas enmiendas, que podrían ser tratadas en el próximo periodo legislativo ordinario que comienza el 1 de septiembre, han generado alarma debido a su posible impacto negativo en las relaciones comerciales e inversiones entre ambos países, así como en los derechos de las empresas estadounidenses bajo el Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC).

Mediante una carta que fue enviada este lunes 19 de agosto del 2024 al Secretario de Estado de los Estados Unidos, Antony Blinken, varias asociaciones empresariales firmantes que representan a sectores clave de la economía estadounidense, incluyendo la energía renovable, la tecnología, los servicios y la manufactura comunicaron el riesgo de que las modificaciones constitucionales puedan desestabilizar las relaciones comerciales entre Estados Unidos y México, amenazando con socavar las conversaciones previstas para 2026 en el marco de la revisión del T-MEC.

Como antecedente, mencionan que la actual administración de México presentó a principios de este año casi dos docenas de enmiendas constitucionales para implementar cambios sistémicos en el gobierno de México. Y como la reciente victoria del partido Morena en las elecciones estatales y federales le ha otorgado una mayoría significativa en el Congreso, identifican que esto les permitiría impulsar estas reformas con rapidez.

Entre las propuestas más preocupantes para las asociaciones firmantes se encuentran la debilitación o la extinción de siete organismos autónomos y entes reguladores, regresando sus atribuciones a las secretarías de Estado. Entre ellos, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que pasaría a la Secretaría de Energía (Sener).

Además, ponen el acento en que las enmiendas incluyen la institucionalización de un trato preferencial a las empresas estatales sobre las privadas, la debilitación de las protecciones a los inversores, y la prohibición total de la venta de productos agrícolas estadounidenses y de ciertos tipos de inversiones extranjeras. Estas medidas, según las organizaciones, violarían los compromisos de México bajo el T-MEC, poniendo en riesgo la relación comercial y de inversión que ha florecido entre los dos países.

El comercio de bienes y servicios entre Estados Unidos y México ha alcanzado un valor sin precedentes, llegando a casi 900 mil millones de dólares en 2023. El T-MEC, que modernizó el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN), ha consolidado a América del Norte entre los bloques comerciales más competitivos del mundo.

En la carta enviada al secretario Blinken se indica que en los últimos años, las inversiones de Estados Unidos en México han aumentado significativamente, alcanzando un stock de 144 mil millones de dólares en 2023, de los cuales casi 50 mil millones se han invertido en los últimos nueve años. Sin embargo, las organizaciones firmantes de la carta advierten que las enmiendas constitucionales podrían dañar la atractividad de México como lugar para invertir y hacer negocios, afectando no solo a México, sino también al potencial de América del Norte para mantener su posición competitiva en una economía global cada vez más compleja.

Las organizaciones subrayan la importancia de que el gobierno mexicano considere sus obligaciones bajo el T-MEC y el valor de este acuerdo para ambos países, advirtiendo que la aprobación de las reformas tal como están propuestas podría poner en peligro estos logros. Por ello, hacen un llamado al gobierno de Estados Unidos para que intervenga y recomiende al gobierno entrante de Sheinbaum una aproximación más deliberativa y pausada en la implementación de estos cambios.

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Ayer, la presidenta de la república, Dina Boluarte, modificó la definición de hidrogeno verde que figuraba en el artículo 2 de la Ley N° 31992 (Ley del fomento del hidrogeno verde), a través de la publicación de un decreto legislativo, en el Diario El Peruano. 

Mientras que antes la regulación catalogaba al hidrógeno verde como «vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”, tras la publicación del decreto, la definición vigente es «aquel obtenido del agua mediante procesos que utilizan como fuente de energía a los recursos energéticos renovables”.

Tal como explica el documento, esta medida tiene como finalidad «promover la inversión en la industria del hidrógeno verde generado a partir de recursos energéticos renovables, que permita la mejora de la seguridad energética y un aprovechamiento óptimo y racional de los recursos energéticos».

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De esta forma, el decreto representa un hito positivo para el sector de las fuentes no convencionales. Diversos actores tanto públicos como privados venían reclamando esta modificación incluso desde antes de la aprobación de la Ley N° 31992 , que tuvo lugar el pasado 23 de marzo del presente año.

Según expertos consultados por Energía Estratégica, este error conceptual en la definición del vector energético podía traer problemas de comercialización internacional, al ser nomeclado distinto a otros países del mundo.

A su vez, la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) , advertía que traía consecuencias negativas para el desarrollo de este tipo de proyectos en el Perú, como por ejemplo, que no sean elegibles para la obtención de financiamiento internacional y que su producción no sea certificada como hidrógeno verde por no provenir de fuentes renovables de acuerdo con los estándares internacionales.

En este sentido, podía entorpecer sus objetivos de fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

En efecto, tras la publicación del decreto Raquel Carrero, gerente general de la SPR brindó su punto de vista en diálogo con Energía Estratégica: «Tener una definición clara de lo que es el hidrógeno verde, sin ambigüedades que puedan generar confusión, es fundamental para el desarrollo de una nueva industria. Esto no solo era necesario para el desarrollo de las normas y regulaciones que derivarán de esta ley, sino también para el proceso de certificación, el cumplimiento de las normativas de los mercados internacionales a los que queremos acceder, la competitividad de nuestra producción, y la atracción de inversores en este sector, así como para el correcto uso de incentivos y subvenciones que serán necesarias en un primer momento».

«Además, estaba en juego la credibilidad y reputación del país y su futura producción, ya que una definición confusa podría resultar engañosa. Esta aclaración es esencial para comenzar con buen pie. Como Asociación estamos satisfechos porque las autoridades han sabido escuchar y entender que era necesaria hacer esta corrección», concluye.

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Este año el fenómeno de El Niño puso en jaque el sistema eléctrico colombiano y se comprobó que las hidroeléctricas (principal fuente de energía del país) no resultan suficientes para hacer frente a la alta demanda de energía en periodos de sequía.

En este contexto, los sistemas de almacenamiento tienen un gran potencial en Colombia para mejorar la integración de energías renovables, aumentar la resiliencia del sistema eléctrico, y proporcionar soluciones energéticas sostenibles en zonas rurales y aisladas.  

Teniendo en cuenta la demanda proyectada por la UPME y el gran número de proyectos renovables adjudicados en la última subasta de Cargo por Confiabilidad, Roberto Lares, Colombia’s Managing director de Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, propone al Gobierno trabajar en un marco regulatorio que incentive los sistemas de almacenamiento para dar respuesta a los vertimientos de energía.

“Hoy en día la mayoría de las plantas térmicas en Colombia son a carbón y han quedado obsoletas. Se requieren más plantas flexibles con baterías que ayuden a absorber las intermitencias de las energías renovables”, explica. 

Y agrega: “Si bien se han hecho pilotos de almacenamiento en el país, sí se requiere trabajar más a fondo a nivel regulatorio para promover estas tecnologías. Debemos fijar cómo se van a remunerar estos servicios de red, porque, sin duda, las baterías se necesitarán en el futuro”.

Según el ejecutivo, Colombia tiene una demanda de consumo cercana a los 10 mil MW, y se espera que con los proyectos solares y eólicos adjudicados en la subasta por cargo de confiabilidad, entren en funcionamiento 6.5 mil MW para el 2027 y 2028.  

De acuerdo a esas proyecciones, Lares advierte que se observará un sistema con mucha intermitencia de energía y bajas referencias de operación de hidroeléctricas ante fenómenos climáticos como El Niño. Por ello, las baterías son un elemento clave para garantizar el suministro de energía y dar respuesta al curtailment.

E insiste: “Colombia tiene que desarrollar una nueva subasta de expansión de generación por cargo de confiabilidad e ir preparando un marco normativo que incentive la entrada de los sistemas de almacenamiento para no sufrir vertimientos y evitar desperdicios de energía”.

El rol del almacenamiento en el Hidrógeno verde:

Además, Lares enfatiza en el papel fundamental que jugarán las baterías en la producción del combustible del futuro: el hidrógeno verde.

En efecto, la compañía ya ha lanzado su primera planta 100% de hidrógeno, una central basada en un innovador sistema de motor llamado W2031SG de 11 MW.

En este sentido, el experto advierte: “Si bien el hidrógeno aún no tiene una oferta costo eficiente, en Wärtsilä tenemos la tecnología a disposición. En el futuro podríamos producir un combustible que no emita gases de efecto invernadero brindando los beneficios de la energía firme cuando se requiere, tanto de día como de noche, a través de baterías”.

De esta forma, Lares se compromete a contribuir a que la penetración de renovables en Colombia sea exitosa y que el sistema eléctrico sea robusto, entendiendo que el país tiene una sensibilidad importante ante fenómenos climáticos como El Niño.

“Vemos nuestra función hacia el futuro como un complemento a esta entrada masiva de renovables que esperamos en Colombia y estamos trabajando para que así suceda”, concluye.

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El gobierno de Brasil lanzó el Pacto para la Transformación Ecológica por el que se alínea a los tres Poderes del Estado (Ejecutivo, Legislativo y Judicial) para llevar adelante 26 medidas que permitan reformular el modelo de desarrollo económico del país y considerar aspectos claves de la relación entre la sociedad y el medio ambiente. 

La particularidad es que, entre las principales medidas, se incluyó la aprobación del marco legal para el mercado de carbono, la regulación específica para la producción de energía eólica marina, actividades de captura y almacenamiento de dióxido de carbono y la ampliación de financiamiento y reducción del costo del crédito para sectores, proyectos y prácticas sustentables, entre otros. 

“No se trata, por tanto, sólo de una agenda medioambiental centrada en sectores concretos, como la transición energética que está en marcha. Este tampoco es un plan ambiental aislado, sino una propuesta para reformular nuestro modelo de desarrollo económico, que considera todos los aspectos de la relación entre la sociedad y el medio ambiente”, afirmó el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva. 

“Debemos disponer de nuestros recursos naturales de manera responsable e innovadora, concibiendo, produciendo y adoptando tecnologías que ciertamente marcarán el futuro de la economía mundial, hacia el desarrollo sostenible, en línea con lo que estamos haciendo en la transición energética de Brasil”, complementó Arthur Lira, presidente de la Cámara de Diputados. 

Es decir que son temas que van más allá de la agenda tradicional en el camino de la mitigación del cambio climático y a los que le darán prioridad en el corto plazo, siendo el marco regulatorio para la eólica offshore uno de los más relevantes para las renovables, considerando que las iniciativas N° 11247/2018 y N° 576/2021 ya se encuentran en el Senado para su tratamiento.

Incluso, recientemente el Congreso de Brasil realizó una durante la audiencia pública dedicada a esos proyectos de ley, donde se centró la idea de reflotar principalmente el texto del ex senador Jean Paul Prates que refiere a incentivos/subsidios relacionados con esa fuente de energía. 

De lograrse la sanción definitiva, el Poder Ejecutivo será quien deberá definir las áreas sujetas a la instalación de equipos de generación; aunque las mismas no podrán estar en campos petroleros, rutas de navegación marítima o áreas protegidas por la legislación ambiental.

“Debemos disponer de nuestros recursos naturales de manera responsable e innovadora, concibiendo, produciendo y adoptando tecnologías que ciertamente marcarán el futuro de la economía mundial, hacia el desarrollo sostenible, en línea con lo que estamos haciendo en la transición energética de Brasil”, sostuvo Arthur Lira, presidente de la Cámara de Diputados. 

“Tenemos la oportunidad de enfocarnos en nuevas formas de producción que no agraven el efecto invernadero y no afecten al medio ambiente”, complementó el presidente del Senado, Rodrigo Pacheco, quien también destacó que este acuerdo entre los tres Poderes del Estado podría servir como “modelo” para otros procesos y países. 

Tal es la expectativa sobre la eólica offshore que, a falta de una regulación específica, el sector privado sigue presentando proyectos ante el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) y ya son 97 los parques con procesos abiertos ante la Junta de Licencias Ambientales, que suman más de 234 GW de potencia, 

Incluso, la empresa petrolera brasileña semi-pública de propiedad mixta, Petrobras, mantiene un proceso abierto para la concesión de diez licencias ambientales de centrales eólicas marinas por casi 23 GW de capacidad, aunque el objetivo final es llegar a los 30 GW en los próximos meses. 

Mientras que el Banco Mundial recientemente determinó que, en el escenario más ambicioso, Brasil cuenta con un potencial técnico de más de 1200 GW, incluidos 480 GW de cimentación fija (a profundidades inferiores a 70 metros) y 748 GW de potencial de cimentación flotante (profundidades de 70 a 1.000 m).

En tanto que el costo podría oscilar entre USD 64 (R$ 344) por MWh en los primeros proyectos (alrededor de un 50% por encima de los precios de energía solar y eólica terrestre) a USD 40-50 (R$ 215-268) por MWh hacia el 2050. 

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La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) firmó contratos con la empresa Coral Energía para la construcción de cuatro parques solares en la provincia de Córdoba.

Los convenios se desarrollan en el marco del programa RenMDI, que pertenece a la Secretaría de Energía de la Nación y dentro del cual EPEC resultó adjudicataria de 11 proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables, en el año 2023.

Los proyectos que van a desarrollarse en Córdoba a partir de la firma de estos acuerdos son el Parque Solar San Francisco, el Parque Solar San Francisco del Chañar, el Parque Solar Cruz del Eje y el Parque Solar Villa María. En total aportarán 15,5 MW de potencia al sistema energético nacional, que es equivalente al consumo de más de 55.500 habitantes.

Además, la construcción de los cuatro parques solares contribuirá de manera significativa a la transición de la matriz energética de Córdoba en renovable. Y permitirá que la provincia se posicione como referente en sostenibilidad y eficiencia energética dentro del país.

La inversión prevista para el desarrollo de estas cuatro obras, que tendrán coordinación entre sectores públicos y privados, es de 16 millones de dólares. La interacción de ambos sectores permite una distribución eficiente de los riesgos y tareas, en relación a la construcción de infraestructura crítica para la generación de energía renovable.

Por otro lado, la distribución territorial de los proyectos permite aprovechar la infraestructura que pertenece a EPEC, como soporte en el desarrollo de estas nuevas tecnologías. Y de esta manera, poder optimizar el uso de los recursos y mejorar la competitividad de las inversiones.
El programa RenMDI, fue impulsado por la Secretaría de Energía de la Nación, para promover la generación de energía renovable en puntos estratégicos del país. La participación de sectores públicos y privados en esta iniciativa se logró mediante dos convocatorias abiertas nacionales e internacionales, que se realizaron en 2022 y 2023.

En la segunda convocatoria, EPEC logró la adjudicación de todos los proyectos que presentó, 11 en total, que inyectarán una potencia de 28.5 MW al mercado eléctrico nacional. Además, resultó la empresa con mayor cantidad de proyectos adjudicados a nivel nacional.

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Cada vez queda menos para el mega evento FES Chile, organizado por Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables que volverá a reunir a CEOs, referentes de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

FES Chile arribará al país por tercer año consecutivo los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), congregando a cientos de líderes de la industria renovable de la región en espacios ideales para el más sofisticado networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y más. 

El evento ya cuenta con entradas Early Bird ya a la venta (hasta el 2 de septiembre) para ambos días que congregará y poco a poco empieza a completarse la agenda, en la que participarán expertos y expertas del sector en amplios debates y ponencias que abordarán los temas más relevantes para el crecimiento de las energías renovables.

Tal es así que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) no se perderá de la cumbre y una de las figuras que dirá presente será Ernesto Huber, director ejecutivo del CEN, quien expondrá en el panel denominado “La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable”. 

Ernesto Huber es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile, MBA de la Universidad Adolfo Ibáñez y con un Postítulo en Evaluación y Gestión de Proyectos de la Universidad de Chile con más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico; y ocupa el cargo en la Dirección Ejecutiva del Coordinador Eléctrico Nacional desde mayo del 2022. 

PReviamente se había desempeñado en diversos puestos, entre los que resaltan el de secretario del Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDECSIC), jefe del Departamento de Planificación de la Operación y posteriormente Subdirector de Operación, así como Gerente de Operación del CEN. 

La participación de Huber en FES Chile se dará en un contexto en el que el Coordinador avanza en una reforma y diseño hacia cambio de modelo de mercado eléctrico mayorista a hacia un mercado eléctrico mayorista en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad, que permita integrar más capacidad renovable y sistemas de almacenamiento de energía al sistema (ver nota). 

A lo que se debe añadir que, a lo largo del último año, el CEN llevó adelante una serie de licitaciones de transmisión en pos de expandir la capacidad de transporte disponible, evacuar más generación y evitar curtailments dentro del sector. 

Asimismo, el mega evento de Future Energy Summit llegará al cierre de un 2024 que ya cuenta con varios hitos para el el país, como por ejemplo la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, la publicación del nuevo reglamento de transferencias de potencia y la designación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales. 

Por lo que todos esos tópicos y muchas más cuestiones del sector renovable serán debatidos durante FES Chile los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago. 

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) definirá este viernes 23 de agosto a todos los proyectos que contarán con prioridad de despacho en la segunda convocatoria del año del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Pero previo a darse a conocer los ganadores del vigente llamado, Energía Estratégica simuló el proceso a través de una herramienta pública de CAMMESA, que dio como resultado que 12 proyectos podrían ser asignados por 999,23 MW de potencia entre los 39 parques que compiten.

Aunque cabe aclarar que, si se toma en cuenta toda la capacidad de las posibles centrales ganadoras, la cifra aumentaría a 1005,7 MW. 

De acuerdo al modelo de simulación y a través del sistema de desempate por factor de mayoración, se adjudicarían 4 proyectos solares (200 MW en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino) y 5 eólicos (283,4 MW entre los corredores Centro – Cuyo – NOA; Comahue; y Patagonia – Provincia de Buenos Aires). 

Todos ellos entrarían bajo el mecanismo Referencial “A”,  lo que significa que los agentes generadores podrán contar con evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones. 

De ese modo, los proyectos vencedores del desempate se sumarían a los parques fotovoltaicos San Carlos Norte (115,83 MW de Eoliasur) y  MSU Chos Malal (100 MW de la firma MSU Green Energy), y al proyecto eólico Energía Pura (300 MW de ABO Energy), que CAMMESA adjudicó sin necesidad de realizar desempate por estar en áreas con transporte disponible. 

La particularidad es que el emprendimiento de ABO Energy contempla la ampliación del transporte eléctrico, puntualmente el reemplazo de los transformadores 132 / 500 kV (T3CL/T5CL) por un banco monofásico 3x150MVA + fase de reserva en la estación transformado Choele Choel; por lo que tendrá 300 MW a disposición, de los cuales 147 MW los ocuparía inmediatamente y podrían rellenar el resto en el futuro.

Por otro lado, Genneia se consolidaría como la gran ganadora de esta convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables, gracias que presentó los factores de mayoración más altos y, por ende, se le asignaría 6 proyectos (la mitad de los resultados de la simulación) por 340 MW de prioridad de despacho. 

Por tanto a continuación se detallan cuáles serían todos los posibles parques designados y en qué corredores se ubicarían.

Centro – Cuyo – NOA

PS Los Molles – Genneia – 15 MW 
PS San Rafael I – Genneia – 50 MW
PS San Rafael II – Genneia – 50 MW
PS San Juan Sur – Genneia – 85 MW
PE Boreas del Norte – Boreas del Norte SA – 92,4 MW

Comahue

PE Hucalito – Genneia – 90 MW
PE Energía Pura – ABO Energy – 300 MW
PS MSU Chos Malal – MSU Green Energy – 100 MW

Patagonia – Provincia de Buenos Aires

PE Casa YPF Luz – YPF Luz – 31 MW
PE Energética I – Fase III – Energética Argentina – 20 MW
PE Vidal – Genneia – 50 MW 

Litoral

PS San Carlos Norte – Solar Calingasta – 115,83 MW

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De acuerdo al sector privado, si bien no han sido muchos los proyectos a gran escala que se han construido en los últimos años, el país ha logrado aumentar significativamente la capacidad instalada que tenía años atrás.

Además, se estima que existe un pipeline de 23 GW eólicos y solares que podrían entrar en los próximos años en la región. Sin embargo, Perú no está exento de desafíos para lograrlo.

En conversaciones con Energía Estratégica, Eduar Salinas, experto del sector energético, señala las medidas que se deberían tomar en el país para detonar la industria renovable y materializar esa cartera de 23 GW.

“En épocas de estiaje hemos abusado del diésel debido a la disminución de la generación eficiente y estamos al límite. En los próximos periodos de El Niño no podemos seguir utilizando esta fuente. Se deben tomar acciones que generen más contratos de suministro de energías no convencionales”, explica.

En este sentido, enfatiza en la necesidad de aprobar el proyecto de resolución que modifica la Ley N°28832, para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”.

Esta normativa propone dos cambios fundamentales: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

“La aprobación de esta normativa permitirá un nuevo canal para la venta de energía solar. Actualmente, la fotovoltaica no tiene la opción de contratar energía por sí sola. Por ello, es necesario este cambio porque abrirá un abanico de oportunidades para este tipo de tecnologías al volverlas más competitivas”, destaca.

Y agrega: “La ley viene siendo discutida en el Congreso desde hace años, por lo que es incierto cuándo se aprobará. No obstante, esperamos que sea este año porque las señales del mercado nos lo están solicitando”.

Según el especialista, teniendo en cuenta que fenómenos climáticos como El Niño ponen en jaque la seguridad del sistema, Perú debe tomar como experiencia lo ocurrido en otros países como Chile y mejorar ya la regulación de los servicios complementarios.

A su vez, hace hincapié en la necesidad de invertir en transmisión: “Las redes de infraestructura son un requisito fundamental para transportar mayor energía renovable y ya estamos retrasados. Si los proyectos entran antes que las redes, tendremos problemas de vertimientos de energía. Para evitar esto, hay que trabajar urgentemente en robustecer el sistema eléctrico”.

Por último, Salinas también solicita al Gobierno la entrada en vigencia del reglamento de generación distribuida en Perú, el cual viene siendo aplazado desde hace años. 

 “El ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, dijo que el reglamento de generación distribuida va a salir en el segundo semestre de este año y esperamos que así sea. Esto ayudaría mucho a incrementar la actividad sobre todo a nivel industrial», augura.

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y empresas, puedan inyectar su propia energía a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos por ello. Para el experto, un reglamento claro y transparente fomentaría esta tendencia, especialmente ahora que el costo de la tecnología ha disminuido notablemente.

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La semana inició con una alarma relevante emitida por el Ente Operador Regional del Mercado Eléctrico de América Central (EOR). Según informó la entidad, el 18 de agosto del 2024 a las 09:14 am se registró un evento en el Sistema Eléctrico Regional (SER) debido a la activación del esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia (EDACBF).

Este evento fue consecuencia del disparo de la línea de interconexión a 400 kV México – Guatemala (Tapachula – Los Brillantes) por la activación del Esquema de Control Suplementario, registrando un flujo de potencia máximo de aproximadamente 370 MW en la interconexión antes del suceso. Si bien, a las 9:30 am se logró sincronizar nuevamente la interconexión México-Guatemala, continúan las repercusiones en torno a las causas de aquel evento.

En primera instancia, se determinó que la pérdida de generación fue ocasionada por una caída en la generación fotovoltaica en el área de control de Honduras y posteriormente se informó sobre un disparo de generación en Panamá vinculada a una planta de gas natural.

Para tener mayores precisiones al respecto, Energía Estratégica contactó a Harmodio Arauz, exdirector del Centro Nacional de Despacho (CND) de ETESA, bajo cuyo rol fue representante de Panamá ante el EOR entre los años 2009 al 2013.

Remitiéndose al informe preliminar de evento, el especialista en el sistema eléctrico regional y local comunicó sobre una pérdida de 210 MW provenientes de la Planta Gatún.

«La planta de Gatún de Ciclo Combinado a Gas Natural (compuesta por 2 turbinas a Gas y otra a vapor) está en calidad de prueba por ser una planta nueva. En la regulación panameña esto significa que tiene permiso para hacer sus pruebas que pueden salir mal. Todos los agentes cuando entran en servicio tienen derecho a hacer sus pruebas», argumentó.

Y aclaró: «No hay penalidad por el evento contra el agente generador que tiene permiso para hacer sus pruebas autorizadas tanto por el CND y por el EOR. Sin embargo, las penalidades que se aplican son al área de control, aplicándose un cargo al país por las desviaciones causadas a los despachos de intercambio programados en el MER».

En estos eventos de pérdida de generación aseguró que «cada país pierde un poco», y en el caso de Panamá el déficit habría sido de 133.45 MW, pero se podrían ganar aprendizajes.

Ante esto, desde la perspectiva del especialista consultado, estas situaciones si bien implica retos también abre oportunidades de mejora en el Sistema Eléctrico Regional.

«Los Operadores de Sistema de cada país y el EOR han estudiado a profundidad el SER para mitigar estos eventos, ya sea por disparo de generadores, o de líneas o de transformadores de potencia de las distribuidoras y sean implementado diferente tipos de esquemas de protecciones. Cada vez que ocurre un evento es una oportunidad para en base a las consecuencias tratar de mejorar los sistemas», concluyó.

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La compañía BayWa r.e., líder mundial en soluciones de energía renovable anunció la apertura de su primer centro de distribución en Barranquilla y segundo en el país después de Medellín, marcando un paso significativo en su expansión por Colombia.

Esta nueva sede está ubicada estratégicamente en el Parque Industrial del Caribe representa un hito significativo en el compromiso de la compañía con el mercado colombiano y el impulso hacia la transición energética de la región Caribe.

Caribe: más producción de electricidad

Actualmente Barranquilla está experimentando un notable crecimiento en energías renovables, con la energía solar emergiendo como una solución rentable para hogares y empresas, mejorando la estabilidad del servicio eléctrico y reduciendo costos operativos.

La apertura del centro de distribución permitirá que los instaladores accedan a productos con precios más competitivos y tiempos de entrega reducidos, facilitando así la implementación de proyectos fotovoltaicos eficientes y económicamente viables en toda la región.

La región Caribe de Colombia se ha consolidado como un epicentro para el desarrollo de energías renovables, principalmente debido a su alta irradiación solar de entre 5 y 6,5 kWh/m²/día (kilovatios hora por metro cuadrado por día).

La cantidad de electricidad que un panel solar puede generar es directamente proporcional a la cantidad de irradiación solar que recibe, lo que significa que los paneles instalados en esta región están expuestos a una cantidad significativa de energía solar. Esto resulta en una mayor producción de electricidad y mejora la eficiencia energética al permitir que los paneles operen cerca de su capacidad máxima.

Actualmente se desarrollan 122 proyectos de energía solar y eólica en siete departamentos, destacándose el potencial de la zona para la generación de energía limpia.

Carlos Parra, Director General de BayWa r.e. en Colombia, afirma: “Barranquilla es una zona clave en nuestra misión de liderar la transición energética en Colombia. Queremos ser un catalizador en la transformación energética del país, apoyando a instaladores, proveedores de servicios públicos e inversionistas para que hagan realidad sus proyectos de energías renovables.”

Perspectivas de futuro

La compañía que opera desde noviembre del año pasado en el país, está comprometida con expandir su presencia en Colombia con planes de abrir más centros de distribución en un futuro cercano, posicionándose como un aliado estratégico para los instaladores solares, ofreciendo tecnología de punta y capacitación para acelerar la adopción de energías limpias.

“La región Caribe posee un potencial extraordinario para la energía solar, con una irradiación solar promedio superior al promedio nacional, lo cual la convierte en un lugar ideal para proyectos de energías renovables”, comenta Parra.

Innovación y compromiso

BayWa r.e. ofrecerá una amplia gama de productos incluidos paneles solares, inversores, baterías y soluciones de montaje. Además, la compañía proporcionará asesoría técnica personalizada y soporte para asegurar el éxito de los proyectos solares en la región. Esta iniciativa no solo generará empleo local, sino que también contribuirá a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, apoyando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Colombia.

Asimismo, los proyectos solares pueden ser oportunidades para educar a la comunidad sobre la importancia de la energía limpia y la conservación. Esto fomenta una mayor conciencia ambiental.

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Erick Tejada, secretario de gobierno en el Despacho de Energía, exhortó a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) a aprobar los Términos De Referencia (TDRs) de la Licitación Abierta de Largo Plazo de 1500 MW.

De esta manera, el comisionado presidente de la CREE, Rafael Virgilio Padilla, fue instado a acelerar el proceso y a convocar a la brevedad a la Junta de Comisionados para aprobar lo pendiente.

Desde la perspectiva del secretario Tejada, las demoras podrían deberse a intereses particulares que buscan sabotear la licitación para «prolongar contratos vigentes» y «mantener precios altos».

De allí que la autoridad advierte que un retraso de seis meses en su aprobación es considerado un «boicot» a una convocatoria competitiva que tiene como fin cubrir el déficit de suministro y lograr menores precios para los hondureños.

«No hacerlo implica someter al país a precios elevados de energía, a posibles racionamientos y a un déficit de potencia firme eterno, si no se aprueba en los próximos días», aseguró Erick Tejada el día de ayer.

Y, mediante la red social X, amplio su declaración, indicando:

Es imperativo y urgente que el directorio de comisionados de la CREE apruebe TDRs de la Licitación de 1500 MW para que estas plantas ingresen entre 2027 y 2029.
Para 2025 y 2026 deberán de ingresar al menos 450 MW para lograr cubrir el crecimiento de la demanda. La CREE debe de emitir norma transitoria que permita mantener tarifa de energía eléctrica estable.
El almacenamiento de energía de los 750 MW de energía renovable variable instalados en el país es clave para suplir demanda durante horas pico y en verano.

En atención a estas declaraciones, desde la CREE, el comisionado Wilfredo Flores, aseguró que está al tanto de la situación y que está a disposición para avanzar.

«Yo ya estoy listo para aprobarlo. Pero somos los tres comisionados los que tenemos que aprobarlo y hay un proceso administrativo que seguir y es que el comisionado presidente llame ya a la Junta de Comisionados, lo aprobemos y ya se pase a la ENEE».

Por su parte, haciéndose eco de la situación, el Sindicato de trabajadores de la Empresa Nacional de Energía (STENEE) llamó a un acuerdo entre la ENEE y la CREE para evitar mayores retrasos que agudicen la crisis energética del país.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta denuncia pública e insistencia del sindicato estaría destrabado la situación. Fuentes oficiales confirmaron a este medio que mañana jueves se podría convocar a la aprobación de los términos de referencia, de manera de poder dar rienda al proceso licitatorio durante este semestre.

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«Es hora de que las Empresas Distribuidoras entiendan que deben ser aliados y no competidores en el desarrollo del sector solar,» afirmó el Secretario de Energía, Juan Manuel Urriola, durante la inauguración del Foro Empresarial «Energía: Nuevas Políticas en Marcha».

En este evento, organizado por la Cámara Panameña de Energía Solar, Urriola exigió un cambio en la dinámica entre Distribuidoras y Emprendedores Solares, advirtiendo que no se debe sacrificar el espacio de los Solares, en favor de prácticas empresariales que limitan el crecimiento.

El Secretario también subrayó que existen importantes desafíos que las Distribuidoras deben enfrentar antes del 2028 y que es imperativo trabajar juntos para construir un futuro energético sostenible. «La industria solar, que se representa a través de emprendedores comprometidos, necesita un entorno justo para prosperar”, concluyó Urriola.

Por su parte, Juan Andrés Navarro, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar, enfatizó que el Gremio no busca beneficios, ni ventajas competitivas, sino fomentar la colaboración entre todos los actores del sector. «Es momento de detener las prácticas desleales que perjudican la industria y a los consumidores,» afirmó Navarro.

Durante el evento, José Ramón Gómez, Jefe Regional de BiD, destacó las inversiones realizadas en el sector energético panameño y reiteró su disposición a continuar apoyando a las nuevas autoridades y al país en su transición energética.

Por su parte, el Gerente de la Empresa de Generación Estatal, Vicente Prescott presentó la situación actual de EGESA y el potencial que presenta el proyecto Chan 2, subrayando que sigue siendo una opción viable para el desarrollo energético del país.

El Foro se consolidó como una plataforma crucial para entablar un diálogo sobre las políticas energéticas futuras de Panamá, centrando la atención en el desarrollo sostenible y en la necesidad de prácticas justas que beneficien tanto a la industria como a los consumidores.

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La propuesta de “Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional” avanza en la Asamblea Legislativa mediante el expediente N.° 23.414. Tres diputados se pronunciaron a favor del mismo y compartieron sus expectativas de aprobación, durante un panel de debate en el marco del Congreso de Energía 2024 de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR). 

Participaron la Sra. Daniela Rojas, Diputada del Partido Unidad Social Cristiana (PUSC) y Presidente de la Comisión de Energía; el Sr. Manuel Morales, Diputado del Partido Progreso Social Democrático (PPSD) y la Sra. Cinthya Córdoba, Diputada del Partido Liberal Progresista (PLP).

Primeramente, la presidente de la Comisión de Energía, la diputada Daniela Rojas confió en que aunque haya dudas y aún se estén revisando algunas terminologías, como qué sería un «despacho óptimo», en líneas generales el consenso técnico existiría en diputados:

«Este es un proyecto muy técnico pero que nos guste o no, para bien o para mal, ya está en la parte política. Entonces, aunque técnicamente existan las razones para que el proyecto avance, la decisión resta solo desde la parte política (…) Yo estoy de acuerdo. Incluso mi aspiración era una apertura mayor y que más actores pudieran participar, pero vendrá el momento oportuno y la coyuntura que se preste para que esto sea mayor. Mientras tanto, avancemos aunque sea en los mínimos posibles (…) No hacer nada va a ser muy caro para los sectores y hasta para las empresas que representan pero sobre todo va a ser muy caro para el país, y con caro no estoy hablando solo en términos económicos sino en las consecuencias».

Por su parte, Manuel Morales, diputado del PPSD, fue contundente en asegurar que la apertura del mercado de generación será una medida positiva que repercutirá directamente en los usuarios y trazó una comparativa con el sector de telefonía que tuvo una baja significativa en los costes en las últimas dos décadas.

«Es un mercado que se va a mover para bien. Creo que un gran ejemplo fue con los celulares. Cuando el ICE tenía una sola línea de celulares, con mi primer celular en el 2000 la línea me costó 100.000 colones ¡100.000 colones! Ahora regalan las líneas y eso lo generó la competencia», ejemplificó.

Reforzando aquello, la diputada Cinthya Córdoba Serrano declaró: «Esto es un asunto de todos y por el país, es el ganar-ganar que necesitamos para mejorar la competitividad y que esté al alcance de todos y de todos. Por supuesto que creo que es importante el mercado mayorista y es algo que va a fomentar la competitividad y el uso eficiente de la energía, y por lo tanto es algo necesario que está en el marco del proyecto».

Pero la diputada del PLP, no sólo se detuvo a analizar la necesidad de aumentar la competencia sino también a la de mayor diversificación: «No hay que poner los huevos en una sola canasta. Hay que tener la posibilidad diversificar la oferta eléctrica».

De esta manera, los representantes de las diferentes fracciones políticas se pronunciaron a favor de la iniciativa que promueve la creación de un mercado mayorista competitivo, finalizando el monopolio del ICE y dando a lugar a contratos bilaterales entre más generadoras privadas renovables y grandes consumidores.

¿Por qué hay una necesidad de cambio para la apertura del mercado de generación? ¿Cuáles son las trabas en el Sistema Eléctrico Nacional actual? Desde el CICR, organizadores del Congreso al que asistieron los diputados, advierten que una primera contra es que la generación renovable privada está limitada por ley (ver más).

«La generación privada tiene un tope del 15% del total de la capacidad instalada de generación (capítulo I de la ley 7200 que autoriza la generación privada). Además, pueden realizarse proyectos BOT (build -operate – transfer) cuya propiedad al finalizar el contrato se traslada al ICE. Al igual que lo dispuesto en el capítulo I de la ley 7200, el total de los BOT no puede superar el 15% de la capacidad instalada de generación (capítulo II de la ley 7200). Esto resulta en la existencia de muy pocos actores que aporten a la generación del SEN y en un esquema con total ausencia de competencia».

Quitar esta traba, permitiría lograr los precios competitivos y diversificación de fuentes renovables de energía a los que hicieron referencia los diputados presentes en el Congreso de Energía 2024. 

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La PlataformaH2 Argentina publicó una propuesta de marco regulatorio que permita trazar los objetivos e instrumentos necesarios para el desarrollo de la industria del hidrógeno renovable y de bajas emisiones y sus derivados en Argentina.

Este nuevo marco normativo actualizará la anterior ley N° 26123 (promulgada en 2006 y vencido su plazo de ejecución en 2021) y llega previo al proyecto de ley que anticipó el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, el cual se presentaría en el mes de septiembre (ver nota). 

La iniciativa de la PlataformaH2 Argentina prevé declarar de interés nacional el desarrollo de tecnología, producción, transporte, distribución, uso y aplicaciones del H2 de aquellas fuentes renovables definidas en la Ley N° 27191, como también de procesos que puedan certificar emisiones por debajo de límites máximos que definirá la autoridad de aplicación.

La propuesta busca facilitar la construcción de un consenso en torno a la oportunidad y la dimensión que representa el potencial del país, consenso que resultará una “condición excluyente para lograr un desarrollo robusto de la industria del H2”.

Asimismo, propone crear un Régimen de Promoción para la Industria del Hidrógeno (PROHIDRO) a fin de incentivar las inversiones en la materia, fortalecer la competitividad en el sector e impulsar tanto las exportaciones de hidrógeno y sus derivados como la utilización del H2 como insumo. 

El plazo para adherir al PROHIDRO será de 20 años, contados a partir de la entrada en vigencia del régimen para los proyectos de hidrógeno renovable, y 10 años para los de H2 de bajas emisiones; siendo en ambos casos un plazo prorrogable por única vez por hasta otra década. 

Mientras que los beneficios alcanzarían a todas  las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman la cadena de valor: 

Generación renovable cuyo destino principal sea el abastecimiento de plantas de electrólisis. 
Centrales y equipamiento para captura, transporte y almacenamiento de gases de efecto invernadero. 
Electrolizadoras e infraestructura de almacenamiento, distribución y transporte
Plantas y obras de infraestructura para la producción de derivados del H2
Proyectos destinados a la obtención, procesamiento, almacenaje y/o despacho del hidrógeno de origen renovable y de bajas emisiones y/o sus vectores, incluyendo aquellas destinadas a desalinización de agua, licuefacción, gasificación y terminales portuarias.
Obras de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión 
Fabricación de equipamiento principal de la cadena de valor 

Aunque cabe aclarar que la estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria tendrá vigencia durante los 30 años siguientes de la fecha de adhesión para las plantas de hidrógeno verde; pero aquellos H2 de bajas emisiones, el plazo será de 15 años.

Entre los beneficios e incentivos tributarios y aduaneros previstos se destaca que los proyectos podrán pagar el Impuesto al Valor Agregado (IVA – incluidas las percepciones) a sus proveedores, o a la Administración Federal de Ingresos Públicos en el caso de importaciones de bienes, a través de la entrega de Certificados de Crédito Fiscal.

En tanto que las importaciones de bienes de capital nuevos, repuestos, partes, componentes y mercaderías de consumo (incluyendo importaciones temporarias) se encontrarán exentas de derechos de importación, de la tasa de estadística y comprobación de destino, y de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales.

Además, no podrán ser afectados por restricciones regulatorias sobre el suministro, transporte y procesamiento de los insumos destinados a tales exportaciones, como por ejemplo regulaciones que pretendan subordinar o reasignar los derechos.

Y si bien este proyecto de ley no considera una integración mínima y obligatoria de contenido nacional tal como lo hizo la iniciativa del Poder Ejecutivo de la gestión presidencial de Alberto Fernández, desde la PlataformaH2 Argentina proponen un incentivo adicional para la industria local. 

Puntualmente, aquellos emprendimientos que en sus inversiones acrediten un 60% de integración de componente nacional en las instalaciones electromecánicas (excluida la obra civil)  o el porcentaje menor que acrediten en la medida que demuestren efectivamente la inexistencia de producción nacional (no menor a 30%), tendrán derecho a percibir un certificado fiscal por un valor equivalente al 20% del componente nacional de las instalaciones electromecánicas. 

El mismo podrá ser cedido a terceros o utilizado por los sujetos beneficiarios o los cesionarios para el pago de la totalidad de los montos a abonar en concepto de Impuesto a las Ganancias, Impuesto al Valor Agregado, Impuestos Internos.

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Por el fenómeno del nearshoring, la creciente demanda de energía ante fenómenos climáticos como El Niño y los compromisos internacionales de descarbonización asumidos,  crece el interés por invertir en proyectos renovables en Latinoamérica y se espera un repunte en la generación de fuentes limpias en los próximos años en la región.

En este contexto, Sirocco Energy, la empresa española que nace de la colaboración de dos gigantes de la industria, VORTEX y MeteoRed, con presencia en más de 40 países, es optimista y proyecta un incremento de su cuota de mercado en el continente latinoamericano .

En conversaciones con Energía Estratégica, Omar Halasa González, CEO de Sirocco Energy, señala: ““Las energías renovables en LATAM han experimentado un notable crecimiento. Esperamos acompañar esta tendencia durante 2024 y 2025, centrándonos en expandir nuestras soluciones de pronóstico de activos eólicos y solares”. 

Y agrega: “Nuestros objetivos de crecimiento están alineados a la expansión de nuestra presencia en el mercado latinoamericano, aprovechando las oportunidades de colaboración con actores locales y regionales. Las regiones más atractivas para la compañía son México, Brasil, Argentina, Colombia y Chile por su alto potencial de desarrollo en energía renovable”.

En este sentido, la compañía se especializa en proyectos a gran escala, donde sus soluciones de pronóstico generan un mayor impacto en la optimización y gestión eficiente de activos energéticos. 

“Nuestra colaboración con VORTEX y MeteoRed nos permite ofrecer soluciones personalizadas de alta precisión, tanto para portafolios como para activos individuales, mejorando así la eficiencia operativa. Además, pertenecemos a un holding de empresas dedicadas a realizar pronósticos a corto, mediano y largo plazo: Sirocco, Nebbo y Climate Scale”, enfatiza.

Desafíos para el impulso renovable en Latam

A pesar de las grandes oportunidades que existen en Latinoamérica para desarrollar proyectos renovables, el portavoz de la compañía reconoce que la región no está exenta de retos que hay que superar.

“Para impulsar el desarrollo de las energías renovables, sería beneficioso incentivar la inversión y la liberalización de los mercados, la reducción de la burocracia y una mayor facilidad para que las empresas puedan elegir a su proveedor energético”, advierte.

De esta forma, para el experto es fundamental fomentar la entrada de empresas nuevas y extranjeras en los mercados latinoamericanos a través de un marco regulatorio con visión a largo plazo que brinde certidumbre política. 

Según su visión, este debe incluir políticas de subsidios y financiamiento para proyectos de energías renovables para acelerar la adopción de estas tecnologías en la región.

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El pasado viernes 16 de agosto, el Ministerio de Minas y Energía publicó para comentarios el proyecto de regulación «Por el cual se modifica el Decreto 1073 de 2015, en relación con los lineamientos de política energética en materia de autogeneración y producción marginal» que exige simetría en las condiciones de participación en el mercado mayorista.

De acuerdo al documento, al emitir la regulación para la entrega de excedentes al Sistema Interconectado Nacional (SIN), o para el consumo de energía desde el SIN por parte de los autogeneradores y productores marginales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) asegurará que a estos les apliquen las mismas reglas de una planta de generación con condiciones similares en cuanto a la cantidad de energía que entrega a la red.

Esto incluye los derechos, costos y responsabilidades asignados en el reglamento de operación, reportes de información, condiciones de participación en el mercado mayorista, en el despacho central y en el esquema de cargo por confiabilidad, entre otros.

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En este marco,  Daniela Mercado Mendoza, Managing Partner en DM Energy Consulting, compañía líder en la asesoría del mercado de las fuentes no convencionales de energía renovable, destaca que la aprobación de la normativa “modificaría sustancialmente” la actividad de la autogeneración, sobre todo, a gran escala y explica los motivos.

“Se estipula que la CREG deberá expedir la regulación que establezca a los autogeneradores las mismas reglas que les son aplicables a las plantas de generación. Sin embargo, esta indicación resulta tan etérea que no delimita el tipo de obligaciones que los AGPE y AGGE deberán empezar a considerar, por ejemplo, si será necesario su constitución como Generadores (ESP)”, advierte.

Y agrega:  “A los autogeneradores a pequeña escala que entreguen energía en un sitio distinto al de producción – autogeneración remota -, se les deberá dar el mismo tratamiento que una planta menor (reglas contenidas en la resolución CREG 086 de 1996)”.

De esta forma, alerta que, de aprobarse la regulación, la obligación que actualmente existe para plantas mayores a 100 kW de suscribir un contrato de respaldo con el Operador de Red, quedaría únicamente para instalaciones mayores a 1 MW.

Ante estos cambios, Juan José Angulo, socio en Angulo Martinez firma especializada en brindar asesoría sobre energía eléctrica y sostenibilidad también analiza la normativa y brinda su punto de vista.

“El proyecto tiene buenas intenciones envueltas en el dilema de la sábana corta queriendo cubrir al mismo tiempo la cabeza y los pies. Refleja una importante dificultad para encontrar coherencia y consistencia entre su justificación, el problema que quiere resolver y las disposiciones que contiene”, denuncia a través de sus redes sociales.

De acuerdo al experto, la Ley 142 creó en 1994 los esquemas independientes como una excepción desde la óptica de los servicios públicos domiciliarios. No obstante, el mundo ha cambiado demasiado desde entonces y a la luz de la masificación de temas eléctricos, estos cada día se distancian más de la noción de servicio público.

“Cada día es más difícil armonizar nuestro régimen de servicios públicos domiciliarios inspirado en el mundo del siglo pasado; con las necesidades y opciones que ofrece la actualidad”, insiste.

Y concluye: “Es esencial desarrollar una doctrina que aborde el estudio jurídico de la electricidad como una nueva categoría dentro de la industria legal del país. Posiblemente sea hora de migrar hacia un régimen legal de la electricidad que aborde la energía eléctrica por fuera (y por encima) de la perspectiva de servicios públicos».

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BLC Power Generation alcanzó un hito histórico en estos últimos 7 años, ha ampliado su presencia a más de 600 plantas, ha instalado más de 30 GW de capacidad, el equipo de soporte técnico ha brindado asistencia a plantas por más de 13 GW garantizando la máxima eficiencia y confiabilidad de las operaciones. Asimismo, ha optimizado la gestión y monitorización de más de 1 GW de activos.

La confianza de sus clientes ha sido fundamental para llevar a cabo proyectos de gran envergadura. Entre ellos se destacan el Parque Híbrido de la Central Térmica Manantiales Behr de YPF Luz en Argentina, la Microgrid Híbrida del Campus Thomas Aquinas College, trabajado en colaboración con Tesla y Capstone Green Energy en Estados Unidos, y el Ecoparque Solar de la Refinería, de Ecopetrol, en Colombia.

Estos proyectos demuestran la adaptabilidad de la suite de soluciones Optimum PG de la empresa. La misma, permite integrar diversas tecnologías para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía eléctrica.

Este primer parque solar construido dentro de una refinería fue un acontecimiento clave para Colombia. BLC Power Generation trabajó junto a Ecopetrol, ABB, Sonepar, PowerChina y la propia Refinería de Cartagena para hacerlo posible. Grandes personalidades del Gobierno colombiano, como el Presidente Gustavo Petro y el Ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho Morales, estuvieron presentes en la inauguración.

Equipado con 40.146 paneles solares, este parque fotovoltaico cuenta con la capacidad de producir más de 22 GWh de energía renovable al año, equivalente al consumo de 18.200 hogares colombianos. Además de aumentar la capacidad energética del país, esta nueva planta solar se destaca por su impacto positivo en el medio ambiente y la economía local, al reducir notablemente las emisiones de CO2 de la refinería en aproximadamente 21.000 toneladas anuales.

El proyecto se llevó adelante con el objetivo de reemplazar parcialmente el uso de energía térmica por energías renovables. La planta requiere un control integral, que se logra a través de la suite de soluciones Optimum PG, junto con otros sistemas, garantizando así un correcto funcionamiento.

«Coordinar y vincular los sistemas de control existentes con las nuevas tecnologías de potencia, datos, comunicación, redes y ciberseguridad en un entorno de refinería ha sido un gran desafío técnico. Trabajamos junto a más de 10 proveedores alineando tareas y compartiendo experiencias”, afirmó Andrés MacGuire, Gerente de Proyecto y agregó “Ser parte del primer parque solar dentro de una refinería en Latinoamérica, representó un hito muy importante en la transición de la matriz energética en Colombia, de la cual nos enorgullece formar parte», concluyó.

BLC Power Generation sigue apostando por un futuro más sustentable en Latinoamérica. La participación en este tipo de proyectos reafirma su compromiso de acompañar una transición energética más eficiente, fortaleciendo su presencia en los mercados clave de la región.

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El próximo viernes 30 de agosto se llevará adelante en El Calafate el «Foro Hidrógeno Verde: condiciones para su desarrollo«, organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina.

El Foro contará con la participación del gobernador Claudio Vidal, así como ministros y otros funcionarios provinciales y nacionales, incluyendo representantes de ambas cámaras del Congreso Nacional y más de 20 empresas con inversiones en la provincia patagónica. Además, estarán presentes representantes de la delegación de la Unión Europea en Argentina, la embajada de Alemania y la embajada de Países Bajos y las principales cámaras de energía, entre algunos de los invitados de alto nivel.

El evento se desarrollará a través de presentaciones y paneles, cuyos ejes serán: la cooperación internacional para el impulso del hidrógeno verde, el desarrollo de la industria renovable y el despegue del hidrógeno verde en Argentina, el marco regulatorio, el desarrollo industrial y las oportunidades de inversión y empleo para las provincias.

El hidrógeno verde ofrece una oportunidad de exportar la energía renovable que se produce en el país a otras regiones. Al respecto, Juan Carlos Villalonga, representante de la PlataformaH2 Argentina, aseguró que “La Argentina tiene la oportunidad de ser un proveedor confiable de hidrógeno verde en la transición energética global, pero debe moverse rápido. Necesitamos un marco regulatorio que promueva inversiones y una hoja de ruta clara, porque el mercado del hidrógeno será muy competitivo”.

El encuentro se llevará a cabo desde las 9 hs. en el Hotel Posada Los Álamos – calle Ing. Guatti 1135- de la ciudad de El Calafate. La inscripción previa es a través del siguiente link https://url1.io/BNomm

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En los próximos meses, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios de toda la región latinoamericana, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, presenta su cuarta edición en el mercado colombiano. La convocatoria llega a pedido de stakeholders del sector, tras el éxito obtenido en eventos anteriores (ver transmisión), tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento “FES Colombia” que se llevará adelante los días 29 y 30 de octubre de este 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), ofrecerá un escenario ideal para el debate en su salón de conferencias y brindará espacios exclusivos de networking para que empresarios exploren sinergias y nuevos negocios sostenibles.

ENTRADAS DISPONIBLES

Se espera que más de 500 profesionales asistan a la feria para analizar el futuro de las energías limpias en la región, teniendo en cuenta el creciente interés que existe en Latam por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde.

Y dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento #FESColombia, Erco Energy, compañía enfocada en soluciones innovadoras de energía solar y movilidad electrica encabezará el tercer panel a través de su CEO, Juan Camilo López Llano, con la mirada puesta en analizar estrategias de inversión y financiación de proyectos renovables en Colombia.

ERCO Energy opera en cuatro áreas clave: la construcción de granjas solares en modalidad de EPC; la administración, operación y mantenimiento de activos propios y de terceros; la representación de granjas solares propias y de terceros en el mercado; y, transacciones de energía a través de NEU, su innovadora comercializadora digital de energía.

Durante el panel «Impulso a la transición energética en la región Andina: Oportunidades, proyectos destacados y visión de futuro», López Llano, explorará la potencialidad de desarrollar de comunidades energéticas en Colombia, un concepto que ha ganado terreno en los últimos años en el país. 

A su turno, el panel  titulado «Estrategia renovable de Colombia: Seguridad energética y diversificación de la matriz» contará la participación de Vitor Rodrigues, Director técnico Latam and Iberia de GCL y Gracia Candau, Country Manager Colombia de Atlántica Sustainable Infrastructure, empresa generadora y comercializadora de energía renovable.

A través de su portavoz, GCL, proveedor líder de polisilicio, obleas de silicio y otras materias primas fotovoltaicas, expondrá sobre las últimas tendencias en la región latinoamericana, siendo Brasil, Colombia, Chile y México, los mercados más atractivos para la compañía en Latam.

Además, Candau revelará la cartera de proyectos de energía no convencional proyectados para el país de cara a su objetivo de apoyar la transición energética mediante el desarrollo, inversión y gestión de infraestructuras sostenibles, creando valor a largo plazo para sus stakeholders.

Cabe destacar que Atlántica tiene en el país plantas solares como «La Sierpe», «La Tolua», «Tierra Linda» y «Honda 1 y 2» y planea seguir expandiendóse con nuevos proyectos para continuar diversificando la matriz colombiana.

Por todo lo expuesto, FES Colombia nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y protagonistas del sector renovable del la región Andina. Adquiera su entrada para acceder a la cumbre a través de este link.

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) puso en duda la continuidad y situación financiera de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), en caso de que continúe el plan de que éstos financien los subsidios eléctricos del país. 

La medida sugerida por el ministro de Energía, Diego Pardow, prevé que el aporte provenga del diferencial entre el precio estabilizado  (DS 244)  y el costo de desarrollo (considerando mayoría de tecnología fotovoltaica); por lo que tal iniciativa no cayó bien dentro del sector energético y desde ACERA manifestaron su preocupación por las consecuencias que podría acarrear.

“La propuesta planteada por el Ministerio de Energía significa la quiebra de todos los PMGD, de USD 3500 millones de inversión”, alertó Sergio del Campo, presidente de ACERA, durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

“Con ese proyecto no solamente no se cumple el contrato de crédito y provoca la quiebra total del sector PMGD, sino que además se le pide que abastezca a las pequeñas y medianas empresas (PyMEs), asumiendo riesgos que nunca estuvieron establecidos en las condiciones iniciales del proyecto de ley, como por ejemplo cortes internodales (curtailment)”, agregó. 

Y cabe recordar que, además del eje dedicado a la disminución tarifaria, el gobierno esbozó la idea de habilitar la venta de inyecciones de los Pequeños Medios de Generación Distribuida a clientes regulados que sean elegibles en el proceso. 

Es decir que la medida no estuvo en línea con lo previsto hace dos meses, cuando el gobierno sólo anticipó una reforma al régimen de abastecimiento de suministro a clientes regulados con el fin de que puedan comprar energía a los PMGD y así disminuir en aproximadamente un 7% del precio de la energía.

Este quiebre y cese de operaciones por parte de los PMGD se podría dar en el cortísimo plazo si es que avanza la propuesta dentro del proyecto de ley proyecto de ley de subsidio eléctrico. Puntualmente entre la fecha de tramitación del proyecto de ley y julio del 2025. 

¿Por qué? “Los bancos tomarán inmediatamente moderación financiera para ver si los proyectos cumplen con lo establecido en los contratos”, argumentó Sergio del Campo.

“Es una expropiación de ingresos sin la posibilidad de recuperarlos y seria afectación de la certidumbre jurídica y confianza del inversionista en el país. Lo que se traduce en el incremento del riesgo regulatorio por cambios no consensuados ni discutidos, menor competitividad y mayor concentración por la disminución del interés de los competidores”, complementó.

Pero más allá de sólo criticar la iniciativa del Poder Ejecutivo, desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento aportaron una serie de propuestas que permitan paliar la situación, ya sea desde mayores recursos fiscales hasta facilidades de pago a la población. 

El eje recaudatorio prevé la inclusión en el presupuesto del país de 2025,  “de tal forma de utilizar los recursos del Estado para proteger a los ciudadanos de los efectos colaterales perjudiciales del mecanismo de estabilización que intervino el mercado a inicios del 2020”, la redirección de recursos de líneas presupuestarias que actualmente no se hayan utilizado y aportes provenientes del financiamiento internacional.

Mientras que las facilidades de pago a la población podrían implicar el financiamiento a la demanda garantizado por el Estado vía un bono soberano y por los USD 450 millones que se busca recaudar a partir de los PMGD.

“Los US$450 millones implican un subsidio promedio de $2,508 pesos mensuales por cliente. A una tasa de 7,3% anual por 20 años, financiar los US$450 millones resulta en un pago por cliente de $842 pesos por mes aproximadamente. El neto durante los 3 años sería $1,666 pesos a favor de cada cliente por mes durante el periodo transitorio”, explica la presentación de ACERA.

“Posterior a los tres años, cada cliente continuará pagando $842 pesos mensuales durante 20 años, los que serán compensados por las bajas en los precios de energía a partir del 2028”, detalla. 

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En un contexto global marcado por la urgencia de acelerar la diversificación de la matriz hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles, Colombia se encuentra en un punto de inflexión presionado por los efectos del cambio climático que afectan el suministro eléctrico en periodos de estiaje.

Bajo esta premisa, el Grupo Energía Bogotá (GEB), en alianza con El Espectador y Caracol Medios, desarrolló el foro ‘Ambiente e infraestructura: retos para construir la transición energética justa’ (ver transmisión), un encuentro en el que se analizaron los desafíos y oportunidades que enfrenta el país para la entrada de más proyectos renovables

En ese marco, Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB fue tajante y destacó que la transición energética sólo será posible si se ejecutan proyectos de transmisión de energía eléctrica y se fortalece la red. 

«Tomamos el compromiso por el país de sacar adelante todo este proceso de las renovables no convencionales sobre todo en la Costa Caribe con el objetivo de avanzar en la transición energética y resolver problemas de desigualdades inmensas que Colombia ha mantenido por toda su historia”, explica

Y agregó: “Este mes iniciaremos el proceso de construcción de la línea Colectora lo cual es un hito. En este proceso de diálogo y colaboración con el Gobierno que nos ha apoyado de manera muy comprometida se dieron algunos aprendizajes: Colombia debe repensar los marcos administrativos y legales para poder enfrentar la transición energética”.

Según el ejecutivo, los efectos del cambio climático se han vuelto muy difíciles de predecir lo cual genera riesgos inmensos al sector energético que se traducen en precios exorbitantes de energía. 

Para Ortega, la única forma de lidiar con esos retos es a través de la construcción de proyectos de infraestructura que consistan en el fortalecimiento de las líneas de transmisión y distribución para la entrada de energía renovable no convencional.

En este sentido, recomendó: “Necesitamos adoptar políticas como las de Brasil donde, una vez que se aprueban los proyectos, estos vienen con el licenciamiento incluido y no se frenan por consultas previas como ocurre en Colombia”.

“Hoy en día es muy difícil desarrollar proyectos en el país. Hay muchos de generación y transmisión frenados por 6 años. Si no logramos entre todos construir una forma distinta de aproximar esos retos, vamos a tener un problema muy grande», advirtió.

En otras palabras, llamó a agilizar la permisología ya que esta resulta el principal cuello de botella para el impulso de una mayor entrada de proyectos renovables. 

Un ejemplo de ello es la línea de transmisión Sogamoso, que robustecería el sistema eléctrico en Cundinamarca, Boyacá y Meta pero que aún no ha logrado iniciar por problemas para licenciar los tramos ante la oposición por parte de comunidades.

“La transición energética oportuna requiere el avance de procesos de licenciamiento ambiental que viabilicen los proyectos de transmisión. Si no obtenemos la licencia de los proyectos Norte y Sogamoso, Bogotá empezará a tener limitaciones en el suministro de energía a partir de finales del 2025”, enfatiza.

De esta forma, concluyó que mientras no entren en operación proyectos de transmisión como estos, Colombia continuará utilizando energía proveniente de combustibles fósiles y no podrá avanzar en la transición energética justa.

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El Departamento de Energía de los EE. UU. (DOE) emitió una solicitud de información (RFI) centrada en la transmisión de energía eólica marina (OSW) en la Costa Oeste . Con el respaldo de la Ley de Reducción de la Inflación, esta RFI es parte de un enfoque de varios niveles para recopilar información con el fin de abordar los desafíos y las barreras para capturar de manera eficiente energía limpia y confiable de los recursos eólicos marinos de la Costa Oeste y entregarla a las comunidades que más la necesitan. Desde 2021, el DOE y la Oficina de Gestión de Energía Oceánica (BOEM) del Departamento del Interior han estado colaborando para promover la energía eólica marina (OSW) en las costas del Atlántico y del Oeste en apoyo del cumplimiento del objetivo de la Administración Biden-Harris de implementar 30 gigavatios (GW) de OSW para 2030 y 15 GW de OSW flotante para 2035, además de desbloquear un camino para implementar 110 GW para 2050.

“La energía eólica marina limpia y confiable está ganando impulso en las costas de Estados Unidos, pero cada costa tiene su propio conjunto de barreras y desafíos únicos”, dijo Maria Robinson, directora de la Oficina de Implementación de la Red del Departamento de Energía de Estados Unidos . “Los esfuerzos de coordinación y convocatoria federales pueden reunir las voces regionales de las naciones tribales, los líderes locales y estatales, los grupos de planificación, la industria privada y otras entidades para hacer realidad el enorme potencial de la energía eólica marina de la Costa Oeste. La energía eólica marina es fundamental para lograr un sector energético libre de contaminación de carbono para 2035 y una economía 100% neta cero para 2050, y el DOE está utilizando todas las herramientas a su disposición para impulsar esta importante industria”.

La planificación y la ubicación de la infraestructura de transmisión para la energía eólica marina involucra a varias autoridades federales, operadores de sistemas independientes y organizaciones regionales de transmisión (ISO/RTO), comisiones de servicios públicos, departamentos estatales de pesca y vida silvestre y otras organizaciones comunitarias, en parte porque la transmisión debe ubicarse tanto en alta mar como en tierra. Comprender las limitaciones relacionadas con el uso compartido de los derechos de paso de transmisión nuevos o existentes permitirá que las entidades de planificación de la transmisión y las autoridades de ubicación tomen decisiones utilizando la mejor información y ciencia disponibles. En marzo de 2024, el DOE y BOEM publicaron Un plan de acción para el desarrollo de la transmisión eólica marina en la región atlántica de EE. UU. , que refleja los comentarios recopilados de una serie de reuniones celebradas entre 2021 y 2023 para abordar los desafíos de transmisión de OSW específicos de la costa atlántica.

La financiación de la Ley de Reducción de la Inflación ha permitido al DOE ampliar los esfuerzos de transmisión de energía eólica marina a la Costa Oeste. Además de esta RFI, el DOE y la BOEM han estado recopilando información desde enero de 2024 a través de una serie de reuniones específicas con naciones tribales, agencias federales y estatales, proveedores de cable y transmisión, organizaciones pesqueras, organizaciones no gubernamentales, desarrolladores, sindicatos, empresas de servicios públicos y otras entidades para discutir los aspectos de la planificación de la transmisión que son más significativos y aplicables para ellos. A los efectos de este trabajo, «Costa Oeste» incluye los estados de California, Oregón y Washington. Hawái y Alaska no están incluidos en este trabajo, ya que los esfuerzos federales de OSW aún no están en marcha en esos estados.

La información recopilada a través de la RFI y la serie de reuniones se utilizará para informar el Plan de Acción de la Costa Oeste para el Desarrollo de la Transmisión Eólica Marina, que incluirá un conjunto de recomendaciones para abordar los desafíos de transmisión eólica marina a corto, mediano y largo plazo. Con una publicación prevista para principios de 2025, las recomendaciones abordarán la planificación técnica, el desarrollo de tecnología, la ubicación, las políticas, las iniciativas de apoyo y las asociaciones que conducen a un diseño e implementación efectivos de la transmisión eólica marina.

En febrero de 2023, el DOE publicó la Revisión de la literatura sobre transmisión eólica marina de la Costa Oeste y el análisis de las deficiencias , que resume los análisis de transmisión disponibles públicamente para la energía eólica marina de la Costa Oeste e identifica las deficiencias en los estudios existentes. La revisión detecta una falta de información sobre la tecnología de transmisión flotante, una deficiencia en la identificación de rutas factibles para cables marinos y una priorización limitada de la coordinación interregional en la planificación de la transmisión.

El DOE también está realizando un análisis de transmisión a lo largo de la Costa Oeste (California, Oregón y Washington) para detallar las opciones de transmisión para apoyar el desarrollo de energía eólica marina en el Océano Pacífico, cuya publicación se espera para 2025.

La solicitud de información publicada hoy ofrece la oportunidad de enviar una respuesta por escrito sobre temas de transmisión, incluidos la ubicación, la tecnología y las consideraciones de políticas para la Costa Oeste. Las respuestas deben recibirse antes del 3 de octubre de 2024 y pueden enviarse por correo electrónico a OSWTransmission@hq.doe.gov .

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Mediante el Acuerdo-CREE-47-2024, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó la «Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Cargas». Esta está en vigencia desde su publicación en el Diario Oficial “La Gaceta”, el pasado 8 de agosto, y hasta que se emita la Norma Técnica de Servicios Complementarios.

El objeto de la normativa es establecer las obligaciones, los procedimientos, los requerimientos técnicos y operativos, así como el proceso de habilitación para la prestación de este tipo de servicios en el mercado eléctrico hondureño.

Primeramente se aclara que Servicio Complementario de Control de Voltaje y Potencia Reactiva involucra además de al Operador del Sistema, transmisoras y distribuidoras, a todas las Empresas Generadoras conectadas a la red de transmisión y a todas las Empresas Generadoras conectadas a la red de distribución con una potencia instalada igual o mayor a 5 MW, así como a los Consumidores Calificados que actúen como Agentes del MEN conectados directamente a la red de transmisión.

Respecto al ámbito de aplicación para las generadoras, Wilfredo César Flores Castro, comisionado secretario de la CREE, destacó que principalmente a tecnologías renovables variables se les solicitará el monitoreo vía unidades de medición fasorial (PMU, por sus siglas en inglés) para tener más cantidad de datos en tiempos muy pequeños y así poder controlar su operación en la red.

«Con esta norma técnica, el Centro Nacional de Despacho (CND) de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica, como operador del sistema, queda facultado para exigir requerimientos modernos tanto de control de voltaje como de potencia reactiva específicos, especialmente a centrales solares fotovoltaicas y eólicas, que mantendrán las condiciones de voltaje del sistema eléctrico nacional dentro de los niveles admisibles, así como solicitar la instalación de unidades de medición fasorial (PMU) que le permita supervisar el cumplimiento del servicio complementario de cada central», explicó.

Adicionalmente, la norma técnica establece como servicio complementario los esquemas de desconexión de cargas, que consisten en los esquemas de desconexión automática por baja frecuencia, por bajo voltaje y los esquemas de desconexión manual. Sobre este punto, el comisionado Flores aclaró:

«Según el tipo de esquema, la normativa regla como operarán, el número de etapas que actuarán, los criterios de la cantidad de carga a desconectar y la temporización de las etapas de desconexión. Para este servicio complementario, están obligados a proveerlo los consumidores calificados y principalmente la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como empresa distribuidora».

Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios

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El Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación 2024-2054 señala que la demanda de energía eléctrica en Guatemala ha ido en constante aumento y que el suministro sostenible de energía eléctrica sigue siendo un desafío importante para garantizar el bienestar de la población y el impulso de la economía en el futuro.

La iniciativa privada coincide con aquello y advierte como necesario que se lleven a cabo contrataciones de mediano y largo plazo que brinden mayor certeza a empresas de generación y comercialización. Al respecto, Rocío Reyna, gerente de Mercado Mayorista de Enel Centroamérica, expresó en exclusiva para Energía Estratégica:

«En espacios de discusión pública que hemos compartido con otras compañías del sector, coincidimos con que uno de los retos es impulsar el aumento de la oferta de generación en Guatemala para satisfacer el crecimiento de la demanda del país, que solamente en el último semestre ha sido de 8.2% superior al año 2023».

«Para lograr esto es deseable que la demanda no regulada tenga una planificación energética por medio de contrataciones de mediano y largo plazo, que por un lado ofrezcan la cobertura natural que requiere la demanda y, por otro, den las señales necesarias que permitan a empresas invertir en nuevas plantas de generación».

Desde la perspectiva de la referente empresaria adicionalmente es importante la participación de gremios, como la Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica de Guatemala, como integradores de la visión de cada una de las empresas asociadas para dar a conocer los fundamentos analíticos y posturas ante procesos de relevancia en el mercado, por ejemplo, en propuestas de cambios o nuevas normativas ante reguladores, operadores, otras gremiales y Ministerio de Energía y Minas.

Aquello adquiere especial relevancia en un contexto en el que el país debate la continuidad o no en el mercado regional. Al respecto, es preciso recordar que el 12 de julio del 2021, mediante una notificación firmada por el entonces Canciller Pedro Brolo, se efectuó la denuncia del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional ante la Secretaría General del Sistema de Integración Centroamericana (Sica) llevando a cuestionar la permanencia de Guatemala en el MER.

«Además de ser uno de los principales retos dentro de un proceso altamente político, es de suma importancia para el país y el sector definir condiciones mínimas viables para que Guatemala y el sector puedan capitalizar los beneficios de continuar en el MER en las siguientes décadas», consideró Rocío Reyna.

En este caso, en respeto a los tratados y protocolos, Guatemala deberá seguir en el MER por 10 años tras su denuncia. Si así lo define, en julio del 2031 podrá hacer efectiva su salida. Hasta tanto, analizará variables para su permanencia o no en el mercado.

«En el país se han tenido algunos avances respecto al tema, es así como destacamos el esfuerzo del Ministerio de Energía y Minas al gestionar la consultoría denominada “Análisis de los beneficios de la participación de Guatemala en el MER y la denuncia presentada ante la Secretaria General del Sistema de Integración Centroamericana”, lo cual es un buen paso, pero que debe ser seguido por pronta acción para definir el futuro del país ante retos relacionados al tema como la aversión al riesgo de desabastecimiento, tratamiento de la interconexión Guatemala- México, refuerzos nacionales de países pertenecientes al MER, solución de controversias, entre otros», concluyó la gerente de Mercado Mayorista de Enel Centroamérica.

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Si bien en Perú la producción de hidrógeno verde se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, actores públicos y privados trabajan activamente para avanzar en esta matriz.

Prueba de ello, es la reciente aprobación de la ley del fomento al hidrógeno verde en el país (Ley N° 31992), la cual tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso de este vector energético como combustible en el país.

En este marco, la Cámara Peruano-Alemana (AHK Perú) llevó adelante un encuentro titulado “Hidrógeno verde en la industria” en donde expertos del sector compartieron los beneficios, desafíos y experiencias de esta tecnología en la región.

En dicho encuentro, Santiago Bautista, Business Development Manager en Siemens Energy, líder mundial en soluciones energéticas, destacó un fuerte potencial para la instalación de proyectos de hidrógeno verde sobre todo a través de instalaciones completamente independientes a la red para evitar saturaciones.

“Si bien hay más de 20 GW de proyectos de prefactibilidad solares y eólicos en Perú, el país tiene una demanda pico de 7.5 GW.  Esto indica que la economía peruana aún no está lista para absorber toda esa demanda”, argumentó .

Y agregó: “Teniendo en cuenta que muchos de esos proyectos no podrán conectarse a la red, resulta una enorme oportunidad instalar proyectos off grid con el foco puesto en producir hidrógeno verde”.

En este sentido, el experto explicó que solo a través de la combinación de diversas tecnologías como la solar, eólica y el almacenamiento se podrá “volver más confiable al sistema” y “avanzar hacia una transición lógica”. 

“El hidrógeno es y formará siempre parte de la transición energética de cualquier país, al ser un vector con fuerte relevancia. Lo más importante en este camino es la combinación de tecnologías: hay que buscar el espacio de cada una de ellas”, insistió.

Según Bautista, Perú tiene unos recursos enormes para liderar parte de esa transición tanto en el mercado interno como externo. En efecto, desde Siemens advierten que el hidrógeno producido en el país puede ser una fuente de exportación de energías renovables en el mediano plazo.

Aunque reconoció que aún no es costo efectivo aplicarlo en ciertos sectores, augura que será una opción viable para el sector minero en el mediano plazo.

“El hidrógeno verde emergerá como un driver fundamental para la descarbonización de la minería, un sector altamente contaminante y relevante para la economía peruana. No hay dudas de que formará parte de esa matriz y va a trascender el mercado energético”, concluyó.

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Como en muchos otros países de Latinoamérica, en Colombia la falta de infraestructura en las redes de transmisión suelen ser un cuello de botella para la incorporación de nuevos proyectos.

Para dar respuesta a este problema la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) presentó en julio su “Misión Transmisión”, un plan que consiste en modernizar y actualizar el sistema eléctrico nacional para mejorar la calidad de prestación de energía y habilitar una mayor incorporación de energías renovables.

En diálogo con Energía Estratégica, el director de la UPME, Carlos Adrián Correa Flórez, revela en detalles los alcances de la misión, los objetivos que persigue y las tecnologías que incluye.

“Reconociendo que el sistema de transmisión nacional tiene importantes retrasos en desarrollo de infraestructura que se traducen en demanda no atendida y cortes de energía desde hace más de una década, Misión Transmisión es una apuesta estratégica para la transición energética en Colombia”, destaca. 

Y agrega: “El objetivo es llevar energía eléctrica estable y confiable a todas las regiones. La primera obra que haremos en el marco de esta misión será en el Chocó (occidente colombiano ) y permitirá que el sistema de transmisión nacional se conecte por primera vez a ese departamento.”.

En este sentido, el experto señala que el plan busca agilizar los tiempos burocráticos y los trámites de obras urgentes, anexar obras al plan de expansión vigente y modernizar el sistema interconectado nacional a través de diversas tecnologías como los compensadores síncronos.

Con respecto a esta tecnología, Correa Flórez considera que la puesta en marcha de compensadores síncronos en el marco de los paquetes de obras urgentes anunciadas, se convierte en un hito para el sector eléctrico de Colombia y explica los motivos.

“Los compensadores síncronos son estabilizadores de voltaje que permiten mejorar la operación de la red y facilitan la penetración de energías renovables ante la compensación de la pérdida de inercia. Son una alternativa costo eficiente con respecto a otras y con una madurez tecnológica de décadas. Existen desde hace años y con el advenimiento de las renovables se han vuelto competitivas otra vez”, asegura.

En línea con estos beneficios, detrás de Brasil y Chile, Colombia se suma al podio de países latinoamericanos que están adoptando esta tecnología al aportar 5 compensadores en la región del Caribe. 

«En efecto, en este momento solo Brasil tiene instalada esta tecnología en Latam. Chile empezó su proceso de licitación el año pasado y está a la espera de adjudicación. Por ello, Colombia se convierte en ese tercer país que está avanzando en la modernización del sistema mediante esta tecnología», especifica. 

Además, el experto asegura que será de gran utilidad ante los próximos periodos de estiaje que vengan por delante.

“Los compensadores síncronos ayudarán ante fenómenos de El Niño no porque inyecte directamente energía activa sino porque libera de responsabilidades a otras plantas. Como libera de responsabilidades a los otros generadores de estabilizar tensión, a estos les quedará más porción de energía activa en MW para inyectar al sistema”, explica. 

Por todo lo expuesto, el director de la UPME ratifica que con la utilización de este tipo de tecnologías no solo se busca facilitar la penetración de renovables sino modernizar el sistema eléctrico para mejorar la calidad de vida de la población.

La entrada Colombia será el tercer país de Latam en modernizar su sistema de transmisión a través de compensadores síncronos se publicó primero en Energía Estratégica.

Solis (Ginlong Technologies), líder mundial en tecnología de inversores solares, anuncia con orgullo que ha sido ranqueada #1 en envíos globales de inversores residenciales, según el último informe de participación de mercado de inversores de Wood Mackenzie. Además, Solis continuó ocupando el tercer lugar como el mayor fabricante de inversores a nivel mundial en 2023.

El ascenso de Solis a la cima del mercado de inversores residenciales es una validación de su compromiso con la innovación, la calidad y la satisfacción del cliente. Este hito es el resultado directo del enfoque estratégico de Solis en desarrollar soluciones de inversores de alto rendimiento y confiabilidad que satisfacen las necesidades dinámicas del sector solar residencial.

«Con asociaciones que se extienden por más de una década desde nuestra fundación en 2005, Solis se ha ganado la confianza de clientes en todo el mundo», dijo Jimmy Wang, presidente de Solis Inverters. «Este enfoque centrado en el cliente y nuestro liderazgo tecnológico son fundamentales para nuestro éxito. Estamos profundamente agradecidos por el apoyo y la confianza continuos de nuestros clientes, que impulsan nuestro camino de innovación y excelencia». Añadió: «El reconocimiento de Wood Mackenzie es un testimonio de nuestra estrategia de combinar innovación de vanguardia con una confiabilidad sin igual, creando valor en toda la cadena de suministro solar».

Solis mantiene una búsqueda constante de la excelencia a través de un riguroso control de calidad e innovación de productos, adaptados a las demandas del mercado. Solis asegura su éxito ofreciendo servicios integrales desde la pre-venta hasta la post-venta a clientes e instaladores solares. Con un aumento significativo en la inversión en I+D—superando el 5% de las ventas anuales en 2023—Solis está dedicado a mejorar la confiabilidad del producto y avanzar en la innovación más allá de las expectativas de los clientes y del mercado.

Cumpliendo activamente con su misión de «Desarrollar tecnología para impulsar al mundo con energía limpia», Solis está a la vanguardia con un enfoque centrado en el cliente y una dedicación constante al progreso sostenible.

Acerca de Solis

Establecida en 2005, Solis (Ginlong Technologies) (Código bursatíl: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y grandes de inversores de cadena fotovoltaicos. Bajo la marca Solis, la cartera de la compañía emplea tecnología innovadora de inversores de cadena para ofrecer una fiabilidad de primera clase, validada por las certificaciones internacionales más rigurosas. Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D y fabricación de clase mundial, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, brindando servicio y soporte a sus clientes con un equipo de expertos locales.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil reconoció que ya recibió las primeras solicitudes de conexión a la red de transmisión por parte de proyectos a gran escala destinados a la producción de hidrógeno de bajas emisiones de gases de efecto invernadero. 

“Tenemos varios pedidos para iniciar el proceso de conexión al sistema. Ya hemos publicado algunas ordenanzas que sirven como paso inicial, por la que los titulares de los proyectos se pueden contactar con el operador nacional para obtener la opinión de acceso”, destacó Thiago Barral, secretario nacional de Transición y Planificación Energética del MME. 

“Será con la capacidad de transporte existente o que ya está contratada y que puede entrar en operación a futuro”, agregó durante una sesión de la Comisión Especial para la Transición Energética de la Cámara de Diputados.

Según el funcionario, varios de los proyectos ingresados a lo largo de las últimas semanas (tras la aprobación y sanción de la ley de H2) se ubican en el polo industrial de Pecém (estado de Ceará) y en la entidad federativa de Piauí; los cuales han dado diversos pasos en la materia y que, incluso, están a la espera de avances de parques eólicos offshore que también estarán destinados a producir H2V. 

Cabe recordar que la ley prevé una serie de incentivos fiscales y financieros para el sector mediante el Régimen Especial de Incentivos a la Producción de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono (Rehidro), que estará vigente a partir del 1 de enero del 2025 hasta el cierre del 2029.

Las empresas que ingresen en dicho régimen estarán exentas del pago por las contribuciones sociales del programa de integración social (PIS), el programa de formación de servidores públicos patrimoniales (PASEP) y la contribución al financiamiento de la seguridad social (COFINS).

Mientras que los incentivos superarían los R$ 18.300.000.000 a lo largo de los cinco años a pedido del propio sector y los mismos se podrán utilizar para pagar cualquier impuesto federal o, si no existe deuda para compensar, el crédito se reembolsará en efectivo. 

Además, el gobierno de Brasil recibió el interés de más de 130 MW en proyectos piloto de hidrógeno, entre 19 propuestas vinculadas a centrales de producción y 5 para el avance de avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido, por un valor de inversión esperado de R$ 2.700.000.000, bajo el Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI).

De todos modos, desde la Secretaría Nacional de Transición y Planificación Energética de Brasil están al tanto que los proyectos de hidrógeno verde tienen una escala mayor a la capacidad existente o contratada y, por tanto, en septiembre realizarán una colaboración con la Empresa de Investigación Energética (EPE) para discutir la planificación de la transmisión para este nuevo paradigma. 

“Son dilemas de planificación complejos, porque hay muchas variables, entonces necesitamos sentarnos a discutir estas premisas para que podamos avanzar con estos estudios”, subrayó Thiago Barral.

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Atlas Renewable Energy aseguró la financiación para el complejo fotovoltaico Luiz Carlos. La empresa recaudó R$1.5 mil millones, de los cuales R$750 millones provinieron de debentures incentivados bajo la ley 12.431/2011, certificados como “Green Debentures” por Sustainable Fitch. Los R$720 millones restantes fueron obtenidos a través de notas comerciales, ambas operaciones fueron coordinadas y asesoradas por Itaú BBA.

Este financiamiento es notable por ser la primera emisión de debentures incentivados bajo las nuevas reglas de clasificación de proyectos prioritarios de Brasil, establecidas en el Decreto 11.964 emitido en marzo de 2024. Esta financiación marca otro logro para Atlas, que tiene una exitosa trayectoria en la obtención de fondos para el desarrollo y construcción de plantas solares a gran escala. Los recursos se destinarán a la implementación y operación de las estructuras de los centros de generación fotovoltaica del parque solar Luiz Carlos.

El complejo fotovoltaico, situado en Paracatu en el estado brasileño de Minas Gerais, tendrá una capacidad instalada de 787 MWp, con una generación de 1.594 GWh al año equivalente a suministrar energía a más de 870.000 hogares brasileños y evitar la emisión de alrededor de 64.000 toneladas de CO2 al año. El proyecto solar entraría en operación comercial a finales de 2025. Esta región ya cuenta con otros proyectos solares de Atlas en operación y la empresa tiene un fuerte compromiso con los proyectos sociales y medioambientales, además de hacer hincapié en la contratación de mano de obra local.

El proyecto cuenta con un acuerdo de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) con Votorantim Cimentos para el suministro de 100 MW medios de energía solar durante 15 años, contribuyendo al abastecimiento de las unidades de producción de la empresa ubicadas en las regiones Sur, Sudeste y Centro-Oeste de Brasil. Este PPA se abastecerá a partir de la generación de casi dos tercios de la capacidad instalada de Luiz Carlos (470 MWp) que se destinarán a la empresa de materiales de construcción y soluciones sostenibles. El resto de la generación del parque también será contratada por otras empresas que buscan una mayor competitividad y alcanzar objetivos de sostenibilidad a partir de fuentes de energía limpias.

“La financiación de este proyecto respalda nuestra experiencia e innovación en el sector de las energías renovables y representa un avance significativo para Atlas en la promoción de la transición energética de las empresas. Siempre buscamos ofrecer las mejores soluciones a nuestros clientes, y con el complejo fotovoltaico Luiz Carlos, estamos ampliado el suministro de electricidad de manera segura y confiable, dedicando una gran porción de la planta a proveer a Votorantim Cimentos contribuyendo a la descarbonización de su matriz energética,” dijo Fábio Bortoluzo, country manager de Atlas Renewable Energy para Brasil.

“Estamos comprometidos a ser el banco de la transición climática con y para nuestros clientes, y la financiación del complejo fotovoltaico Luiz Carlos es un ejemplo de cómo hemos estado trabajando en esta agenda. Nuestro objetivo es actuar como facilitadores, buscando catalizar transformaciones y servir como un verdadero centro de origen de negocios, fomentando el uso de fuentes renovables y de bajo impacto ambiental”, afirmó Marcelo Girão, jefe de Project Finance de Itaú BBA.

La operación fue certificada como bonos verdes, con el sello de aprobación de Sustainable Fitch. Las calificaciones de la agencia evalúan el desempeño en aspectos ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) de todas las clases de activos, marcos e instrumentos de deuda, ayudando a la comunidad financiera enfocada en buenas prácticas de ESG a tomar decisiones más informadas y conscientes.

COMPLEJO FOTOVOLTAICO LUIZ CARLOS 

El complejo fotovoltaico Luiz Carlos estará situado en Paracatu, Minas Gerais, una localidad que ya cuenta con otros proyectos solares de Atlas. Esto permitirá a la empresa continuar invirtiendo en el desarrollo ambiental y social de la región, con un enfoque especial en la contratación de la mano de obra local.

Durante la construcción, Atlas seguirá impulsando sólidos programas de ESG para fomentar el desarrollo sostenible en Paracatu. Uno de estos programas es “Somos Parte de la Misma Energía,” que ya ha capacitado a más de 300 mujeres de la zona para trabajar en la construcción de plantas solares, como en el proyecto Boa Sorte, también ubicado en el municipio. Además, la empresa implementará su premiado programa “Ed-Mundo,” que capacita a jóvenes de comunidades con menor representación en áreas como programación, informática, robótica y emprendimiento. Este programa busca empoderar a los estudiantes como agentes de transformación social, creando oportunidades de empleo y otras fuentes de ingresos para sus comunidades y familias.

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Perú emerge como una región estratégica para que importantes jugadores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables, por la demanda energética que atraviesa el país,

No obstante, expertos advirtieron que la llegada de nuevos proyectos renovables no avanza al ritmo que debería, en gran medida, por la falta de un marco regulatorio transparente con visión a largo plazo que incentive la actividad.

Una de ellas es Licy Benzaquén socia en OLAECHEA, estudio jurídico con 145 años de experiencia y una reconocida trayectoria cross-border, quien en conversaciones con Energía Estratégica analizó la coyuntura peruana y explicó las causas que provocaron una parálisis en inversiones de energías no convencionales.

–  ¿Cuáles son los temas que más les están preocupando a sus clientes en lo referido a energías renovables?

Sin dudas, la falta de actualización de las normas relativas a las energías renovables. En el 2008 se promulgó el Decreto Legislativo N° 1002 que estableció el marco de fomento bajo el cual este tipo de  energías podía ser producido. Sin embargo, dado el desarrollo de la tecnología así como un mercado de clientes cada vez más complejo, resulta necesario que se incluyan diversas disposiciones que den nuevamente el impulso que se espera. 

Existe en el mercado interés en desarrollar este tipo de proyectos, sin embargo, las condiciones del mismo no necesariamente permiten greenfields renovables en este momento. Queda claro que las subastas no resultan ahora el mecanismo adecuado para fomentar su instalación.

 – ¿Qué tipo de medidas ha tomado el Gobierno las cuales han redundado en falta de seguridad jurídica que han perjudicado inversiones renovables?

La Administración se encuentra en una situación de parálisis y deterioro de la institucionalidad. Existe falta de liderazgo del ente normativo para reformar el sector eléctrico a efectos de adecuar la regulación a los requerimientos actuales del mercado. 

Hace unos años, la iniciativa de la Comisión de Reforma del Sector Eléctrico parecía auspiciar vientos de cambio, sin embargo, el esfuerzo se diluyó y los informes con recomendaciones quedaron encarpetados.

La falta de institucionalidad que afecta a toda la Administración Pública impacta negativamente también a nuestro sector de manera importante pues perjudica la continuidad en la toma de decisiones de las autoridades y mientras tanto los proyectos no avanzan.

Las pocas actualizaciones que ha tenido la regulación del sector en estos últimos años hacen inminente la necesidad de promover nuevos cambios, teniendo en cuenta el contexto tecnológico e internacional. 

Los incentivos tributarios ya no son suficientes y resulta necesario darle una vuelta de tuerca a los esquemas de licitaciones para renovables que actualmente se encuentran regulados.

No obstante, las oportunidades perdidas y los dolores que sufren los inversionistas para ver la luz en sus proyectos podrían revertirse con una regulación menos rígida y farragosa, que promueva incentivos claros en el mercado y permita una mayor penetración de las renovables al mercado. 

En conclusión, si queremos ver un repunte de la actividad, se necesita un marco regulatorio claro y transparente a largo plazo con una batería medidas como las mencionadas que brinden certeza jurídica a los inversionistas y los inviten a radicar proyectos en el país.

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BSLBATT, fabricante y proveedor líder mundial de baterías de almacenamiento de energía, ha lanzado un innovador producto de almacenamiento de energía, el ESS-GRID C241, un sistema integrado de almacenamiento de energía diseñado para aplicaciones comerciales e industriales de almacenamiento de energía.. El sistema ofrece una serie de características excepcionales y configuraciones avanzadas diseñadas para satisfacer las diversas necesidades de pequeñas empresas a grandes operaciones industriales, mejorar la eficiencia energética y proporcionar soluciones energéticas altamente flexibles.

Potente configuración

Equipado con un PCS (sistema de conversión de potencia) de 125kW y una batería de 241 kWh de capacidad, el ESS-GRID C241 es capaz de gestionar requisitos de almacenamiento de energía a gran escala. El sistema tiene una corriente máxima de carga y descarga de 157 A y un número de ciclos de más de 6.000, lo que garantiza un funcionamiento fiable durante largos periodos de tiempo.

El ESS-GRID C241 tiene una célula Li-FePO4 de alta calidad con una gran capacidad de 314Ah. Cada módulo adopta la tecnología CCS, con una capacidad de un solo pack de 16kWh, y un total de 15 packs conectados en serie con un voltaje de batería de 768V.

Diseño altamente integrado y modular

El ESS-GRID C241 adopta un diseño integrado de alta densidad energética y pequeño tamaño, con una altura de 2300mm, una anchura de 1800mm, una profundidad de 1100mm, y un peso de 2520kg. Todo el sistema y sus baterías internas están modularizadas, lo que no sólo es conveniente para la instalación y operación y mantenimiento, sino que también permite una expansión flexible, y soporta la expansión de la capacidad máxima a 964kWh para DC y 964kWh para AC. Con una capacidad máxima de 964 kWh, el sistema puede proporcionar de 2 a 8 horas de reserva de energía para las necesidades de almacenamiento de energía industriales y comerciales, cumpliendo los requisitos de varios escenarios de aplicación.

Sistema de protección y gestión superior

El sistema de almacenamiento de energía tiene clasificación IP54 y puede funcionar de forma estable en diversos entornos difíciles. Mientras tanto, BSLBATT ha considerado plenamente la seguridad del producto, ESS-GRID C241 adopta el Sistema de Gestión de Baterías (BMS) líder en el mundo, y lleva una arquitectura de protección contra incendios de tres etapas, incluyendo la integración dual de protección contra incendios activa y pasiva, que incluye protección contra incendios a nivel de PACK, protección contra incendios a nivel de clúster, y protección contra incendios a nivel de doble componente, garantizando la seguridad y fiabilidad del sistema. Además, el programa de control inteligente de la temperatura ayuda al sistema a avanzar en condiciones de frío y calor extremos para garantizar un funcionamiento estable y eficiente del sistema, con áreas de aplicación que van desde zonas costeras hasta zonas de gran altitud en zonas montañosas.

Soluciones de aplicaciones diversificadas

La innovadora configuración del ESS-GRID C241 le permite maximizar la eficiencia energética. Es adecuado para sistemas de energía híbridos que combinan generación de energía fotovoltaica (CC), sistemas de almacenamiento de energía (CA y CC) y generadores diésel (que normalmente proporcionan energía CA), lo que proporciona opciones de gestión de la energía y de aplicación más flexibles, y es especialmente adecuado para una amplia gama de escenarios comerciales que cubren una gran variedad de necesidades, desde pequeñas empresas hasta grandes operaciones industriales.

Garantía y servicio fiables

Con la tecnología de módulos LFP patentada por BSLBATT, el ESS-GRID C241 no sólo proporciona un excelente rendimiento del producto, sino que también ofrece a los clientes una garantía de batería de 10 años. Nos comprometemos a ser el socio energético de confianza de nuestros clientes ofreciéndoles un completo soporte técnico y servicio postventa.

El ESS-GRID C241 de BSLBATT no sólo lidera el mercado con su diseño eficiente, compacto, modular y altamente integrado, sino que también ofrece más posibilidades para el almacenamiento de energía comercial con su capacidad de expansión flexible y su excelente seguridad. Tanto si desea mejorar el aprovechamiento de la energía como si busca una reserva de energía fiable, el ESS-GRID C241 es la elección en la que puede confiar.

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En un acto solemne celebrado en la Casa Grande del Pueblo, el presidente de Bolivia, Luis Arce, posesionó a Alejandro Gallardo Baldiviezo como nuevo ministro de Hidrocarburos y Energías, quien hasta ahora se desempeñaba como gerente general de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH).

Durante su discurso, el presidente Arce subrayó la importancia de este cambio en el gabinete: “Siempre es bueno un cambio para renovar energías, ideas, compromisos y el trabajo que será imprescindible para llevar éxitos al pueblo boliviano”.

Gallardo destacó que asumirá su nuevo cargo con la misión de impulsar el sector energético del país y que su gestión se enfocará en optimizar los recursos del país, mejorar la infraestructura y fomentar la cooperación para alcanzar estos objetivos.

Asimismo, el nuevo ministro de Hidrocarburos y Energía ocupó diversos cargos de liderazgo, incluyendo la gerencia General de la Empresa Tarijeña del Gas (EMTAGAS) y de Ultracongelados Bolivia S.R.L. Además, entre 2021 y 2024, fue Gerente General de la EBIH, que opera la Planta de Producción de Fertilizantes Granulados en Cochabamba y la Planta de Producción de Tuberías y Accesorios de Polietileno.

Alejandro Gallardo Baldiviezo nacido en Tarija, es licenciado en Administración de Empresas de la Universidad Católica Boliviana y posee diversos postgrados en áreas especializadas del sector, como Gestión y Negocios en Petróleo y Gas Natural, Tecnología de Industria de Hidrocarburos, y Desarrollo de Habilidades Gerenciales, es especialista en sistema de gestión, proyectista de gas natural y otras especialidades en el ámbito hidrocarburífero.

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En el marco del Encuentro Financiero «Más Conectados por ISA» que cada año convoca a los principales exponentes del mundo financiero a nivel regional y que este año se desarrolló en Santiago, Sebastián Fernández, gerente general de Conexión Kimal-Lo Aguirre, participó en un panel de conversación con representantes de importantes proyectos de inversión del grupo colombiano ISA en Chile, evento al cual también asistió el ministro de Hacienda, Mario Marcel.

En su presentación, Fernández abordó el trabajo que ha realizado Conexión Kimal-Lo Aguirre para avanzar en el proyecto de transmisión en corriente continua, actualmente en evaluación ambiental, y destacó la obtención de créditos por un total de US$ 480 millones para el financiamiento de su primera etapa.

Esto, a través de acuerdos de financiación con el banco HSBC Hong Kong y con sus accionistas Transelec e ISA Inversiones Chile, para el otorgamiento de tres créditos por US$160 millones, respectivamente, uno de los cuales corresponde al tipo “verde” o Green Label. Apuntó que esa clasificación fue respaldada por Sustainalytics, líder global en categorización de transacciones ESG (criterios ambientales, sociales y de gobernanza).

A la vez, reforzó fuertemente su opinión sobre la importancia y el valor que tiene desarrollar proyectos enfocados en la sostenibilidad y el medio ambiente. “El cambio climático nos invita a repensar desde un inicio cómo hacer mejores proyectos, y es fundamental que se desarrollen pensando en cómo contribuir con nuestro planeta”, comentó, señalando que en el caso de Kimal Lo Aguirre, “estamos elaborando un proyecto que considere la infraestructura necesaria para poder enfrentar de una manera resiliente los desafíos, siempre incluyendo los lineamientos de estándares nacionales e internacionales, como los Principios de Escazú y las normas de la IFC.”

Asimismo, recordó que el proyecto, el primero que se realiza en corriente continua en Chile, podrá transportar hasta 3.000 MW de energías renovables en forma segura y eficiente a lo largo de 1.342 km. Este paso será clave para que el sistema eléctrico sea más robusto y estable, y ayudará a reducir los altos niveles de vertimiento de energía en el norte -que anotó un alza de 163% en el primer semestre de este año respecto del mismo periodo de 2023, según datos del Coordinador Eléctrico Nacional- que no puede ser inyectada a los centros de consumo dada la inexistencia de nuevas líneas eléctricas.

La participación de Conexión en el Encuentro Financiero «Más Conectados por ISA» reafirma su relevancia dentro de los proyectos de infraestructura que ese grupo empresarial tiene en el país, sino que también resalta su compromiso con la innovación, la sostenibilidad y la descarbonización de la matriz energética de Chile.

La idea principal del encuentro y el mensaje que todos los panelistas coincidieron en transmitir a los inversionistas es la importancia de incorporar los temas del cambio climático en los procesos de inversión y cómo es fundamental considerar la sostenibilidad y el cuidado de planeta a la hora de invertir en megaproyectos para un futuro mejor.

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DAS Solar, líder en tecnología de tipo N, ocupa el puesto número 8 en envíos globales de módulos fotovoltaicos en el primer semestre de 2024 según InfoLink Consulting, una consultora de investigación líder a nivel mundial en energía renovable y tecnología. Además, la empresa obtiene una calificación A en el informe de calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech del segundo trimestre, lo que enfatiza aún más su influencia de marca global entre las 10 mejores.

Cabe destacar que los envíos de módulos TOPCon de tipo N representan casi el 70 % del envío total. Con la tecnología de tipo N como núcleo, DAS Solar se dedica a la exploración continua y la investigación rigurosa en innovación tecnológica, superando constantemente los estándares de la industria en eficiencia de células y módulos.

La empresa ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de células TOPCon de área grande por tres veces consecutivas en ocho meses. La célula logra una impresionante eficiencia de producción en masa de hasta el 26,6 % y un voltaje de circuito abierto de 742 mV. Guiada por la estrategia de «un núcleo y tres ramas», DAS Solar desarrolló tres tecnologías de apoyo, DBC, TSiP y SFOS, con el objetivo de mejorar la eficiencia de las células hasta un 40%. Además de la serie rectangular TOPCon 4.0 y la serie DBC, DAS Solar también lanza módulos ligeros, sistemas de montaje flexibles y otros productos diversificados, desbloqueando más posibilidades de «PV+» a través de sus soluciones para todo tipo de escenarios que abarcan aplicaciones residenciales, comerciales y de servicios públicos.

InfoLink Consulting señaló que en una era de competencia cada vez más homogeneizada, la potencia, la calidad y la eficiencia del producto se están convirtiendo en elementos cruciales entre los fabricantes competitivos. La calidad, en particular, está surgiendo como la próxima prioridad. Por lo que los módulos de DAS Solar, que cuentan con células TOPCon 4.0 Plus, se destacan por su alta eficiencia, potencia de salida, bifacialidad, resistencia a la degradación y fiabilidad, habiendo superado con éxito rigurosas pruebas de fiabilidad 3x IEC e IEC 63209, demostrando una durabilidad excepcional, lo que garantiza un rendimiento energético robusto incluso en entornos difíciles.

Mientras tanto, el diseño estratégico en el extranjero también es uno de los puntos clave de este año. En el contexto del auge de la tendencia antiglobalización, la distribución descentralizada de las plantas de fabricación en el extranjero pondrá a prueba las capacidades operativas y de control de los fabricantes. Como resultado, la capacidad de planificar de forma proactiva y tomar decisiones rápidas en relación con la distribución representará una oportunidad para que los fabricantes se distingan.

A lo largo de los años, DAS Solar ha ampliado estratégicamente su presencia a nivel mundial. Ante las oportunidades de mercado en todo el mundo, la empresa establece filiales en Alemania, Japón y Australia, consolidando su presencia en el extranjero a través de una red de ventas completa en Europa, Latinoamérica, Asia Pacífico, Oceanía y otras regiones. En particular, comprometida con el perfeccionamiento del soporte técnico y el servicio posventa, DAS Solar establece una red de fabricación nacional que abarca el este, norte, sur, noroeste y suroeste de China con bases de fabricación distribuidas. Combinadas con las ventajas locales de los recursos, la empresa puede proporcionar a los clientes una respuesta rápida y un servicio sin complicaciones en un solo lugar.

Gracias a su impresionante capacidad de I+D y a sus expansiones estratégicas, DAS Solar está preparada para desempeñar un papel fundamental en el cambio global hacia la energía renovable, consolidando aún más su posición como líder en la industria fotovoltaica y allanando el camino para un futuro con emisiones netas cero.

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Future Energy Summit (FES) volverá a reunir a más de 400 líderes del sector público y privado vinculados a las energías renovables y la transición energética del Cono Sur, durante el mega evento FES Chile que se llevará a cabo los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes).

Por tercer año consecutivo, Future Energy Summit arribará al país con una cumbre que, a lo largo de dos  jornadas, estará repleta de espacios para el más sofisticado networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales para la industria energética de la región. 

FES Chile ya cuenta con entradas Early Bird ya a la venta (hasta el 2 de septiembre) para ambos días que congregará a CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

Incluso, desde Enel Américas, la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile (AgenciaSE) y la Unidad de Nuevos Energéticos / Hidrógeno Verde del Ministerio de Energía ya confirmaron su participación y, por tanto, aportarán su mirada sobre el avance y alianzas para una matriz más verde. 

Enel Americas, compañía líder en la transición energética y comprometida con el desarrollo sostenible a través de la descarbonización y electrificación, tendrá presencia mediante Aurelio Bustilho De Oliveira, CEO de la compañía y quien ya estuvo presente en la pasada edición de FES Chile, donde anticipó que se avecinan proyectos maduros para mantener el pipeline de 45 a 50 GW globales en mercados estratégicos.

Además, durante el 2024, Enel se consolidó como la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01 (para abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028) al adjudicarse los 3600 GWh/año subastados en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.

Por su parte, la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile es una fundación de derecho privado sin fines de lucro, que tiene el objetivo de promover, fortalecer y consolidar el uso eficiente y sostenible de la energía articulando a los actores relevantes, a nivel nacional e internacional, a través de la implementación de iniciativas público-privadas. 

Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la AgenciaSE, repetirá asistencia en la cumbre de FES Chile, pero en esta oportunidad lo hará en el panel de debate denominado “La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable”, considerando que la entidad destacó la importancia del Programa Casa Solar y que en 2024 llamaron a instaladoras a participar del “Programa de Desarrollo de Capacidades en el Sector Financiero Local”, entre otros hitos. 

Mientras que Angel Caviedes Cabezas, jefe de la Unidad de Nuevos Energéticos / Hidrógeno Verde del Ministerio de Energía, también representará al sector público en la cumbre organizada por Future Energy Summit.

El especialista se sumará al debate sobre el papel del H2V como nuevo aliado del sector renovable chileno, pocos meses después de que el Poder Ejecutivo del país lanzara el proyecto «Explorador de Hidrógeno Verde» y teniendo en vista el cumplimiento de la Estrategia Nacional de H2V, que estableció tres objetivos para el 2025: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis, ser el primero en inversiones de hidrógeno sostenible en Latinoamérica (5 BUSD) y tener una producción en al menos 2 polos en Chile (200 kton al año).

Además, FES Chile llegará al cierre de un 2024 que ya cuenta con varios hitos para el sector renovable del país, como por ejemplo la la publicación del nuevo reglamento de transferencias de potencia y la designación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales.

Por lo que todos esos temas y muchos más serán durante las dos jornadas del mega evento que tendrá lugar los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, este lunes, la presidenta electa Claudia Sheinbaum anunció, a través de una conferencia de prensa, que Emilia Esther Calleja Alor asumirá como la próxima titular de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), actualmente encabezada por Manuel Bartlett. 

La ingeniera electrónica por el Instituto Tecnológico de Celaya y maestra en Administración de Alta Dirección por la Universidad Autónoma de Coahuila que cuenta con más de 20 años de experiencia colaborando en diversos sectores de la CFE será la primera mujer en ocupar este cargo.

Tras la designación, expertos del sector eléctrico del país analizan el perfil de la funcionaria y predicen cuál será el rumbo de la política energética que tomará, en conversaciones con este portal de noticias.

Uno de ellos fue Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrogeno quien destacó que “el nombramiento de Emilia Esther Calleja Alor es positivo ya que ha estado trabajando en la CFE durante muchos años y conoce los retos y áreas de oportunidad que hay que revaluar y analizar al interior de la Comisión”. 

“Por su formación académica puede ser una persona más proclive a incorporar energía limpia. Además, es una cuestión obligada: México genera un 80% de su electricidad a través de combustibles fósiles y está debajo de las metas ambientales que nos hemos comprometido a nivel internacional”, agregó.

A su vez, Hurtado aseguró que la CFE tiene dentro sus planes la utilización de hidrógeno verde en generación de electricidad en centrales de ciclo combinado para los próximos años, por lo que se espera que la directora general impulse una agenda más amigable con el medio ambiente dentro de la Comisión y en México en términos generales.

También calificó como “beneficioso” el hecho de que sean tres mujeres con formación eléctrica las que van a dirigir la agenda energética en México y afirmó: “Con Claudia Sheinbaum en la presidencia, Luz Elena González  a cargo del SENER y Emilia en la CFE es muy probable que México alinee sus esfuerzos hacia la transición energética justa”.

Por otro lado, el experto del sector Javier Agustín Navarro también brindó su visión al respecto: «Si bien la política energética va a mantenerse muy parecida a la del sexenio pasado, esperamos una mayor inversión en renovables por parte de Calleja Alor en comparación con la gestión de Bartlett. En línea con su compromiso de mantener el 54% de la generación en manos de la CFE, ella tendrá que incorporar fuentes limpias por las exigencias internacionales a niveles de mercado y los efectos del nearshoring”.

Paralelamente, sugierió que el perfil de Bartlett es “más político” mientras que el de Ester es más “técnico administrativo” con experiencia en automatización y control, por lo que tiene mayores capacidades y herramientas para conducir mejor a la Comisión Federal de Electricidad.

“Durante su gestión en CFE Generación I, ésta obtuvo ingresos por venta de energía y potencia por más de 55 mil millones de pesos generando 34.363 GW. Esto comprueba que tiene una orientación a volver a los organismos más eficientes. Por ello, se espera que su mandato se enfoque en mejorar las líneas de distribución y transmisión y en incrementar la eficiencia de la CFE”, advirtió en diálogo con Energía Estratégica.

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Los grandes pendientes en materia energética

A pesar de ser optimista con el recambio de autoridades, Agustín Navarro señaló que la actual administración enfrenta ciertos desafíos que son fundamentales para avanzar hacia una transición energética y no perder competitividad a nivel internacional frente a otros mercados.

En este sentido, consideró primordial invertir en redes de transmisión y distribución para evitar saturaciones en la red y elevar el límite de potencia de 500 kW en la generación distribuida para aprovechar la tendencia ascendente que ha registrado este segmento en el primer semestre del 2024 y en años anteriores.

Asimismo, recomendó a la presidenta electa “perseguir  y replicar en otros puntos del país proyectos estratégicos renovables como el Plan Sonora y crear políticas que otorguen certeza jurídica a los inversionistas”; a la par que se manifestó en contra del plan del Gobierno de eliminar a la CRE y otros organismos autónomos y de convertir a Pemex y CFE en «empresas estratégicas del Estado», dado que esto reducirá la institucionalidad del país y provocará incertidumbre en los inversionistas con intenciones de desarrollar proyectos renovables en México. 

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El Poder Ejecutivo de Chile ratificó la propuesta de crear una empresa estatal de distribución eléctrica, planteada días atrás por el ministro de Energía, Diego Pardow, en medio de la emergencia climática y los masivos cortes de electricidad que afectaron a miles de usuarios del país. 

Si bien desde la Vocería del Gobierno de Chile reforzaron esta iniciativa, dejaron en claro que no será de forma inmediata, sino que debe la forma en la que el país se enfrente a situaciones eventuales de esta índole debe ser una discusión con actores políticos y energéticos a mediano y largo plazo. 

“Eso implica no sólo discutir cómo mejorar el marco regulatorio, sino incluso si es necesario alguna participación complementaria del Estado en materia de distribución eléctrica como en otros países y experiencias del mundo. Pero no es una solución que se pueda imponer, dado que es una discusión democrática que se debe dar con la política, el Parlamento y los expertos y expertas de esta área”, aseveró Camila Vallejo, la ministra vocera del Gobierno de Chile. 

“De todos modos, no podemos permitir que se repita una situación como la de los últimos días y, por ahora, se debe hacer valer el marco normativo vigente; que implica que las empresas paguen y se hagan responsables de los incumplimientos legales y sus propios compromisos frente al Estado y la ciudadanía. Esa es la prioridad del Poder Ejecutivo”, agregó al ser consultada en conferencia de prensa respecto si realmente es una opción avanzar en una empresa estatal eléctrica. 

Cabe recordar que, primeramente, el Ministerio de Energía inició el inicio del proceso de caducidad de la concesión en la Región Metropolitana de la empresa de distribución ENEL. Ultimátum que contempló que la empresa cumpla con el nuevo plan de recuperación presentado, que considera la conexión de 20.000 clientes durante el pasado jueves; sumado a que el gobierno formuló cargos a CGE por infracción a las normas de reposición de suministro. 

Mientras que en una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado, Pardow dejó abierta la pregunta de si el país desea tener un servicio 100% privado o “algún tipo de convivencia entre lo público y privado”. 

El objetivo es que esa empresa estatal de distribución funcione de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), y poniendo como ejemplo lo hecho hoy en día por las firmas Électricité de France y Korea Electric Power Corporation (KEPCO).

Sin embargo, desde la Vocería del Gobierno de Chile bajaron la persiana a un accionar inmediato debido a que el Estado hoy en día “no tiene musculatura” para reemplazar la labor actual de las distribuidoras y, por ende, ello llevaría más tiempo de concretarse.  

“La participación del Estado no es la solución para la urgencia actual, sino que es una discusión legítima que el país debiese dar a propósito frente a situaciones críticas, como lo es cuando un servicio estratégico se ve interrumpido sin capacidad de respuesta de empresas que son monopólicas. No es llegar y sacar una propuesta debajo del sombrero, sino que implica una discusión”, subrayó Vallejo.

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RISEN Energy, líder mundial en soluciones de energía solar, presentará sus últimas innovaciones al mercado brasileño en Intersolar South America 2024. El evento, que tendrá lugar entre los días 27 y 29 de agosto en el Expo Center Norte de São Paulo, es la mayor feria y congreso de América Latina centrado en la energía solar, el almacenamiento y la movilidad eléctrica.

En el centro de atención estará la revolucionaria serie de módulos Hyper-Ion, desarrollada utilizando la avanzada tecnología HJT (heterounión). Esta tecnología representa un importante salto adelante en el rendimiento de los módulos fotovoltaicos, alcanzando una eficiencia del 23,89% y una potencia de 741.456 Wp, según las pruebas realizadas por TÜV SÜD. Además, los módulos Hyper-Ion presentan características importantes para la mejor generación y coste de los proyectos fotovoltaicos, como obleas ultrafinas, interconexión hyper-link y el coeficiente de temperatura más bajo del mercado, lo que se traduce en un rendimiento superior incluso en las condiciones climáticas más adversas.

Además de ser pionera en la producción en masa de esta tecnología desde 2019, la tecnología HJT de RISEN Energy establece un nuevo estándar en el sector, ofreciendo una durabilidad impresionante con una degradación anual de solo el 0,3%. Asegurando que los módulos conservan más del 90% de su capacidad de generación de energía después de 30 años de funcionamiento, lo que los convierte en una opción ideal para proyectos a largo plazo que buscan eficiencia y fiabilidad, ofreciendo el LCOE más bajo y el mejor retorno de la inversión para los proyectos.

Además de los módulos solares HJT RISEN Energy, el gigante chino también presentará su cartera completa de soluciones de almacenamiento de energía en baterías. El SYL subvencionado de RISEN Energy ha ido consolidando su posición en el mercado de BESS y ya es uno de los líderes en esta solución en los mercados estadounidense, australiano y chileno, entre otros. Con más de 18 años de experiencia, más de 400 proyectos instalados y 15GW de producción anual, SYL RISEN apuesta en el mercado brasileño como uno de los grandes potenciales mundiales en esta fase de la transición energética global.

Durante Intersolar South America 2024, el equipo de RISEN Energy estará presente para compartir más información sobre esta y otras innovaciones, así como para discutir las tendencias y desafíos del mercado solar en Brasil y América Latina. El evento promete ser una excelente oportunidad para que profesionales de la industria, inversores y socios conozcan de cerca las soluciones que están dando forma al futuro de la energía solar.

Ricardo Marchezini, country manager de RISEN Energy en Brasil, expresa sus expectativas para el evento: «Es con gran entusiasmo que participamos una vez más en Intersolar South America 2024, donde esperamos recibir a nuestros amigos, clientes y socios para discutir juntos las innumerables oportunidades que el mercado nos depara y también para mostrar nuestras grandes innovaciones tecnológicas para el mercado brasileño y latinoamericano.»

RISEN Energy se enorgullece de liderar esta revolución tecnológica, ofreciendo productos que no sólo cumplen las expectativas del mercado, sino que las superan. A lo largo de los años, la empresa se ha dedicado a la innovación continua, y la serie Hyper-Ion (HJT) es un ejemplo más del compromiso del fabricante chino de ofrecer productos de la más alta calidad, fiabilidad y rendimiento.

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Semanas atrás, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento Energético de Puerto Rico (SESA) publicó un informe en el que advirtió un golpe a la energía solar en la isla si se da lugar a la propuesta de la Junta de Supervisión y Administración Financiera de Puerto Rico (JSF) que insta a eliminar o devaluar su política de medición neta antes de 2030.

En medio de ese proceso de disputa en favor de la transición energética hacia fuentes renovables, el director de políticas públicas de SESA, Javier Rua Jovet, brindó una entrevista exclusiva para Energía Estratégica en el que analizó los retos para el sector fotovoltaico y aportó sus perspectivas para el último tramo del 2024. 

¿Qué barreras encuentran hoy en día para la medición neta? 

Puerto Rico cuenta con medición neta en sistemas solares hasta 5 MW y esta política está protegida por la Ley 10-2024 hasta 2031. Pero la Junta de Supervisión y Administración Financiera intenta anular esta legislación, planteando alegaciones demagógicas para limitar el Poder Legislativo del país para establecer las políticas públicas que implantan las agencias gubernamentales de la isla, pero desde SESA combatimos y combatiremos esa propuesta de la JSF.

Otro reto mayor para continuar el buen ritmo de instalaciones que llevamos (sobre 3000 sistemas solares con almacenamiento mensuales) es que LUMA (operador de la red de transmisión y distribución) invierta sustancialmente en la maltrecha red de distribución para crear una red eléctrica de futuro, diseñada para 100% renovables como disponen las leyes locales, particularmente la Ley 17-2019.  

Existen cerca de USD 20.000.000.000 provenientes de la Agencia Federal para Manejo de Emergencias (FEMA por sus siglas en inglés) para esos fines y es crucial que una porción importante de estos se inviertan rápida e intencionalmente en la red de distribución. 

¿En qué estado está la medida que promueve la Junta de Supervisión y Administración Financiera?

El gobernador de Puerto Rico, Pedro Pierluisi, todavía no contestó esa demanda y nuestro llamado es que lo haga pronto y luche contra esta injusta y dañina acción de la JSF.  El pueblo entero y todos los partidos y tendencias políticas del país estarán del lado del gobierno en esta lucha. 

En cuanto a conversaciones con la JSF evidentemente no han sido productivas hasta ahora. Mientras que por el lado de las conversaciones con el actual gobierno, las autoridades siempre mantuvieron su defensa y favor por la energía renovable y las políticas que la promueven. Por ello confío que el Gobierno presentará sus contraargumentos en la Corte en las próximas semanas contra la demanda de la JSF.

La solución más fácil es que JSF simplemente retire pronto esa demanda, o que el tribunal desestime el caso en protección de la Ley 10-2024 y las facultades legislativas de Puerto Rico, tan pronto el gobierno conteste.

¿Qué implica para el sector renovable del país el retraso del Plan Integrado de Recursos (PIR)?

El pasado Plan, que tuvo un buen proceso administrativo multiparticipativo, concluyó claramente que conforme a la ley local (Ley 17-2019), la generación eléctrica de Puerto Rico tenía que alcanzar 40% renovables para el 2025, lo que implicaba 3750 MW de nueva energía renovable construida y que presumen, por ejemplo, gran despliegue de fincas fotovoltaicas, lo cual no ha ocurrido todavía por diversas razones. 

El único crecimiento renovable de importancia en la isla ha sido en sistemas solares distribuidos en medición neta (alrededor de 850 MW), por lo que estamos muy lejos de las metas renovables de la Ley 17 y el PIR.  

También existen fuerzas que preferirían debilitar la Ley 17-2019 y las conclusiones del pasado Plan Integrado de Recursos. Y eso también hay que combatirlo y resistirlo para que Puerto Rico logre ser 100% renovable en o antes del 2050, como otras jurisdicciones líderes en el mundo.

¿Cómo esperan que avancen ambos temas de aquí a lo que resta del año?

En conclusión, en cuanto a medición neta, vemos la continuación de la lucha del pueblo de Puerto Rico en frentes judiciales y políticos en defensa de la misma contra el ataque de la JSF. Incluso publicamos estudios sobre sus beneficios económicos para la red central, como ayuda a evitar apagones nacionales, cómo crea beneficios socioeconómicos para todos y cómo afectar la medición neta tendría impactos nefastos al país, particularmente en nuestros sectores de ingresos medios y bajos. 

Mientras que por el lado del Plan Integrado de Recursos, estaremos pendientes de los calendarios administrativos del Negociado de Energía (NEPR – regulador independiente) y cuando ese proceso inicie, intervendremos en defensa de la política pública pro renovables.

También mantenemos un espíritu colaborativo con LUMA, entre ellos para que los sistemas solares con almacenamiento ayuden aún más a la red, incluyendo pero no limitándonos a mejoramiento de voltajes y plantas virtuales de baterías agregadas y coordinadas (virtual power plants – VPP) para evitar apagones nocturnos a toda la sociedad. 

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JA Solar, uno de los mayores fabricantes de paneles solares a nivel mundial, anuncia una alianza estratégica con Multiradio, el mayor distribuidor de productos para proyectos solares en Argentina. Con esta colaboración, JA Solar continúa consolidando su presencia en el mercado argentino, ofreciendo módulos fotovoltaicos de la más alta calidad a través de un socio local confiable y experimentado.

Marcos Donzino, Sales Manager Argentina de JA Solar, expresó su entusiasmo por esta nueva asociación. «Estamos encantados de trabajar con Multiradio, una empresa con una sólida reputación y una extensa trayectoria en la importación y comercialización de productos tecnológicos.

Esta alianza nos permitirá llegar de manera más efectiva a nuestros clientes en Argentina, garantizando la disponibilidad inmediata de nuestros productos y un servicio post-venta local de primera calidad para el sector de generación distribuida.»

Sobre JA Solar

JA Solar cuenta con una capacidad de producción de más de 100 GW y se posiciona como uno de los principales fabricantes de paneles solares a nivel mundial, así como un socio robusto tanto para proyectos de gran escala (Utility scale) como de generación distribuida. Con un 14% del market share global, la empresa se destaca por su innovación, calidad y compromiso con la sostenibilidad.

JA Solar ofrece una variedad de productos solares que cumplen con los más altos estándares de eficiencia y calidad, adaptándose a las necesidades del mercado global.

Sobre Multiradio

Multiradio cuenta con 45 años de experiencia en la importación y comercialización de productos tecnológicos en Argentina, y opera a través de su unidad de negocios especializada en equipamiento para proyectos fotovoltaicos, Multisolar. La empresa es el distribuidor líder en Argentina y se distingue por:

Trabajar con stock local
Gran amplitud y variedad de productos para fotovoltaica
Post-venta local con laboratorio de reparación y ensayos
Continua capacitación a integradores
Beneficios exclusivos para clientes

Esta colaboración entre JA Solar y Multiradio promete fortalecer el sector de energía solar en Argentina, impulsando el uso de energías renovables y contribuyendo al desarrollo sostenible del país.

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La Secretaría de Energía de Argentina creó el Programa de Reconversión y Eficiencia Energética, que estará a cargo de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético y que tiene como objetivo principal la reducción de los consumos energéticos en edificaciones y la promoción de la adquisición de tecnologías eficientes en hogares y empresas del país, entre ellas paneles y termotanques solares. 

Los consumidores residenciales, comerciales, de servicios e industriales podrán acceder a un financiamiento del Banco de la Nación Argentina (BNA) destinado al reemplazo de equipos, materiales, artefactos y modos de uso, por otros más eficientes. 

Si bien el gobierno definió una lista de productos abarcados por el programa, la misma no está totalmente cerrada, sino que podrían incorporarse más elementos a medida que el Ejecutivo firme convenios con distintos sectores. 

Los hogares podrán optar por créditos para la compra de electrodomésticos, gasodomésticos, materiales y equipamiento que permita mejorar la envolvente, con un monto máximo de hasta $25.000.000 y un plazo de devolución de hasta 5 años con tasa fija del 43%.

Mientras que para las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) e industrias el crédito será con un plazo de hasta diez años y sin límite de monto para equipamiento y materiales que permitan disminuir pérdidas, a una tasa fija 27% fija para el 1er año y luego BADLAR (interés para depósitos superiores a $1.000.000 en un plazo de 30 a 35 días y que es mayor a la tasa que se paga en depósitos a plazo fijo). 

“Es muy positivo que vuelva el financiamiento y, en especial, con tasas competitivas para eficiencia energética y renovables. La financiación en los últimos años fue escasa para ese tipo de proyectos, por lo cual es una buena medida”, destacó Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Es importante que se difunda más allá de los ámbitos del sector energético, debe llegar al público general. Hay poco conocimiento de la importancia de la eficiencia energética y de todo lo que abarca, que comienza desde un buen diseño arquitectónico, calidad de las envolventes de un edificio y un montón de aplicaciones más”, agregó. 

Cabe aclarar que la Resolución N° 202/2024, por la que se creó el Programa de Reconversión y Eficiencia Energética, establece que otras entidades financieras se podrán incorporar en el futuro a este plan, con el fin de otorgar condiciones de financiación preferencial; por lo que ello podría ayudar a una mayor concientización en la materia, más aún en un contexto de sinceramiento de tarifas y de crisis energética. 

“Además, un reciente informe de CAMMESA indicó que nos faltará energía en el verano y la crisis energética que estamos atravesando no tiene solución a corto plazo, porque por ejemplo también implica resolver la falta de redes de alta tensión o de centrales de generación”, complementó quien también es miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Financiamiento de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER).

“Es decir que son cuestiones que demoran años y como país debemos trabajar en concientizar a la sociedad que, a partir de este momento tras años de desinversión y mal manejo de subsidios, la energía es un bien escaso. Por tanto, debemos administrarla de manera correcta”, continuó. 

Impulso para la generación distribuida

El listado del Programa de Reconversión y Eficiencia Energética contempla financiamiento para todo tipo de paneles fotovoltaicos y termotanques solares, lo que puede ser una ventaja para el impulso de la generación distribuida a nivel nacional, considerando que si bien Argentina sobrepasó los 43,5 MW instalados en 1941 usuarios – generadores, aún está lejos de los 28.387 U/G previstos en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017.

“Eficiencia energética y energías renovables deben ir de la mano. Incluso, desde ON-Networking Business no entramos ninguna solicitud de instalación de paneles solares sin antes hacer un diagnóstico energético, aunque sea fase I, porque no tiene sentido generar energía renovable si antes no se analiza si la energía consumida es correcta o no. Por ende, la eficiencia energética debe ser el primer paso antes de avanzar con una instalación”, subrayó Martín Dapelo. 

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Atlas Renewable Energy, compañía internacional líder en energía renovable, cerró el financiamiento de 289 millones de dólares para el desarrollo y construcción del proyecto de almacenamiento BESS del Desierto con las instituciones financieras BNP Paribas y Crédit Agricole Corporate and Investment Bank. Este hito marca un nuevo precedente en el mercado y la industria energética en el país y Latinoamérica, al convertirse en uno de los primeros financiamientos de baterías independiente en Chile y la región.

En tiempo récord, Atlas logró cerrar el acuerdo con BNP Paribas y Crédit Agricole CIB, dos de las instituciones más activas en el financiamiento de proyectos de energía en América Latina. El monto total del financiamiento contempla 219 millones de dólares en préstamo senior y 70 millones de dólares en otras líneas de crédito.

El acuerdo permitirá financiar a BESS del Desierto, uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes del país y de Latinoamérica, con una capacidad instalada de 200 MW y cuatro horas de descarga, y capacidad de almacenamiento de 800 MWh, lo que permitirá almacenar energía en horarios de abundancia de energía solar y reinyectarla a la red en horarios de alta demanda. BESS del Desierto tendrá una capacidad de almacenamiento semejante a la de unos 2.500 buses eléctricos de transporte público urbano, y equivalente a más de 500.000 km de autonomía en dichos buses, o recorrer más de 100 veces Chile.

El proyecto suministrará energía a EMOAC, tras un importante acuerdo firmado entre la filial comercializadora de energía de COPEC, y Atlas, el cual -a su vez- representó un hito en sí mismo, al ser uno los contratos más grandes de almacenamiento del país y el primer proyecto BESS independiente (standalone) de gran escala. El acuerdo contempla reinyectar alrededor de 280 GWh anuales a la red, contribuyendo a reducir los vertimientos de energía renovable que se genera durante el día a partir de fuentes solares fotovoltaicas, y permitiendo mayor estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico en la región y el país.

El acuerdo con EMOAC, sumado a la adjudicación de suministro para Codelco, anunciada en marzo de este año, con una nueva planta fotovoltaica y un sistema de almacenamiento BESS, proyecta una inyección de 9,2 TWh de energía sostenible en la red por parte de Atlas durante las horas punta con un período operativo de 15 años.

Al respecto, Alfredo Solar, Regional Manager de Chile y Cono Sur en Atlas, destacó: “Este logro es un testimonio de nuestro compromiso continuo con la innovación y la sostenibilidad en el sector energético. El financiamiento de este proyecto no sólo refuerza nuestro liderazgo en Latinoamérica, sino que también resalta nuestra capacidad para forjar alianzas con instituciones financieras de prestigio y ejecutar proyectos de gran envergadura que transforman el futuro energético de la región”.

La compañía Atlas Renewable Energy cuenta con el capital y apoyo de Global Infrastructure Partners (GIP), líder en gestión independiente de fondos de infraestructura, con más de 84 mil millones de dólares bajo su administración y con una sólida cartera de energía renovable de más de 19 GW de capacidad operativa y de construcción en todo el mundo.

Atlas se ha posicionado como líder dentro de las empresas desarrolladoras de proyectos de almacenamiento, demostrando una sólida capacidad para establecer colaboraciones con organismos y empresas de primer nivel. Además, refuerza su liderazgo en la vanguardia de la transformación energética en Chile y América Latina, destacando su papel crucial en la implementación de tecnologías de punta que fortalecen el camino hacia una transición energética sostenible.

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DHL Supply Chain, el principal proveedor mundial de logística por contrato comparte los avances que ha logrado en materia Ambiental, Social y Gobernanza (ESG por sus siglas en inglés) en Latinoamérica durante el 2023, esto en línea con el objetivo que el Grupo DHL ha establecido para reducir las emisiones anuales de gases de efecto invernadero a menos de 29 millones de toneladas métricas para el año 2030. Además, de promover la inclusión laboral y la diversidad en la región, al mismo tiempo que fortalece su gobernanza a través de una gestión de cumplimiento sólida y prácticas comerciales éticas.

“Nuestro grupo impulsa iniciativas para promover prácticas que nos ayudan en nuestros objetivos de sostenibilidad de una forma que todos en DHL Supply Chain podamos contribuir desde las distintas áreas de ESG hacia las comunidades donde operamos”, mencionó Agustín Croche, CEO de DHL Supply Chain en Latinoamérica.

Particularmente en el pilar ambiental, el equipo de Latinoamérica de DHL Supply Chain ha implementado diversas soluciones para reducir las emisiones de carbono en las operaciones de almacenamiento, siendo que para finales del 2023 cerca del 90% de sus centros de distribución en la región funcionan de manera neutral en cuanto a emisiones de carbono, estableciendo un objetivo de alcanzar el 100% para finales de 2025.

Además, la compañía ha experimentado un crecimiento significativo en el uso de energías renovables, con un aumento del 873% en la capacidad de producción solar instalada en México desde el año 2022.

En Brasil, se han instalado 5,000 metros cuadrados de paneles solares al cierre del 2023 y en materia de transporte de bajas emisiones, DHL Supply Chain en Latinoamérica incluye 135 vehículos eléctricos e híbridos, 2 vehículos Double Deck, 31 vehículos y camiones a gas, así como 10 cajas oversized que permiten hacer más eficiente el transporte, 16 TRAILARS (vehículos con paneles solares incluidos), entre otros; lo que se traduce en soluciones más sostenibles para los clientes en la región, así como en más de 3.6 kTon de CO2e reducidos.

En el ámbito social, DHL Supply Chain ha demostrado su compromiso con la inclusión y el impacto social en la región. A través de alianzas con ONGs y asociaciones, han llevado a cabo actividades que han impactado a más de 10 millones de personas en Latinoamérica con el apoyo de 9,327 voluntarios que han destinado casi 37,000 horas para contribuir a la sociedad.

Por ejemplo, en México, recientemente Oscar de Bok, CEO Global de DHL Supply Chain, se reunió con los participantes del Programa “Mi Primer Empleo” el cual se realizó en colaboración con Aldeas Infantiles SOS y que tiene como objetivo brindar una primera experiencia laboral a jóvenes beneficiarios.

Mientras que en Chile, como parte del pilar social en la Playa Loncura de la región de Valparaíso, Chile, se dieron cita más de 110 voluntarios de DHL Supply Chain con un objetivo en común: realizar la limpieza de la playa, para contribuir a generar un cambio positivo en su comunidad. Mano a mano, se juntaron alrededor de 100 kilos que afectaban el ecosistema, los cuales fueron clasificados entre desechos marinos orgánicos y desechos que pueden ser reciclados, siendo estos últimos los de mayor cantidad e impacto.

Además, han implementado programas de inclusión laboral para incrementar la participación de mujeres en la industria y la comunidad LGBTQ+, adicionalmente se han diseñado rutas de empleabilidad para grupos específicos como personas con discapacidad. Por ejemplo, en Brasil, se ha creado un banco de talentos con más de 5 mil mujeres y personas de otros grupos vulnerables para una mejor inclusión y retención de talentos, mientras que en Perú se ha implementado un Programa de Inclusión Laboral específico para personas con discapacidad, logrando alcanzar el 3% de colaboradores con discapacidad en la compañía.

En términos de gobernanza, DHL Supply Chain América Latina ha reafirmado su compromiso con la integridad y buenas prácticas comerciales. Han implementado una sólida gestión de cumplimiento, el respeto y promoción de los derechos humanos, sistemas de informes transparentes y precisos, medidas de ciberseguridad resilientes y una gestión rigurosa de proveedores.

DHL Supply Chain reafirma su compromiso de ser un líder en sostenibilidad y de generar un impacto positivo en la región de Latinoamérica. A través de su enfoque en ESG, la compañía busca impulsar un cambio positivo en la industria y contribuir al desarrollo sostenible de las comunidades en las que opera. El reporte de actividades puede ser consultado aquí.

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Este lunes 12 de agosto, la presidenta electa Claudia Sheinbaum Pardo anunció a través de una conferencia de prensa que Emilia Calleja Alor asumirá como la próxima titular de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), actualmente encabezada por Manuel Bartlett. Se trata de la primera vez en la historia de México que una mujer asume ese cargo.

Emilia Calleja Alor es ingeniera electrónica por el Instituto Tecnológico de Celaya y cuenta con más de 20 años de experiencia colaborando en diversos sectores la CFE.

Su ficha de presentación incluye una maestría en Administración de Alta Dirección por la Universidad Autónoma de Coahuila y diplomados en instrumentación y control, administración de la capacitación, relaciones humanas, liderazgo y formación de mandos medios.

Según la presidenta electa, se trata de una mujer que viene «desde abajo», empezando con cargos operativos y administrativos que hoy la llevaron a asumir este rol predominante.

En efecto, en el 2019, recibió el nombramiento como la primera super intendente de una central generadora en la Central Termoeléctrica de Salamanca y en mayo del 2023, mediante un proceso de selección encabezado por la Dirección General de la Comisión, se convirtió en la primera directora de una Empresa Productiva Subsidiaria, la CFE Generación I.

En el marco del acto de presentación, Emilia Calleja Alor agradeció a Sheinbaum por el reconocimiento y enfatizó: «Con su dirección continuaremos con el legado y trabajo de la administración que concluye, que como bien sabemos, rescató a la CFE y defendió la soberanía energética de México».

“Continuaremos fortaleciendo el 54 por ciento de la participación en la generación (de energía) nacional que tenemos en la Comisión Federal de Electricidad e impulsando su crecimiento garantizando que la electricidad llegue a todos los hogares a precios accesibles y promoviendo el uso eficiente de la energía y la transición energética”, agregó.

Durante un breve discurso en el cual detalló su experiencia laboral dentro de la CFE, Calleja Alor también hizo una reflexión personal sobre cuestiones de género: «Siendo mujer, el haber crecido en una área predominantemente masculina de una área de la ingeniería representó un reto enorme, pero también puedo decir que me ha dado las más grandes satisfacciones. Esta encomienda la recibió con mucho honor y además con mi compromiso y responsabilidad hacia la empresa, Dra».

«Con el corazón digo, gracias Presidenta Electa y gracias a quienes han reconocido el esfuerzo pensando siempre en lo que es mejor para la CFE y para México. El no bajar los brazos, el no rendirse cuando los obstáculos parecen seguir creciendo, superarlos e ir adelante, tiene sus frutos», concluyó.

Cabe destacar que Sheinbaum también confirmó que Luz Elena González será la titular de la Secretaría de Energía, actualmente encabezada por Miguel Ángel Maciel Torres.

En cuanto a su formación y experiencia, Luz Elena Gonzalez se desempeñó como Secretaria de Administración y Finanzas desde el 2018 y cuenta con una licenciatura de Economía por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y una maestría en derecho por la Universidad Tecnológica con una especialidad en derecho fiscal.

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El Decreto 0977 por el cual se reglamenta el artículo 231 de la Ley 2294 de 2023(PND), que permite la implementación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, fue firmado el pasado 2 de agosto.

Estos Distritos son el instrumento para planificar la minería y llevar diferentes soluciones a las comunidades donde se presenta una alta dependencia de la actividad minera, permitiendo que se complemente y direccione para atender las necesidades de los territorios.

El Ministerio de Minas y Energía ha avanzado en el diálogo con el objetivo de identificar y priorizar los municipios que conformarán los Distritos para la Diversificación Productiva en Antioquia, Nariño, Boyacá, Cesar, Cundinamarca, Cauca, Valle del Cauca, Caldas y Chocó.

Con el decreto se realizará la delimitación en conjunto con las entidades y otras instituciones nacionales, municipales, departamentales en concertación con los pueblos y comunidades étnicas.

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A partir de esta delimitación, se dialogará mediante mesas intersectoriales de trabajo con todos los niveles y con la representación de las comunidades de los diferentes sectores productivos, para establecer mecanismos y acciones que logren solucionar las problemáticas que se hayan identificado. Los Distritos van a abordar diferentes situaciones.

De una parte, hay Distritos Mineros para la Vida y la Paz, en zonas de alta presencia de la minería informal, con un enfoque hacía la formalización minera junto al desarrollo de una actividad minera sustentable y la rehabilitación de los territorios. También, por otra parte, se establecen los Distritos Mineros para la Transición Energética Justa, con un enfoque hacia la descarbonización y la reconversión productiva.

El Gobierno del Cambio avanza así en la transformación del sector minero de la mano de las comunidades, consolidando la participación y el poder constituyente en un camino hacia la Minería para la Vida, que tiene en cuenta lo ambiental, lo social, lo productivo y lo laboral como pilares de la transformación de este sector en el país.

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En una colaboración histórica destinada a acelerar la transición hacia la energía renovable, el líder tecnológico chino Tongwei Co., Ltd., reconocido por su innovadora fabricación de paneles fotovoltaicos, anuncia una asociación estratégica con el Grupo Dragon de México.

Juntos, estos pioneros de la industria se disponen a desarrollar un importante proyecto fotovoltaico a gran escala y multi-sitio para Grupo Elektra, un destacado actor en los sectores minorista y financiero mexicanos.

Este ambicioso proyecto tiene como objetivo instalar 25,6 MW de capacidad fotovoltaica y entregar una impresionante producción anual promedio de 35,5 millones de kWh, lo que permitirá eliminar aproximadamente 33.400 toneladas de emisiones de dióxido de carbono.

En junio de 2024, para fortalecer la relación corporativa, los directivos del Grupo Dragon visitaron las instalaciones de Jingtang de Tongwei Solar Technology Co., Ltd., donde fueron testigos del poder de los procesos de fabricación altamente automatizados e inteligentes de las “super fábricas” de Tongwei. A principios de agosto, los primeros módulos fueron recibidos con éxito en México para iniciar el despliegue del proyecto.

A través de esta asociación, Tongwei y Grupo Dragon aprovecharán su vasta experiencia para ofrecer una solución fotovoltaica robusta que mejorará significativamente la producción de energía y la sostenibilidad en México. Esta iniciativa representa un paso crucial en la reducción de la huella de carbono y en la promoción de la energía verde en la región.

Ventajas para los socios

Tongwei Co., Ltd.

Como líder mundial en tecnología solar, aporta sus avanzados paneles fotovoltaicos, reconocidos por su alta eficiencia y durabilidad. La asociación con Grupo Dragon no solo amplía la presencia de Tongwei en el mercado norteamericano, sino que también posiciona a la empresa como un actor clave en la promoción de soluciones energéticas sostenibles a nivel global.

A través de esta colaboración, Tongwei se compromete a intensificar sus esfuerzos en I+D y a aprovechar sus avanzadas capacidades de fabricación para satisfacer la creciente demanda de energía limpia en México.

Grupo Dragon

Una destacada empresa mexicana con amplia experiencia en proyectos energéticos a gran escala, con un fuerte enfoque en la sostenibilidad y objetivos corporativos orientados a la creación de valor económico, social y ambiental, liderará el desarrollo e implementación de los sistemas fotovoltaicos.

Al asociarse con Tongwei, Grupo Dragon obtendrá acceso a tecnología de alta calidad y reemplazará las fuentes de energía tradicionales por alternativas limpias, reforzando así su misión de promover el desarrollo sostenible en México. Esta colaboración subraya el compromiso de Grupo Dragon con la innovación al mismo tiempo que apoya la creación de empleo local y el crecimiento económico.

Grupo Elektra

Como una de las principales empresas de retail y servicios financieros de México, está comprometida con prácticas socialmente responsables. La empresa busca mejorar su sostenibilidad operativa mientras ofrece valor a sus clientes y a las comunidades en las que opera.

La adopción de la avanzada tecnología fotovoltaica de Tongwei a través del Grupo Dragon permitirá a Grupo Elektra reducir su consumo de energía de la red y su dependencia de los combustibles fósiles, alineando así a la empresa con sus objetivos de sostenibilidad corporativa. Este proyecto subraya el compromiso de Grupo Elektra con la gestión ambiental y los posiciona como líderes en el mercado mexicano en prácticas sostenibles.

Impacto ambiental

Se espera que esta asociación estratégica reduzca de manera significativa las emisiones de gases de efecto invernadero, contribuyendo a los objetivos de México para un futuro más verde. Al utilizar paneles fotovoltaicos de alto rendimiento, el proyecto multi-sitio tiene como objetivo generar miles de megavatios-hora de energía limpia anualmente, abasteciendo a comunidades y empresas mientras promueve la sostenibilidad ambiental.

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En línea con las ambiciosas metas del gobierno colombiano de alcanzar las 6 GW renovables antes de finalizar su gestión, empresas internacionales ven al país como una región clave para avanzar con sus proyectos.

Además, la demanda energética a nivel nacional tiende a crecer año a año y las energías renovables se presenta como la mejores aliadas para garantizar un suministro confiable.

En este contexto, Future Energy Summit (FES) vuelve a Colombia por cuarta vez con evento que convocará a ejecutivos, funcionarios y diferentes actores de envergadura de la industria de las energías renovables del región Andina, para debatir sobre los principales temas de agenda, los desafíos de diversificar la matriz y oportunidades de negocio en la región.

Como en ediciones anteriores, el encuentro FES Colombia, que se llevará adelante el 29 y 30 de octubre en el Hotel JW Marriott de Bogotá, contará con amplios espacios para la realización de networking y habrá meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades y desarrollos tecnológicos para el sector.

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Se espera que más de 500 profesionales asistan a la cumbre para analizar el futuro de las energías renovables en la región. Dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento, Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, encabezará el primer panel llamado «Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes» a través de su gerente de ventas, Mayron Morales, con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables en Colombia.

Los productos fotovoltaicos de Seraphim se distribuyen en 28 países de Latam, y abarcan una amplia gama de proyectos, desde instalaciones a gran escala hasta sistemas residenciales y comerciales del segmento de generación distribuida. El ejecutivo describirá cómo los módulos han evolucionado en los últimos años, pasando de la tecnología Mono PERC, a la TopCON.

En efecto, se espera que comparta las principales ventajas que traen los módulos bifaciales para posibilitar la toma de decisiones informada al momento de elegir las celdas para su proyecto fotovoltaico. 

A su turno, el panel 3 titulado «La puesta del sector renovable por la innovación tecnológica y la eficiencia en proyectos para maximizar la competitividad del sector solar en la región Andina» contará con la participación de Marco Ricci,  gerente de ventas de Solis, empresa de origen chino con 19 años de experiencia en la electrónica de potencia para el sector fotovoltaico.

De esta forma, Ricci revelará los retos y oportunidades que posee la región para lograr una mayor penetración de renovables en distintos segmentos de la economía. Además, analizará la evolución de la utilización de sistemas BESS en Latinoamérica, al punto que los países avanzan con regulaciones y normativas específicas y el sector privado poco a poco desarrolla más proyectos de esa índole, ya sea pilotos o hasta de gran escala.

Por otro lado, Olvia Malagón, Head North Latam de Arctech, fabricante y proveedora de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, será quien encabezará el panel 4 llamado: «Estrategia renovable de Colombia: Seguridad energética y diversificación de la matriz».

Durante la cita, Malagón expondrá sobre las claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos y cómo se posiciona Colombia dentro de la industria renovable de Latinoamérica.

Por todo lo expuesto, el Future Energy Summit (FES) se ha consolidado como un evento clave para los profesionales de las energías renovables, proporcionando una plataforma para el intercambio de conocimientos, la creación de redes y la exploración de oportunidades de negocio.

La edición de 2024 promete ser un punto de encuentro crucial para aquellos interesados en el avance de las energías limpias en Latinoamérica, ofreciendo perspectivas innovadoras y fomentando el desarrollo de proyectos sostenibles en la región.

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El ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, inauguró el Taller “Intercambio de mejores prácticas para el desarrollo de hojas de ruta de hidrógeno verde y bajo en carbono en la región Asia-Pacífico” del Grupo de Trabajo en Energía, en el marco del Foro de Cooperación Asia-Pacífico (APEC-Perú 2024).

Allí, el funcionario se mostró en favor de diversificar la matriz a nivel nacional y señaló que la ventaja que tiene el Perú es su gran potencial solar, eólico y otras fuentes renovables, tecnologías que cada vez abaratan sus costos, permitiendo la producción de un hidrógeno verde más competitivo.

“Ante las dificultades de corto plazo presentadas por la crisis energética y climática, nuestras economías han asumido un papel cada vez más determinante en el comercio global y las cadenas de suministro de energía renovable”, explicó.

Y agregó: “Nos enfrentamos al desafío de una transición hacia un desarrollo más sostenible, resiliente, e inclusivo. Por ello, con el desarrollo de esta conferencia, damos inicio a una semana de reuniones en las que se tratarán diversos temas que tendrán un impacto a nivel doméstico de cada una de nuestras economías y a nivel del bloque APEC”.

En tanto a los esfuerzos del país por lograr esos objetivos, el ministro remarcó que, con la finalidad de incrementar la participación de las energías renovables en el Perú, está en curso de aprobación la modificación de la Ley N° 28832, que eliminará barreras de ingreso de energías no convencionales al mercado de energía.

De acuerdo a Mucho, este proyecto legislativo busca incrementar la competencia e inversión de fuentes no contaminantes y conseguir menores costos de generación, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas que pagan millones de usuarios.

Para lograr todo ello, la iniciativa propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

Se trata de las mismas modificaciones que se plantearon en el proyecto de ley 4565 que fue enviado en marzo del 2023 al Congreso de la República pero que no han logrado pasar a pleno. No obstante, el ministro se mostró optimista en que avanzarán las conversaciones en la esfera política y enfatizó en la necesidad de aprobar este proyecto de regulación con carácter de urgencia.

Además, el titular de la cartera de Energía y Minas celebró como un hito la aprobación de la Ley de Fomento de Hidrógeno Verde, Ley N° 31992, que permitirá un mayor aprovechamiento del alto potencial de las energías renovables, viabilizando la producción de hidrógeno.

Esta normativa aprobada el 23 de marzo pasado recae en los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374,  y tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

Asimismo, hizo hincapié en la importancia de esta ley para descarbonizar los procesos productivos de actividades altamente contaminantes tales como la minería.

Según el funcionario, el hidrógeno puede jugar un papel fundamental porque podría reemplazar al combustible líquido en el transporte de mineral y en la producción de explosivos. Tal es así que el ecosistema minero va vuelve interesante para la incorporación de este vector energético.

Por todo lo expuesto,  Mucho resaltó que el Foro APEC 2024 marca un hito importante para las economías que forman parte, ya que presenta la guía de políticas para el desarrollo del hidrógeno verde y de bajas emisiones que permitan alcanzar las metas estratégicas comunes en la región.

En línea con esos objetivos, hizo un llamado a los miembros del APEC para trabajar juntos en la transferencia de tecnología y desarrollo de capacidades, para enfrentar el desafío de los costos para hacer este vector energético competitivo.

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La matriz eléctrica brasileña continúa creciendo rápidamente en 2024: en julio, la expansión lograda en el año alcanzó 6.525,74 megavatios (MW), con la entrada en operación de 183 plantas, según datos difundidos por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). Sólo en julio, el aumento de la oferta fue de 875,42 MW.

El avance observado en julio se debe a la entrada en operación de 10 plantas solares fotovoltaicas (494,82 MW) y 17 plantas eólicas (380,60 MW).

Las plantas que comenzaron a operar en 2024 están instaladas en 15 estados de las cinco regiones del país. Los destaques, en orden descendente, son Rio Grande do Norte (1.687,55 MW), Bahía (1.603,50 MW) y Minas Gerais (1.184,88 MW).

Bahía fue el estado de mayor expansión en julio, con 20 nuevas plantas en operación y un aumento de la oferta de 594,60 MW. Minas Gerais quedó en segundo lugar, con tres plantas y 161,61 MW incorporados a la matriz eléctrica.

La capacidad total es de 204,5 GW.

El 2 de agosto, Brasil contaba con 204.477,1 MW de potencia inspeccionada, según datos del Sistema de Información de Generación de la ANEEL, SIGA, actualizados diariamente con datos de plantas en operación y proyectos adjudicados en fase de construcción. De este total en operación, según SIGA, el 84,65% de las plantas se consideran renovables.

Una aproximación más detallada al crecimiento de la oferta eléctrica se puede encontrar en el panel RALIE, que reúne información sobre la expansión de la matriz eléctrica. Con un formato intuitivo, la herramienta amplía el acceso a datos de inspección de nuevas plantas en implementación y facilita el seguimiento de la ampliación de la oferta de generación según año, región, tipo de fuente de energía, entre otros filtros. Los objetivos son mejorar la interactividad y brindar más información sobre las obras de generación.

La información del panel se actualiza mensualmente con base en inspecciones in situ a las obras de las plantas generadoras y en los datos disponibles en el Informe de Seguimiento de Proyectos de Generación Eléctrica (Rapeel), que cuenta con el aporte de las empresas inspeccionadas por un Análisis exhaustivo por parte del equipo de seguimiento. Consulte este enlace para conocer los informes e indicadores de la ANEEL relacionados con la generación de electricidad.

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El domingo 27 de octubre se llevarán a cabo las elecciones presidenciales y parlamentarias que definirán el rumbo que tendrá el país por los siguientes cinco años, y por lo tanto, también los lineamientos energéticos venideros. 

Tras conocerse que el oficialismo propondrá un nuevo acuerdo multipartidario de energía con miras al 2050 y la ratificación de la segunda transformación energética del país (principalmente por la generación renovable del sector privado), desde la principal fuerza opositora aportaron algunos de los ejes que tienen previstos en caso de ganar los comicios. 

Yamandú Orsi, candidato a presidente por el Frente Amplio, remarcó la importancia de no abandonar la senda de las energías renovables, sino más bien “revitalizarla” y profundizar aún más en la transición energética a través de una política de Estado en concordancia con una visión integral e integradora entre el sector público y el privado. 

“La clave está ahí, y también entre las entidades públicas que refieren al tema energético, considerando que Uruguay tiene dos empresas muy potentes que construyeron y fueron la base del país, y que ambas trabajan en ese sentido”, sostuvo durante un evento de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

“El futuro nos encontrará con un nuevo diseño institucional, donde la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) y la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) tendrán un vínculo más fluido porque lo exige la realidad”, agregó.

Asimismo, el candidato presidencial por el Frente Amplio subrayó que esa visión integradora también implica tener en cuenta todos los eslabones o fases (transmisión, distribución, generación y comercialización), incluso a nivel regional dada la posibilidad del intercambio energético con países vecinos, fundamentalmente con Brasil. 

“Por todo esto, hay un compromiso que debemos asumir en el que debe haber una mirada estratégica donde participen todos en algunas definiciones. Y por ende, se debe retomar la lección dada en el 2010 con el acuerdo multipartidario de energía”, manifestó Orsi. 

Es decir que hay un principio de consenso entre los dos de los tres espacios políticos más representativos del país para actualizar el acuerdo dado en 2010 durante la gestión de José Mujica, por el que se adoptó la primera etapa de la transición energética en Uruguay y que significó más de USD 8.000 millones de inversión público-privada, donde el sector público tuvo un rol de coordinador del sistema y administrador del esquema de subastas. 

“También se debe continuar con la hoja de ruta del hidrógeno verde e invertir y analizar las tarifas para el riego. Sumado a que se trazaron objetivos respecto a la energía fotovoltaica que deberíamos tener y que se llegará hasta donde se pueda, pero no se puede detener nunca, como tampoco el mantenimiento de todos los sistemas instalados ni en la formación de las personas”, complementó quien también fue intendente de Canelones.

“Existen desafíos de carácter global, donde el mundo exige y reclama temas vinculados a la mitigación del cambio climático y nosotros nos comprometemos a colaborar para mitigar y no seguir perjudicando lo que ocurre con los gases de efecto invernadero”, añadió. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en su sesión 1330 del 10 de agosto de 2024, adelantó la revisión del estudio del balance de Oferta de Energía Firme y de la Demanda para el período 2025-2029 y adoptó las siguientes decisiones con el fin de asegurar la confiabilidad en el suministro de energía en el corto, mediano y largo plazo:

–Convocar una subasta de reconfiguración para los períodos 2025-2026, 2026- 2027 y 2027-2028. Para ello, se expedirá un proyecto de resolución que incluirá la convocatoria a los mencionados períodos.

El proyecto de resolución incluirá el cronograma de las actividades para las subastas, que se llevarán a cabo de manera secuencial. Además, se establecerán incentivos para la participación de plantas existentes, plantas existentes con obras, plantas especiales en construcción y nuevas.

Las subastas de reconfiguración se convocan mientras se dispone de la actualización de las proyecciones de demanda por parte de la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME). –

De manera simultánea con las subastas de reconfiguración, avanzar en la determinación de una subasta de expansión para el período 2028-2029 o 2029- 2030.

De este modo, la CREG sigue avanzando en las acciones necesarias para asegurar el suministro confiable y seguro de la demanda de energía eléctrica.

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AES Argentina se encamina hacia un futuro con más energías limpias mediante una estrategia en la que todo el crecimiento de la empresa esté vinculado principalmente a proyectos eólicos, solares y de sistemas de almacenamiento, considerando que la compañía buscará salir de la quema del carbón en el país antes del 31 de diciembre del 2025 y del gas natural a nivel global hacia el 2040. 

Y para poder explotar todo el potencial renovable de Argentina, la empresa puso foco en la importancia de contar con más infraestructura eléctrica, tanto en almacenamiento como capacidad de transporte, que permitan llevar la energía verde hacia los centros de demanda.

“Al haber problemas de transmisión eléctrica, es una oportunidad única y gigantesca para tener almacenamiento y generar firmeza, tanto para la eólica y solar, como para mejorar el estatus del sistema de transporte”, afirmó Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina. 

“Pero más allá de que los generadores participen o no en la ampliación del sistema de transporte eléctrico, falta una normativa de mercado. Se necesita una regulación en la cual el mercado resuelva el problema de la transmisión”, aseveró durante un evento. 

“Por ejemplo, hay empresas que invierten y lo cobran en el precio de la energía para recuperar la inversión, otras esperan a que las líneas estén o tienen curtailment en los puntos de interconexión. Pero desde el 2015 hasta la fecha las inversiones en proyectos eólicos y solares se hicieron donde se podían hacer y no donde se debían llevar a cabo”, continuó. 

Justamente la magra capacidad de transporte disponible en las redes es uno de los grandes cuellos de botella a los que se enfrenta el sector renovable argentino, sobre todo en aquellas zonas con mejor factor de carga para la instalación de parques eólicos y solares. 

Dicha problemática podría resolverse a partir de la materialización del conjunto de líneas y readecuaciones de estaciones transformadoras que la Secretaría de Energía aprobó en junio del 2023 durante la gestión anterior (ver nota); o mismo por las nuevas obras que se presenten en la convocatoria del MATER 360 o en las manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión (Res. 562/2023 lanzada en julio).

Genesio: “Tenemos desarrollados más de 1000 MW en proyectos eólicos y cerca de 200 MW en parques solares”

Además, desde el sector esperan la concreción de una resolución de gobierno para inversiones privadas transmisión, anunciada desde la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación a finales de abril del corriente año y por la que se establecerían nuevas reglas de juego que faciliten el desarrollo de las obras en más de 132 kV.

Si bien desde aquel entonces hasta la fecha la medida aún no salió a la luz en el Boletín Oficial, el Poder Ejecutivo explicó que la normativa permitirá que el propio Estado o un agente del sector privado presente un proyecto 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. 

“Argentina no está tan interconectado como debería para aprovechar los recursos y exportar a mercados internacionales. Si bien implicaría más inversión en infraestructura, da una oportunidad en un plazo más corto. Hay un potencial gigantesco en energía eólica y solar, pero faltan líneas de transmisión que lleven ese potencial a los centros de demanda”, subrayó el presidente y CEO de AES Argentina.

“Lo tuvimos en la década del ‘90 con las famosas SALEX (Subcuentas de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte del corredor correspondiente) con las que el mercado resolvía el problema y se generaban inversiones en aquellos lugares donde el mercado mismo incentivaba la inversión. Hoy las SALEX no funcionarían, pero igualmente falta es una discusión urgente para que el mercado solucione la problemática”, concluyó. 

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En el marco de la creciente demanda de energía a nivel regional, el Coordinador Eléctrico Nacional chileno llevó adelante un webinar titulado Modernización de los mercados mayoristas en Colombia y Chile: ¿Dos países en dirección contraria?.

En el encuentro, expertos en la materia analizaron la tendencia de Chile hacia un mercado spot con señales de precio, en comparación con las discusiones recientes en Colombia tendientes a reconsiderar un modelo de despacho basado en costos.

Uno de ellos fue Raúl Lancheros, director de regulación de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) quien aseguró que los altos precios en la tarifa eléctrica hacen inminente la incorporación de fuentes de energías no convencionales y la regulación no puede ir por detrás de esa tendencia.

“Los proyectos renovables venideros serán cada vez más diversificados con diferentes dimensiones y en ubicaciones más remotas. Eso representa un reto enorme si queremos entrar en un mercado de costos. Muchos creen que para modernizar los mercados mayoristas hay que ser gradual a través de un sistema híbrido”, explicó.

Y agregó: ”Los cambios asustan a los inversionistas. Algunas empresas tienen bastantes dudas de pasar de un esquema de costos a un mercado de ofertas por lo que se deben reducir las incertidumbres. Hablar de un cambio siempre cuesta. No obstante, la mejor manera de transicionar es preservando las recetas que han funcionado bien e incorporando ajustes que atraigan la inversión”.

En este sentido, el experto insistió que en medio de una coyuntura de precios altos, se están dando discusiones “fuera de foco” que preocupan a los inversionistas.

De lo contrario, de acuerdo a Lancheros, Colombia necesita un programa de respuesta a la demanda como se ha hecho en ocasiones anteriores en el país. Este, si se acompaña de las señales correctas, efectivamente dinamizará el mercado.

“Hoy tenemos la demanda desconectable voluntaria: un mercado de respaldo que no es como tal un programa de respuesta a la demanda. Sin embargo, necesitamos la medición inteligente como habilitador”, sugirió

Según el especialista, hoy en día en Colombia la medición inteligente lastimosamente no ha sido implementada ni desarrollada y, sin ella, la respuesta a la demanda es muy costosa y solo participan los agentes grandes consumidores de energía . Esta herramienta abrirá la puerta a nuevas figuras y empresas pioneras para que funcionen como agregadores de demanda y movilizadores del mercado.

“Si bien estamos tímidos en respuesta de demanda, en almacenamiento estamos congelados. Colombia tiene la fortuna de tener grandes baterías que no se les paga por el manejo. Tenemos grandes embalses y no tenemos un mercado de servicios complementarios que les den un incentivo para ahorrar agua”, analizó.

E insistió: “Tienen un compromiso contractual, contratos bilaterales de confiabilidad que los lleva a tener un uso racional y eficiente de los embalses pero no tienen un incentivo por no entregar energía y guardarla para más adelante”.

De esta forma, advirtió que la remuneración de servicios complementarios ayudaría al país a obtener ventajas importantes con la habilitación de una participación más activa de sistemas de almacenamiento, entendidos no solamente como baterías, sino como toda aquella tecnología que promueva el guardado de energía para su posterior uso, como por ejemplo, el hidrógeno.

Por otro lado, como lección aprendida de los efectos del fenómeno de El Niño, enfatizó en la necesidad de mayor integración regional para evitar racionamientos de energía. En este sentido, Lancheros concluyó que una integración mayor con mercados como Panamá, Perú y Ecuador haría que las crisis energéticas disminuyan e incentivaría la entrada de más proyectos renovables.

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En una era marcada por la diversificación hacia fuentes de energía más sostenibles, el hidrógeno verde emerge como un actor protagonista en la ecuación energética global.

Tras la aprobación en marzo de este año de la ley del fomento al hidrógeno verde en Perú (Ley N° 31992), crece el interés de numerosas empresas e instituciones por invertir en este tipo de proyectos en el país.

En este marco, la Cámara Peruano-Alemana (AHK Perú) llevó adelante un encuentro titulado “Hidrógeno verde en la industria” en donde expertos del sector compartieron los beneficios, desafíos y experiencias del vector energético en la región.

Uno de ellos fue Christian Polanco, Process Engineer de RWE TI, compañía global de  Ingeniería y Consultoría enfocada en la transición energética quien reveló ambiciosos objetivos en cuanto al hidrógeno.

“Tenemos una cartera de proyectos de hidrógeno verde en desarrollo de aproximadamente 10 GW y nos propusimos como objetivo hasta el 2030 lograr una capacidad instalada de electrolizadores de hasta 2 GW. Estos son números importantes”, explicó.

No obstante, el experto señaló que para lograr dar luz verde a estos proyectos, existen una serie de desafíos por superar.

“Es fundamental contar con un correcto marco regulatorio y condiciones políticas que fomenten la inversión y el desarrollo de estas tecnologías; programas de financiamiento adecuados (ya sea de entidades privadas como públicas) y contratos confiables con los clientes. Todo esto dará la solidez necesaria para que la economía del hidrógeno avance”, enfatizó.

Además, Polanco destacó una serie de campos de acción para los legisladores de políticas con el objetivo de lograr una exitosa economía verde del hidrógeno.

“Para impulsar la industria se necesitan medidas que contribuyan a una expansión masiva de energías renovables como la ampliación de infraestructura de hidrógeno y procedimientos de aprobación rápidos, reglamentos y criterios de electricidad verde pragmáticos e instrumentos de financiación simples”, insistió.

Growing Green: programa de inversión y crecimiento 

Para contribuir a la transición energética, RWE no solo trabaja en hidrógeno sino que además cuenta con un programa que incluye muchas otras tecnologías limpias denominado “Growing Green”.

“Estamos acelerando el ritmo de nuestra estrategia de inversión y crecimiento Growing Green. Prevemos una inversión bruta en efectivo de 55 mil millones de euros para el 2030 en proyectos de energía eólica offshore y onshore, energía solar, almacenamiento, generación flexible y proyectos de hidrógeno. El resultado será una capacidad adicional de 65 GW de energía limpia de aquí a 2030”, explicó.

Esta inversión prevista se suma a los 20 mil millones de euros netos que ya ha invertido la multinacional en su negocio verde desde el 2021. El objetivo global es alcanzar la neutralidad climática a nivel corporativo para el 2040.

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Vestas desembolsará alrededor de R$ 130.000.000 (cerca de USD 23.400.000) en Brasil para ampliar su fábrica ubicada en el municipio de Aquiraz (estado de Ceará), en pos de producir turbinas eólicas más modernas para la región. 

Puntualmente, la firma danesa fabricará el modelo V163 de 4,5 MW de capacidad, en lo que representa una evolución del diseño V150 según explicaron durante el anuncio, dado que tendrá un mayor tamaño de rotor y su área de barrido de las palas será 18% superior. 

“La inversión significa nuevos empleos, generación de riqueza para la región y crecimiento del estado. Empresas como Vestas, comprometidas con el desarrollo nacional, fortalecerán el mercado energético y harán de Brasil aún más protagonista global en la transición energética”, señaló el Ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, quien estuvo presente en el acto de anuncio. 

“Cuando una empresa del tamaño de Vestas anuncia que invertirá 130 millones de reales en Brasil, es seguro que estamos fortaleciendo la industria de la energía eólica, que Brasil se ha ganado una vez más la confianza de los inversores internacionales. Esta inversión significa empleos garantizados, generación de riqueza para la región y crecimiento del estado de Ceará”, agregó el ministro.

Además de incrementar la capacidad de producción de la segunda fábrica de Vestas en Brasil (la otra está en el polo portuario de Pecém, también en el estado de Ceará), la empresa proyecta impulsar la creación de un polo industrial eólico en la región que pueda atraer fabricantes de equipos y piezas.

Cabe recordar que la multinacional danesa cuenta con aproximadamente 179 GW de capacidad instalada en 88 países a lo largo del mundo, de los cuales más de 14,4 GW están instalados en Latinoamérica,  en más de 4500 aerogeneradores distribuidos en 21 países.

A ello se debe añadir que meses atrás informaron que llevaron adelante estudios que apuntan más de 41 GW en nuevos proyectos eólicos hasta 2032 dentro de LATAM (ver nota), a pesar que la región pudiera estar menos incursionada por las subastas a medida que crezca la demanda comercial-industrial, como también el hidrógeno verde. 

De ese total, Chile podría abarcar 6,2 GW a partir de las “retiradas aceleradas de carbón”; en tanto que las perspectivas para Argentina son de 3,9 GW de potencia adicional a través del Mercado a Término MATER), dependiendo del crecimiento de las redes de transmisión. Mientras que Brasil representaría el 56% de las adiciones eólicas (cerca de 23 GW), impulsado principalmente por la expansión del libre mercado. 

Crecimiento futuro de la eólica en Brasil

Alexandre Silveira también dio a conocer que, a lo largo de las últimas subastas de transmisión y energía nueva, el gobierno aportó viabilidad para el desarrollo de 600 nuevos proyectos eólicos que suman cerca de 26 GW de potencia, que representan alrededor de R$ 100.000.000.000 en inversiones y 300.000 nuevos empleos en la región nordeste del país. 

“Además, el desarrollo de nuevas tecnologías hace viable la energía eólica marina, que está en camino y que ya el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA) registró más de 234 GW de proyectos frente a las costas brasileñas”, indicó.

“Por lo que las empresas comprometidas con el desarrollo local, como por ejemplo Vestas, fortalecerán el mercado y harán de Brasil un protagonista aún más global en la transición energética”, subrayó. 

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La región Caribe da un paso firme hacia su autonomía energética con la creación de la Empresa Energética del Caribe, un proyecto estratégico que marca el inicio de una nueva era en la gestión y producción de energía renovable en Colombia.

En un acto histórico, los gobernadores de los departamentos del Caribe colombiano y el Gobierno Nacional, representado por el Ministro de Minas y Energía, aprobaron trabajar conjuntamente en la creación de esta nueva empresa que podrá abastecer a los 2.762.374 hogares de la región y miles de establecimientos comerciales e industriales.

“Este es un paso muy importante para que el Caribe haga una planeación energética distinta, esta empresa hará a la región más competitiva desarrollando su potencial climático con vientos y sol generando la energía que el país necesita. Ratificamos nuestro compromiso para contribuir en la constitución de esta empresa que marcará la historia del Caribe y contribuirá a la transición energética del país”, destacó el Ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.

Este hito representa el primer paso en un ambicioso proceso de transición energética, orientado a consolidar la capacidad de la región para generar y gestionar su propia energía, aprovechando al máximo sus condiciones climáticas favorables, como la abundancia de horas de sol y la fuerza de sus vientos que mejorarán la vida de 12 millones de colombianos que residen en esta región del país.

Para el gobernador del Atlántico, Eduardo Verano, “esta empresa energética necesita el apoyo del gobierno nacional y debe ir de la mano del Ministerio de Minas y Energía, con un gerente y un equipo que conozca el sector y nazca y se sostenga para el beneficio de la gente del Caribe colombiano”.

La Empresa Energética del Caribe se perfila como un HUB energético que, con una visión estratégica clara, buscará replicar modelos exitosos de empresas como el de las Empresas Públicas de Medellín (EPM) y el Grupo de Energía Bogotá (GEB), pero adaptado a las necesidades y potencialidades del Caribe colombiano.

Este nuevo actor permitirá la implementación regional de energías renovables, posicionando a la región como un referente en sostenibilidad y gobernanza energética.

Las conversaciones concretas y puntuales sobre la empresa energética del Caribe comenzarán cuando formalmente sea aceptada la propuesta y cada gobernación delegue un experto para que haga presencia en la mesa de trabajo. Con una planificación robusta y un enfoque de sostenibilidad, la empresa articulará sus esfuerzos en planes de acción a corto, mediano y largo plazo.

Entre las iniciativas destacadas se incluyen proyectos de energía solar, energía eólica onshore y offshore, y eventualmente, tecnologías más vanguardistas como la producción de hidrógeno, que sentarán las bases para una autonomía energética sólida y duradera.

La creación de esta empresa mejorará de manera directa el componente de generación de energía en la ecuación de la tarifa. Esta nueva entidad se convertirá en aliado fundamental de la apuesta de transición energética del gobierno nacional por medio de sus estrategias de comunidades y municipios energéticos.

El camino hacia la autonomía energética en el Caribe ha comenzado, y con esta alianza, la región está más cerca de convertirse en un líder en la transición energética en Colombia y Latinoamérica.

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Aluar, uno de los mayores productores de aluminio del país, invertirá aproximadamente USD 400.000.000 para ampliar su parque eólico instalado cerca de la planta industrial en la localidad de Puerto Madryn (Chubut) y llevarlo de 246 MW a 582 MW de capacidad. 

El anuncio formal fue en el marco del 50° aniversario del inicio de su producción de aluminio de Aluar (8 de agosto de 1974), pero la compañía preparó el proyecto con mucha anticipación, a tal punto que a mediados del 2023 llevó a cabo las audiencias públicas por el impacto ambiental. 

“Mientras que en abril de este año comunicamos a la Bolsa de Buenos Aires la intención de avanzar con el proyecto de 312 MW, y ahora cerramos la provisión de los equipos y lanzamos la obra, agregando cuatro aerogeneradores a lo previsto inicialmente para que finalmente el proyecto sea de 336 MW”, explicó Gabriel Vendrell, , en conversación con Energía Estratégica. 

“También se hizo la audiencia pública por la línea de alta tensión de 132 kV, que es una obra privada y la Secretaría de Energía de la Nación pidió que hagamos el trámite y la audiencia pública correspondiente, en el marco del artículo N°31 de la Ley N° 24065 (Régimen de la energía eléctrica)”, añadió. 

Cabe aclarar que, para la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), el nombre del proyecto es “Etapa II – Fase IV”, pero popularmente Aluar denominó esta ampliación como “Etapa V” para simplificar en la Bolsa de Buenos Aires y porque es la quinta obra vinculada a energía eólica de la compañía. 

“El parque es 100% para autogeneración de energía de Aluar, conectado directamente a la planta de aluminio, por lo que no es un generador del sistema eléctrico argentino. No hay antecedente en Argentina de un proyecto one-shot, como este de más de 300 MW”, reveló Vendrell. 

¿Cómo estará compuesto? Esta nueva fase contemplará la instalación de una nueva estación transformadora, una línea de alta tensión de 132 kV y 56 nuevos aerogeneradores provistos por la firma china Goldwind, debido a una cuestión de “oferta técnica – económica”, que estarán distribuidos en una superficie de 200 kilómetros cuadrados.

Los aerogeneradores tendrán 6 MW de capacidad cada uno, 165 metros de diámetro de palas y 100 metros de altura de buje; sumado a que contarán con tecnología PMD (Permanent Magnet Direct Drive), es decir de imanes permanentes de eje directo.

Mientras que septiembre del 2026 es el mes previsto inicialmente para la entrada en operación del parque eólico que se ubicará en el campo lindero de La Flecha, por lo que Aluar se abocará 100% en este proyecto que les permita seguir el camino de la descarbonización. 

“Aluar está en una carrera por la sostenibilidad y la reducción de la huella de carbono de sus productos, por lo que el objetivo a largo plazo es tener una matriz energética 100% renovable. Gracias a esta ampliación, lograremos reducir a la mitad el consumo de combustibles fósiles y gas natural en la planta, es decir, casi 600.000 toneladas de dióxido de carbono por año o 280.000.000 m3/año de gas”, detalló el gerente de Recursos Energéticos de Aluar. 

“Además, todavía está la idea de llevar adelante una sexta etapa (ya se hizo audiencia pública al respecto) pero todavía hay un largo camino por recorrer, aunque la señal y la dirección de la empresa está muy clara”, concluyó. 

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El fuerte temporal que afectó principalmente a la zona centro-sur de Chile, con vientos de hasta 124 kilómetros por hora que produjeron la caída de árboles y postes que dañó el tendido eléctrico, aún tiene a cientos de miles de usuarios a nivel nacional.

Hecho que puso en la mira la situación y accionar de las distribuidoras de energía eléctrica, de tal modo que el Poder Ejecutivo anunció el inicio del proceso de caducidad de la concesión de ENEL (principal distribuidora de energía en la Región Metropolitana) y abrió las puertas a la creación de una empresa estatal de distribución de energía eléctrica. 

“¿Queremos tener un servicio 100% privado de distribución eléctrica o queremos algún tipo de convivencia entre lo público y privado donde lo público desarrolle este músculo que permita responder a la emergencia?”, preguntó Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

El titular de la cartera energética expresó que es una pregunta “pertinente” que las autoridades gubernamentales deben hacerse, una vez concluyan las labores tras el temporal y se reponga el suministro energético de los clientes afectados. 

Esta nueva compañía pública podría funcionar de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), fundada en 1950 y dedicada a la explotación, producción, refinación y comercialización de petróleo, gas y sus derivados, y de energía eléctrica. 

Además, a mediados de abril del corriente año, el directorio de ENAP aprobó el plan de descarbonización en el que asumió la reducción del 25% de sus emisiones de dióxido de carbono equivalentes para 2035 y del 50% para el año 2050, por lo que apuntarán a cerrar contratos de compra – venta de energía renovable. 

“Hay muchas empresas de distribución eléctrica y las dos que mejor funcionan son estatales: Électricité de France y Korea Electric Power Corporation (KEPCO). Mientras que en California conviven empresas públicas y privadas, y en caso de emergencias de este tipo, la empresa pública va más allá de su espacio de concesión y repone el servicio”, afirmó Pardow

“Es una debate de fondo que debemos tener y es una pregunta a la que invito reveamos una vez terminada la emergencia para tener ese músculo público con las herramientas que tengamos”, insistió frente a los legisladores. 

Aunque aclaró que no será de forma inmediata ya que resultaría “imposible” imaginar que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) del país automáticamente desarrolle esa propuesta y cree la empresa estatal de distribución de energía eléctrica para reponer ya mismo las líneas caídas; sino que se llevaría adelante con el tiempo y a la par que convive el ámbito público con el privado.

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Hace un año el ministro Andrés Camacho llegó a la cartera de Minas y Energía, con avances significativos en la Transición Energética. Al respecto, se destacan los siguientes logros:

Plan 6GW.

Grandes proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable. Este plan tiene como objetivo llegar a 6 GW de capacidad instalada en Fuentes No Convencionales de Energía Renovable para el año 2026 en el país.

Al inicio del Gobierno del Cambio, el país contaba con 166 MW en FNCER en operación comercial. De acuerdo con esto, hemos logrado:

Contamos con más de 1,2 GW de FNCER en operación comercial, 10 veces más de lo que teníamos al iniciar el gobierno.
Tenemos más de 1,8 GW de FNCER, inyectando energía al Sistema Interconectado Nacional. • El 16 de febrero de 2024 concluyó la Subasta de Cargo por Confiabilidad, de las resoluciones CREG 101 024 de 2022 y 101034A de 2022. Las obligaciones de energía firme asignadas fueron 4,4 GW para plantas solares nuevas (99%).
Junto a ANLA, logramos la expedición de la licencia ambiental para la segunda fase del proyecto Colectora, permitiendo avanzar en la construcción de la nueva subestación Colectora 500kV y la línea eléctrica en el tramo Colectora (La Guajira) y Cuestecitas (Cesar). Esto permitirá conectar 2.3 GW de energía al Sistema Interconectado Nacional (proyectos FNCER en el Cesar y La Guajira), representando el 6% de la capacidad instalada y el 9,6% de la demanda máxima del país.

Comunidades Energéticas.

El 17 de mayo de 2024, en Bojayá, lanzamos la Estrategia Nacional de Comunidades Energéticas, con la entrega de 23 comunidades energéticas educativas en el Chocó. Con este programa, las comunidades del país podrán generar la energía que consumen a través de proyectos de bioenergía, energía solar o pequeñas centrales hidroeléctricas, atendiendo las necesidades puntuales de sus poblaciones. Se recibieron más de 18.000 postulaciones a Comunidades Energéticas en todo el país.

Hoy en día, se tienen focalizadas 2.475 comunidades identificadas y validadas de las cuales 1.000 fueron priorizadas y serán construidas por el gobierno del cambio. A la fecha hemos inaugurado:

23 Comunidades Energéticas en el Chocó.
3 Comunidades Energéticas en Guainía.
2 Comunidades Energéticas en Sucre.
1 Comunidad Energética en Tolima.

Con más de 3400 beneficiarios y una inversión superior a los $19 mil millones.

Municipios y Territorios Energéticos.

Cumaribo, Vichada, se convirtió en el primer Municipio Energético del país a partir de energía solar:

Inversión: 20 mil millones
Beneficiarios: 1350 usuarios
Cantidad de Paneles: 3094
Capacidad: 1423kWp

El programa de Municipios y Territorios Energéticos cuenta con 427 Municipios Energéticos postulados.

15 iniciarán construcción en el segundo semestre de 2024.
1.6 billones de inversión en línea de financiamiento de FINDETER para parques de generación de energía renovable.

Usuarios Conectados.

Entre 2023 y 2024, hemos logrado 77.527 nuevos usuarios conectados al servicio de energía eléctrica, de los cuales 39.325 corresponden a municipios PDET.

Movilidad eléctrica.

En octubre se inaugurará la primera ruta eléctrica del país. Más de 400 km electrificados para automóviles eléctricos conectando Cali – Bogotá.

Eólica costa afuera.

 Colombia es el primer país Latinoamericano y del Caribe en desarrollar un proceso competitivo para la construcción de proyectos de energía eólica costa afuera.

El Ministerio de Minas y Energía ha expedido conjuntamente con la Dirección General Marítima, las resoluciones 40284 de 2022 y 40712 de 2023, con las cuales se reguló el desarrollo de proyectos eólicos costa afuera mediante un proceso competitivo. En un área de aproximadamente 12.000 km2, que abarca los departamentos de Atlántico, Bolívar, Sucre y Magdalena, se podrán nominar áreas con un máximo de 270 km2 para la producción de energía eólica.
La meta de capacidad instalada en las áreas adjudicadas se estima entre 1 y 3 GW. Las inversiones podrán llegar a más de 1 billón de dólares y generarán más de 4000 empleos por proyecto.

Hidrógeno.

Este año se inaugurará el proyecto de hidrógeno verde más grande de Latinoamérica, realizado por la empresa Hevolution en Antioquia: 2,3 MW de electrólisis, 1000 kg de hidrógeno diario, y 5000 kg de amoníaco diario.

A nivel Regulatorio:

Trabajamos en la normatividad que permitirá generar incentivos para la producción de hidrógeno verde en el país. www.minenergia.gov.co
Se publicó a comentarios el decreto para certificación de origen, mesa técnica intersectorial, flexibilización de trámites y sistemas de información.

Distritos Mineros.

Este año hemos focalizado nueve distritos mineros para la diversificación productiva en zonas de alta presencia de minería informal, así como en zonas que buscan transitar hacia economías descarbonizadas. Hemos impulsado programas de formalización minera en beneficio de más de 2.000 mineros mediante la entrega de 53 contratos de concesión y 52 subcontratos de formalización minera.

Gestión eficiente del Fenómeno de El Niño.
Gracias a la gestión del MinEnergía, superamos el Fenómeno de El Niño sin ningún racionamiento. Durante la declaratoria de Fenómeno de El Niño, se realizaron 36 sesiones del PMU de la energía (CACSSE), en las cuales se hacía un seguimiento constante de la situación climática para atender la demanda energética del país. Junto a la Superservicios, realizamos visitas a empresas y embalses para revisar aspectos técnicos.

Así mismo habilitamos la entrega de excedentes al sistema interconectado nacional, además de ampliar temporalmente su capacidad de transporte, inyectando energía y logrando así mantener la confiabilidad y fortaleza del sistema.

Inyectamos más energía al sistema, entre enero y julio de 2024, entraron en operación 33 parques solares que permitieron fortalecer la matriz de generación del país durante el Fenómeno de El Niño.

Adicionalmente, gracias a la resolución 40132 DE 2024 las FNCER operaron a su máxima capacidad, y, a través del decreto 484 DE 2024, se habilitó disponibilidad de gas natural con destino a la demanda de gas eléctrica durante eventos de baja hidrología.

La entrada Los hitos de Andrés Camacho a un año de asumir el mando del Ministerio de Minas y Energía se publicó primero en Energía Estratégica.

Tras una reunión realizada en las oficinas de Senapred en la que participaron el subsecretario de Interior, Manuel Monsalve, y subsecretarios de distintas carteras, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, señaló que, luego que el presidente Gabriel Boric solicitara al Ministerio de Energía revisar la caducidad, tras la reunión de Senapred, se anunció el inicio de este proceso.  

“Este proceso administrativo tiene varias etapas. Su primera etapa es un requerimiento que  funciona como un ultimátum, donde se le ponen condiciones de servicio que tienen que ser  cumplidas en cierto plazo”, explicó Pardow. 

De acuerdo con la autoridad, este ultimátum contempla que la empresa cumpla con el nuevo plan de recuperación presentado, que considera la conexión de 20.000 clientes durante la jornada de mañana jueves. “Los dos planes de recuperación anteriores no se cumplieron, no  puede haber una tercera vez. Este plan se va a segmentar en periodos de 24 horas y si no hay  20.000 clientes conectados durante las 24 horas de mañana, este procedimiento se moverá a  su siguiente fase administrativa, que es la fase adversarial”, añadió el secretario de Estado. 

Además, Pardow explicó que el Gobierno también ha formulado cargos a la empresa  distribuidora CGE por infracción a las normas de reposición de suministro. “CGE tiene algunas de las comunas de la Región Metropolitana afectadas y, en particular, por la situación de  O’Higgins, donde la falta de ritmo en la recuperación de clientes es también una razón de  extrema preocupación”, concluyó.  

Respecto del comunicado emitido por la empresa ENEL durante la presente jornada, el  ministro Pardow aseveró que no se hizo cargo del llamado realizado más temprano por el presidente Boric.  

“Nuestra preocupación es con qué cara se le va a pedir a los consumidores chilenos que  paguen las boletas de electricidad cuando el servicio de distribución eléctrica ha sido no  solamente incompetente, sino indolente. Entonces cómo vamos a pedirle a los clientes de  nuestro país que día a día pagan sus cuentas, que regularmente se hacen cargo de sus  obligaciones, que enfrenten esa situación cuando evidentemente las empresas han faltado a  su parte de este trato tácito que tenemos la ciudadanía con las empresas”, expresó. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía (MINEM) y la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME) en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En efecto, días atrás, la CREG en su sesión No. 1322 del 13 de junio de 2024, aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución 701 051 “Por la cual se armoniza la regulación para la integración de las comunidades energéticas al Sistema Energético Nacional y se dictan otras disposiciones”.

La consolidación de las comunidades energéticas genera mucha expectativa en el sector energético colombiano al ser una apuesta fundamental en el panorama de la transición energética en Colombia. Por ello, las autoridades regulatorias están trabajando en que este proyecto de resolución entre en vigencia en el menor tiempo posible.

En este marco, Felipe Camargo, CEO de GreenYellow en Colombia, multinacional dedicada a la eficiencia energética y energía fotovoltaica con fuerte presencia en el país, analizó el proyecto de resolución y alertó en la necesidad de mayores garantías que den certeza jurídica a los inversores.

“Como ciudadano colombiano me parece una gran idea, pero desde el punto de vista de inversionista internacional es un esquema que en este momento no es viable. Si quieres montar un proyecto bancable necesitas tener seguridad en los pagos. Actualmente, tal y como está estructurado el concepto de comunidades energéticas, el inversionista tendría que asumir el recobro de los PPAS a través de cada usuario”, explica.

Y agrega: “Al no contar con un ente que funcione como intermediario (ya sea gobierno, operador de red o autoridad local) y garantice los pagos derivados del uso de esa energía, llevar un portafolio a un banco donde para la instalación de 1 MW o 2 MW tienes 245 off takers no resulta rentable”. 

De acuerdo a Camargo, se trata de una iniciativa que podría funcionar muy bien si se gestiona la garantía del ingreso del sistema por un largo periodo de tiempo desde lo público.

En otras palabras, para que la inversión privada y la banca se interesen en desarrollar proyectos bajo este régimen, se requiere que haya una garantía que reúna el riesgo de cobro de todos los usuarios y le de tranquilidad al inversionista porque estos son activos que tienen 30 años de vida útil. 

Más cambios regulatorios

Bajo esta premisa, el ejecutivo advierte que las mejoras desde el punto de vista regulatorio deben venir encaminadas hacia la unificación, convirtiendo al sistema en lo más simple y previsible posible para un inversionista. 

“El proceso de desarrollo de un proyecto solar tiene diferentes etapas y diferentes stakeholders que actúan de forma independiente y no coordinada. Por lo tanto, muchas veces los tiempos no encajan entre un ente y otro porque no están articulados”, alerta.

Y enfatiza: “La regulación debería enfocarse ahora mismo en la articulación entre la cadena de valor y los stakeholders. En Colombia las empresas demoran entre 1 y 8 años en desarrollar un proyecto de 10 MW. Esa falta de previsibilidad es una barrera para los inversionistas, con una mayor articulación entre los stakeholders podríamos acotar ese lapso de tiempo a 1 o 3 años”.

Además, el experto propone no generar poderes extensivos en toda la cadena de valor, que cada entidad ya sea UPME, CREG, autoridades ambientales, operadores de red, proveedores de tecnología e inversionistas tengan sus respectivas responsabilidades. 

“Todos tenemos algo que aportar y todos deberíamos tener responsabilidades con un tiempo límite y un alcance definido para ejecutar su acción. Así podríamos controlar toda la cadena de valor y dar mayor previsibilidad a nuestras inversiones”, concluye.

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HIF Global anunció una inversión de USD 36 millones por parte de la agencia del gobierno japonés JOGMEC, a través de Idemitsu Efuels America Corp., para expandir los proyectos de la compañía en Estados Unidos, Australia, Chile y Uruguay. Al sumar esta inversión a las realizadas por Idemitsu Kosan y accionistas existentes en mayo de este año, HIF Global ha levantado USD 200 millones en lo que va del año para financiar sus proyectos.

El presidente de HIF Global, César Norton, señaló que Japón estableció como prioridad la introducción comercial de e-Combustibles en su suministro para respaldar su mandato de reducir un 46% las emisiones de GEI para el 2030.

“Con más de 18 meses de producción en nuestras instalaciones en Haru Oni en la Región de Magallanes, hemos demostrado que los e-Combustibles son una solución real. Prevemos un futuro en el que el e-Metanol, producido por fuentes de energía renovable abundantes y de bajo costo en Estados Unidos, Australia, Chile o Uruguay, se exporte a Japón para la industria naviera o para ser convertido en combustibles como e-Gasolina, e-Diésel o e-SAF, los que se pueden usar en motores actuales sin necesidad de modificar la infraestructura existente”, comentó el ejecutivo.

Por su parte, el presidente de JOGMEC, Daito Michio explicó que “hasta ahora, JOGMEC ha brindado apoyo financiero y técnico para el desarrollo de petróleo, gas y GNL. Sin embargo, a propósito de la actualización de la legislación, nuestro apoyo se extiende a nuevas áreas comerciales de hidrógeno, amoníaco, e-Combustibles y captura y almacenamiento de carbono (CCS, por su sigla en inglés). Con esta inversión inicial, JOGMEC contribuirá a lograr una sociedad neutra en carbono”.

Los e-Combustibles se producen utilizando electrolizadores alimentados con energía renovable para separar el hidrógeno del oxígeno en el agua.

El hidrógeno verde se combina con dióxido de carbono reciclado para producir e-Combustibles carbono neutrales, químicamente equivalentes a los combustibles que se utilizan hoy y que pueden incorporarse a los motores existentes sin ninguna modificación. A través de un proceso de síntesis se produce el e-Metanol, el cual puede convertirse en otros e-Combustibles como la e-Gasolina, e-Diésel o combustible de aviación sostenible (e-SAF).

HIF Global ya había anunciado colaboraciones con empresas japonesas, contando con acuerdos de colaboración con compañías como ENEOS, ITOCHU, JFE Steel, MOL e Idemitsu. Con esta última, además, se generó una carta de intención para el suministro de e-Metanol desde las instalaciones de HIF Matagorda, en Texas (Estados Unidos), y una inversión de US$ 114 millones en mayo pasado.

Por otro lado, el crecimiento del mercado japonés de e-Combustibles está respaldado por diversas iniciativas de políticas críticas impulsadas por los ministerios japoneses en junio de 2021, las cuales incluyen una estrategia de crecimiento verde para el 2050 hacia la carbono neutralidad.

Además, el país asiático apunta a comercializar e-Combustibles a inicios del 2030, lo que fue anunciado por el Ministerio de Energía, Comercio e Industria en mayo del año pasado. A esto se suma la emisión de bonos de Transición Climática de Japón, por JPY$ 20 trillones durante los próximos diez años para financiar créditos fiscales para la descarbonización.

Sobre JOGMEC

La Organización Japonesa para la Seguridad de los Metales y la Energía (JOGMEC, por sus siglas en inglés) es una agencia gubernamental japonesa cuya misión es asegurar un suministro estable y asequible de energía y recursos minerales para Japón. 

Sobre HIF Global

Es la empresa de e-Combustibles líder en el mundo. Desarrolla proyectos a nivel global para convertir la energía renovable en e-Combustibles que puedan utilizarse en motores existentes. El nombre HIF representa la misión de la empresa: proporcionar combustibles altamente innovadores para hacer posible la descarbonización del planeta. HIF está produciendo e-Combustibles hoy en sus plantas HIF Haru Oni ​​en el sur de Chile y está desarrollando proyectos de e-Combustibles a escala comercial en Texas, Uruguay, Australia y Chile.  

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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, volverá a Chile por tercer año consecutivo para reunir a cientos de profesionales del sector de las energías renovables de Latinoamérica. 

FES Chile se llevará a cabo los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), a lo largo de dos jornadas repletas de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales para la industria energética. 

Una de la figuras que ya confirmó participación es el subsecretario de Energía de Chile, Luis Felipe Ramos, quien brindará una conversación destacada en el evento frente a CEOs, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región.

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Luis Felipe Ramos arribó al cargo en marzo del 2023, en reemplazo de Julio Maturana y producto de un cambio de gabinete por parte del presidente Gabriel Boric, que incluyó movimientos tanto en el área de Energía como Deporte, Obras Públicas, Ciencias, Relaciones Exteriores y Cultura.

Ramos es licenciado en Ciencias Jurídicas de la Universidad de Chile y máster en Derecho con mención en Derecho Constitucional de la Universidad Católica de Valparaíso y especialista en derecho administrativo económico. 

Su carrera en la política se remonta a hace más de una década, dado que desde 2011 a 2012 se desempeñó como asistente jurídico de fiscal y a partir de ese año hasta el 2015 fue presidente del Tribunal Supremo. Mientras que entre 2014 y 2022 fue asesor legislativo del diputado Vlado Mirosevic y posteriormente, hasta su designación en la Subsecretaría de Energía, ocupó el cargo de jefe jurídico de gabinete del Ministerio de Obras Públicas de Chile. 

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Y entre sus recientes participaciones del sector se destaca su intervención en el lanzamiento del proyecto “Explorador de Hidrógeno Verde”, una herramienta que entrega el costo nivelado de la energía considerando la mejor combinación posible entre las fuentes eólica y solar, a la par que permite visualizar cómo los proyectos de H2 verde se traducen en la reconversión de infraestructura existente, creación de empleos, y la generación de oportunidades para que las PyMEs participen en las cadenas de valor. 

Además, el mega evento FES Chile llegará al cierre de un 2024 que ya cuenta con varios hitos para el sector renovable del país, como por ejemplo la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, la publicación del nuevo reglamento de transferencias de potencia y la designación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales. 

Por lo que todos esos temas y muchos más serán debatidos durante la cumbre que ya cuenta con entradas Early Bird a la venta (hasta el 2 de septiembre) y con la confirmación de varios referentes del sector entre paneles de debate y cientos de asistentes que podrán participar en los más sofisticados espacios para networking. ¡No se quede sin su lugar!

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La Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) se posicionó en contra de la propuesta del Ministerio de Energía respecto a que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios a las cuentas eléctricas de 4,7 millones de usuarios a través del diferencial que pudiera haber entre el precio estabilizado y el costo de desarrollo de ese tipo de proyectos. 

Desde el gremio que engloban a más de 150 entidades del sector solar manifestaron su preocupación, considerando que el segmento PMGD ha realizado importantes inversiones tanto en generación como en distribución, y alertaron posibles desequilibrios financieros. 

“Una reducción significativa de los ingresos a los PMGD, para la mayoría de los proyectos implicará entrar en default financiero por los próximos dos o tres años, dado que éstos estructuran un cierto nivel de financiamiento y normalmente los flujos de dinero presentes de los primeros años tienen un impacto significativo que los flujos futuros”, sostuvo Darío Morales, director ejecutivo de ACESOL.  

Cabe recordar que la medida anunciada por Diego Pardow prevé un cargo transitorio durante los años 2024, 2025 y 2026  que se aplique a todos los retiros de energía del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), que se destinará a aumentar la cobertura del subsidio eléctrico. 

Es decir que se prevé el esfuerzo de uno de los segmentos de la generación eléctrica del país, donde desde el Ministerio de Energía estiman que hay ingresos que exceden el costo de desarrollo, que permitirían contribuir al financiamiento de la expansión de tal política de subvenciones. 

Además, para ACESOL dicha iniciativa podría acarrear la reconcentración del mercado y mayores incertidumbres para las inversiones y financiamientos en energías verdes e infraestructura destinada a la transición energética del país. 

“El mecanismo propuesto para la recaudación de los PMGD limita administrativamente los ingresos y, a diferencia de lo que ocurrió con el PEC-1 y la ley en 2019, en esta oportunidad no se contempla ningún tipo de devolución. Por lo tanto, efectivamente se puede comprometer la recaudación o el monto esperado en función de factores altamente variables”, añadió durante la mesa técnica de Energía. 

Tal es así que Morales mostró que el pago por compensaciones de los Pequeños Medios de Generación Distribuida tienen un comportamiento cíclico entre alzas y bajas desde hace ya varios años:

Enero a agosto 2022 con valores negativos
Septiembre del 2022 a febrero 2023 hubo un aumento de los pagos por compensaciones de PMGD hacia el sistema
Marzo a julio 2023 prácticamente no existieron las compensaciones
Agosto 2023 hasta mayo del 2024 existió incremento “significativo”

“Los pagos laterales también son relevantes porque son traspasados por los generadores que tienen retiros hacia sus clientes, fundamentalmente usuarios libres, y la mayor parte de los pagos se da por los mínimos técnicos y servicios complementarios. Por ende si queremos hacer frente a los pagos laterales debemos buscar la forma de mejorar la competencia, de tal manera que las renovables puedan contribuir a la provisión de servicios complementarios, donde mayormente participan centrales convencionales”, complementó el director ejecutivo de ACESOL.

Es por ello que rememoró la iniciativa enviada por diversas empresas e instituciones del sector energético sobre cómo remunerar los mínimos técnicos de las centrales termoeléctricas, de manera que éstas puedan salir del pago por compensaciones y ser internalizadas, a la par de mejorar el panorama para fuentes más limpias. 

“La propuesta que apoyamos desde ACESOL permitiría sincerar el costo de los mínimos técnicos y tendría un efecto para resolver otros problemas que enfrentan las renovables hoy en día, como la existencia de costos marginales cero en la zona norte del país cuando en esa misma hora hay una presencia importante de generación convencional (20-30%)”, manifestó Morales.

“Una de las gracias del precio estabilizado es que equilibra los ingresos y si bien tiene cierto nivel de incertidumbre, el mercado ha sido capaz de internalizar esa variabilidad.  Sin embargo, a ésta se le suma la variabilidad de los costos marginales horarios y, por tanto, la predictibilidad de las compensaciones es difícil de lograr y a medida que avanzamos al futuro, esa incerteza aumenta y el nivel de predictibilidad que se espera con esta medida sobre los PMGD tiene un alto grado de incertidumbre”, subrayó. 

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Esta semana, la secretaria de Energía y Ambiente de la provincia, Andrea Confini, dio declaraciones a la prensa indicando que el renombrado proyecto de la empresa australiana Fortescue para producir hidrógeno verde en Sierra Grande, fue descartado por la propia compañía y que las tierras que se habían comprometido fueron devueltas a la provincia.

Como argumento a sus dichos, la funcionaria explicó que las condiciones mundiales no son propicias para el avance de este emprendimiento, donde Fortescue desembolsaría 8400 millones de dólares para generar hidrógeno verde a escala industrial, y que, inclusive, tampoco existe la demanda para comprar hidrógeno renovable ni siquiera financiamiento.

Sin embargo, el día de ayer, la propia empresa se encargó en desmentir los dichos de Confini. «En función de algunos dichos que se publicaron en las últimas horas, Fortescue quiere aclarar que está trabajando en Argentina, donde incluso tiene sus oficinas regionales y equipos trabajando en Buenos Aires», anunció la compañía a través de un comunicado.

Aseguró que actualmente se están realizando, en Río Negro, estudios de impacto ambiental y otros de ingeniería, que incluyen la instalación de mástiles de medición de vientos, para el desarrollo del Parque Eólico Cerro Policía.

«La energía que produzca Cerro Policía alimentará en un futuro a la planta de hidrógeno verde que se desarrollaría cuando las condiciones macroeconómicas sean estables. Desde Fortescue celebramos la aprobación de la Ley de Bases y del RIGI. Fortescue está a la espera de la reglamentación de la Ley para evaluar los próximos pasos», reveló Fortescue.

En el comunicado, la compañía aclaró que el avance de la inversión en este proyecto siempre estuvo «vinculada a las condiciones macro y a la reglamentación para el sector».

«Seguimos apostando por la Argentina a la espera de esas condiciones. Por lo pronto, ha comenzado por el parque eólico ya mencionado. Fortescue entiende que la Argentina tiene todo el potencial para realizar proyectos de gran envergadura que puedan contribuir con la innovación y la descarbonización del mundo, un propósito clave para la compañía», cerró su comunicado.

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Reconocido por su biodiversidad y patrimonio natural, Ecuador tiene un enorme potencial para el desarrollo de energías renovables debido a varios factores geográficos y ambientales.

Teniendo en cuenta las oportunidades que presenta la región y en línea con sus objetivos de descarbonización, el Gobierno de Ecuador con la ayuda del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) están trabajando fuerte en acciones que ayuden a diversificar la matriz energética en el país.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en línea con estos objetivos, el BID anunció la aprobación de un préstamo de US$500 millones, sumados a US$100 millones de la Facilidad de Corea para el Cofinanciamiento del Desarrollo de la Infraestructura para América Latina y el Caribe, para impulsar la transición energética y la inversión pública y privada en Ecuador.

En conversaciones con este medio, el ingeniero y docente investigador Alexander Mero, analiza las tecnologías y las regiones más atractivas para invertir esos fondos y brinda recomendaciones para que dichos proyectos lleguen a feliz término.

“Los créditos aprobados recientemente por el BID deberían invertirse en proyectos que tengan un alto impacto y retorno sostenible. Invertir en plantas fotovoltaicas y en la generación de biogás a partir de residuos sería ideal, ya que estas tecnologías no solo son limpias, sino que también pueden aprovechar los recursos disponibles localmente”, explica. 

Y agrega: “Sin embargo, es fundamental realizar un análisis exhaustivo del retorno de inversión para asegurar que estos proyectos sean viables y sostenibles a largo plazo. Además, es crucial que se establezcan mecanismos de financiamiento y apoyo técnico para facilitar la implementación de estos proyectos y asegurar su éxito”.

De esta forma, para garantizar el retorno de inversión es necesario definir previamente los objetivos, alcance, stakeholders y resultados esperados del proyecto.

Una vez definidos estos puntos, es menester identificar los costos iniciales (de capital y operativos), proyección de ingresos, flujos de caja, indicadores financieros, riesgos, análisis de sostenibilidad y el correcto monitoreo y evaluación a través de indicadores de desempeño y revisión periódica.

Puntos estratégicos para desarrollos renovables

Ecuador cuenta con una diversidad geográfica que ofrece grandes oportunidades para el desarrollo de proyectos de energía renovable. 

De acuerdo a Mero, en la región amazónica y la costa, hay un gran potencial para la generación de energía a partir de biomasa, aprovechando los residuos agrícolas y forestales. 

“También la costa presenta oportunidades para la energía eólica, gracias a los fuertes vientos que se registran en ciertas zonas. Por ello, es esencial que se sigan explorando y explotando estas fuentes para diversificar la matriz energética del país”, afirma.

Además, señala que en la zona andina, especialmente en Quito, se están desarrollando importantes proyectos de plantas fotovoltaicas de gran extensión, que están mostrando un crecimiento significativo debido a la alta irradiación solar.

 El almacenamiento como alternativa a las intermitencias de las renovables

Teniendo en cuenta la fuerte demanda energética que atraviesa el país, sobre todo, en periodos de estiaje con fenómenos climáticos como El Niño que complican el suministro eléctrico, las baterías pueden ser una buena herramienta para solucionar los problemas de intermitencias de las energías limpias. No obstante, el experto señala que existen ciertos desafíos a superar para desplegar la actividad en el país.

“La demanda de sistemas de almacenamiento de energía está aumentando a medida que se reconoce su importancia para estabilizar la red y gestionar la intermitencia de las fuentes renovables. Sin embargo, la inversión del gobierno en estas tecnologías aún es limitada, lo que deja una gran parte de la responsabilidad en manos del sector privado”, explica.

Y concluye: “Los sistemas de almacenamiento, como las baterías de gran capacidad, siguen siendo costosos, lo que dificulta su adopción masiva en el país. Es necesario que el gobierno implemente incentivos y políticas que faciliten la inversión en estas tecnologías, reduciendo costos y haciendo más accesible su implementación a gran escala”.

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Uruguay tendrá las elecciones presidenciales y parlamentarias a finales de octubre del corriente año, por lo que los candidatos poco a poco empiezan a definir y dar a conocer los lineamientos que tendrán en caso de ganar los comicios y gobernar el país entre 2025 y 2030. 

El Partido Nacional (oficialismo) tendrá a Álvaro Delgado como candidato a presidente tras su triunfo en la interna nacionalista del pasado 30 de junio, y quien confirmó que, de resultar electo, buscará un nuevo acuerdo multipartidario de energía que establezca una política de Estado con miras a las próximas décadas. 

“Los lineamientos nos dan certezas para dónde trabajar y una marca país de presentación de Uruguay en el mundo como un ejemplo de innovación, vanguardia y madurez política en materia energética. Por ello es que estamos convencidos que debemos avanzar un poco más y si somos gobierno, iremos por un acuerdo multipartidario que llegue al 2050”, señaló durante un evento de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

Es decir que se actualizará el acuerdo dado en 2010 durante la gestión de José Mujica, por la que se adoptó la primera etapa de la transición energética en Uruguay y que significó más de USD 8.000 millones de inversión público-privada, donde el sector público tuvo un rol de coordinador del sistema y administrador del esquema de subastas. 

Pero en esta oportunidad, se proyecta una mayor participación del sector privado en la toma de decisiones y el desarrollo de nuevos proyectos, principalmente vinculados a los tres pilares de la segunda transformación energética del país: el fomento de la eficiencia energética, a la movilidad eléctrica y al hidrógeno hidrógeno verde y sus derivados. 

“Los generadores privados necesitan certezas, reglas de juego claras de lo que hará el gobierno, el rol de Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) como habilitador y no como freno, la posibilidad de generar intercambios necesarios y que el país tenga la oportunidad de aportar y recibir energía verde”, agregó el candidato presidencial del Partido Nacional . 

Cabe recordar que en 2023 se realizó una modificación del reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica en Uruguay y se reconoció a las energías renovables como potencia firme, lo que posibilitó el avance más PPA entre privados.

Sin embargo, se levantó el límite por el cual el consumidor puede acceder (de 500 kW a 1500 kW de potencia contratada) con lo cual desde el sector alertaron que hay menos clientes que pueden acceder a elegir su proveedor de energía, aunque mantienen altas expectativas en el despliegue de ese tipo de contratos. 

“Por otro lado, las redes inteligentes y las tecnologías para almacenaje son deberes que tenemos que seguir avanzando, considerando que la fotovoltaica crece y que los sistemas de storage son costosos y onerosos”, manifestó Álvaro Delgado. 

“Y lo más importante, la generación a partir de residuos agropecuarios que son un pasivo ambiental y se pueden transformar en activos energéticos, al igual que los residuos sólidos domiciliarios donde podemos darle una valorización energética”, complementó. 

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Días atrás, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) informó que este año se alcanzará el 88% de la cobertura eléctrica rural en el país y que para el 2026 se espera concretar el 96%.

Tal como informó el Ministerio, el avance proyectado responde, en gran medida, a la ejecución de 25 proyectos de electrificación rural que se encuentran en marcha este año. De estos, seis ya están en ejecución, llevando luz a miles de hogares que antes no tenían acceso a este servicio esencial.

“Tenemos una inversión prevista de 356 millones de soles, que se ubican en 15 regiones para 146,000 habitantes. La meta para el 2024 es llegar a un 88.1% de cobertura”, precisó el director general de Electrificación Rural del Minem, Luis Martín Torres Casabona mediante la Red de Comunicación Regional (RCR).

No obstante, Arturo Vásquez, director de investigación de la Escuela de Posgrados Gerens destaca a Desde Adentro, revista de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía que para alcanzar esta meta es necesario superar ciertos desafíos en pos de mejorar la eficiencia en la ejecución de dichos proyectos.

Uno de ellos es la coordinación entre la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) y las empresas distribuidoras del Estado en lo que se refiere a las transferencias de recursos para financiar las obras y la transferencia de sistemas eléctricos rurales. 

También, afirma que la Ley de Contrataciones del Estado genera dificultades para la adjudicación de los proyectos de electrificación a los contratistas de obra calificados.

Además, menciona que una de las grandes barreras para la implementación de los proyectos rurales es la tramitología asociada a la obtención de los permisos ambientales, técnicos y culturales, así como las licencias municipales y el acceso a los derechos superficiales, caminos y servidumbres. 

Según el experto, esto se debe a que las obras de distribución eléctrica rural deben ser aprobadas por las direcciones regionales desconcentradas de energía y minas, de medio ambiente y de cultura, las cuales exhiben ineficiencias para la gestión de los procesos de aprobación de los permisos. 

“Los gobiernos locales generan trabas para aprobar las licencias necesarias para habilitar las redes eléctricas rurales. Como las obras de electrificación rural en los territorios de poblaciones originarias tienen que pasar por un proceso de consulta previa bajo el marco del Convenio OIT 169 (bajo el marco de la Ley No 29785), se generan retrasos significativos en la ejecución de los proyectos”, explica.

Por último, Vásquez coincide con la visión del viceministro de electricidad del MINEM, Víctor Carlos Estrella, quien menciona que “la lejanía, falta de accesibilidad y factores climatológicos dificultan el avance de los proyectos; sin embargo, gracias al apoyo de la propia población se puede continuar con su implementación”. 

Apuesta hacia las energías renovables

En efecto, la imposibilidad técnica y económica de conectar algunas áreas a los grandes sistemas eléctricos ha llevado a adoptar el uso de energías limpias como la fotovoltaica a través de paneles solares.

En este sentido, el presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), César Butrón, destaca: “Esta alternativa es la elegida para electrificar localidades que se encuentran alejadas de las redes eléctricas convencionales. Si las viviendas están concentradas, usarán sistemas de generación centralizados; o sistemas individuales si las viviendas están dispersas”.

De acuerdo al especialista para las regiones Amazonas, Loreto y Ucayali se tienen principalmente proyectos mediante sistemas de generación solar, ya sea centralizada o individuales, por un monto de S/ 783 millones para electrificar 883 localidades y atender a 111 mil habitantes.

De esta forma, Butrón concluye que  el camino hacia la electrificación rural en el Perú está lleno de barreras a superar, pero con una estrategia adecuada y un enfoque colaborativo es posible alcanzar las metas propuestas y mejorar la vida de miles de peruanos en las zonas más remotas del país.

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La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) de República Dominicana, presentó la nueva directiva para el período 2024-2026 y estará presidida por el ingeniero Alfonso Rodríguez, CEO y Socio de Soventix Caribbean.

La Asociación se ha convertido en un referente para las energías renovables en República Dominicana y toda la región, trabajando de forma continua y persistente en favor de un mercado más competitivo y sostenible. ASOFER ha logrado reunir a unas 100 empresas registradas como miembros, incluyendo también multinacionales basadas en Europa o América Latina, lo que favorece enormemente el crecimiento del sector en el país.

Además, hoy en día la asociación promueve su expansión internacional e influencia regional colaborando junto con las asociaciones de generación distribuida de Uruguay, Brasil, Colombia, Panamá, Costa Rica, Argentina, Paraguay, Perú y Chile, en la fundación de la Asociación Latinoamericana de Recursos Energéticos Distribuidos.

“Tengo la convicción del bien que genera la promoción y el crecimiento de las energías renovables y seguiremos impulsando, trabajaremos para que el futuro de este sector y la economía del país, sea más plural, justo y sostenible” destacó Alfonso Rodríguez al quedar designado como nuevo presidente de ASOFER.

La directiva de ASOFER, además de Rodríguez, ha quedado integrada por Michelle Abreu (SAV Advisors) como primer vicepresidente, Nathalie Abreu (De Camps Vásquez & Valera), segunda vicepresidente, John Edward Germán (Supply Battery), como primer tesorero, Katherine Rosa (JP Advisors), como segundo tesorero, Ignacio García (Escala Solar) y Abraham Espinal (Enestar), primer y segundo Secretarios respectivamente, y Cesar Fondeur (Fondeur Solar Corporation) como primer vocal y Rafael Burgos (ENNOVA) en el cargo de segundo vocal.

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El holding empresarial Grupo JR Ortiz completó con éxito la construcción de su primera planta fotovoltaica en Perú, en el distrito de La Joya, Arequipa.

 Esta planta de 100 MWp se posiciona como la tercera instalación renovable más grande del país, reforzando la posición de Grupo JR Ortiz como líder en el sector de energías renovables en América Latina. 

Recientemente conectada, la planta proporcionará energía renovable suficiente para abastecer al sistema eléctrico nacional, equivalente al consumo de aproximadamente 62,000 hogares y evitará la emisión de 56,092 toneladas de CO2 anualmente.

Además de este impacto energético y ambiental, impulsa la economía local mediante la creación de empleos y la implementación de programas de desarrollo comunitario, promoviendo un crecimiento sostenible para la región de Arequipa. 

En conversaciones con Energía Estratégica, José Ramón Ortiz, presidente del conglomerado señala: “la conexión de nuestra primera planta fotovoltaica en Perú es un hito significativo que refleja el arduo trabajo y la dedicación de nuestro equipo. La central se ha construido en nueve meses y no hubiera sido posible sin las facilidades que las comunidades locales nos han otorgado en todos los sentidos”.

De esta forma, la empresa promueve activamente la adopción de tecnologías limpias para fortalecer la seguridad energética nacional y reducir la dependencia de combustibles fósiles. 

Gran presencia en Latinoamérica

Con este proyecto solar, Grupo JR Ortiz alcanza la construcción de 1 GW renovable en América Latina, lo cual ha generado la incorporación de más de 250 empleos directos, consolidando su presencia en la región. 

“Llevamos construidos más de  1 GW en Latinoamérica que se compone de 68 plantas. En Chile tenemos 62 plantas y 860 MW instalados, en Perú una con 100 MW y en Colombia cinco con 63 MW”, explica José Ramón Ortiz .

Junto con Estados Unidos y Europa, afirma que estas áreas son fundamentales para las operaciones de la empresa y que tienen planes ambiciosos de expansión.

“En la región latinoamericana tenemos en cartera 800 MW para construirlos en los próximos 18 meses. Esperemos que a estos se le puedan añadir, para el mismo periodo, unos 500 MW. En este sentido, proyectamos instalar más de 1,5 GW, entre 2024 y 2025”, precisa.

Este crecimiento refleja el compromiso del conglomerado con el desarrollo sostenible y su capacidad para adaptarse a las futuras necesidades energéticas, facilitando el crecimiento económico regional y fortaleciendo las comunidades locales a través de la creación de oportunidades laborales y la promoción de tecnologías limpias.

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Venezuela atraviesa una fuerte crisis política con movilizaciones sociales y fuerte repudio de la sociedad tras las elecciones presidenciales que se llevaron a cabo el 28 de julio de 2024.

A pesar de las contundentes pruebas de la arrolladora victoria el candidato Edmundo González, el Consejo Nacional Electoral (CNE) de ese país, declaró a Nicolás Maduro como ganador. Ante esta situación, es acusado por fraude y es seriamente cuestionado tanto a nivel nacional como internacional.

En este marco, Federico Fernández Dupouy, actual presidente de la Cámara Venezolana de Energías Renovables (CAVENER) analizó la situación del país y manifestó su preocupación, en diálogo con Energía Estratégica.

“Estamos super preocupados de que resultados obvios continúen siendo tergiversados. Esta incertidumbre política tiene un impacto mayúsculo y horrible en las inversiones de Venezuela. Lo que hubiera podido venir con un cambio en las elecciones hubiera sido genial, no solo para el sector renovable sino en general”, explicó.

Y agregó: “No consideramos lo que pasó como una batalla perdida sino como una película repetida. Es la tercera vez que la oposición siente que gana una elección y no se le adjudica el triunfo. Lo abrumador fue que esta vez, las pruebas fueron tajantes y obvias de que se votó lo que se votó”.

De acuerdo al experto, si esta situación en la que no se respeta la decisión de la mayoría permanece, el país continuará “africanizandose” y no habrá posibilidad de crecimiento económico. 

En el medio de esta crisis institucional, el vocero de CAVENER asegura que es indispensable impulsar el cambio en la matriz eléctrica cuanto antes ya que el sistema eléctrico en Venezuela “está desbaratado y no da más”. Se necesita generar energía limpia, confiable y suficiente a través de sistemas como generación en techo. 

Para ello, sugiere: “Primero se deben sentar las bases de la democracia. Luego entender cuál es la fotografía de la matriz energética en Venezuela que no está clara porque no existen las estadísticas a nivel nacional. No obstante, se sabe que la mayor parte del consumo es a través de combustible fósil”.

Según Fernández Dupouy, esto se debe a que el precio de la energía altamente contaminante en el país es barata por lo que no hay ningún incentivo económico para invertir en tecnologías limpias. Para cambiar esto, se necesita sincerar las tarifas eléctricas y de combustibles.

“Hoy desde el punto de vista financiero instalar paneles solares es muy costoso. Los que apuestan por estas tecnologías solo lo hacen para garantizar el suministro eléctrico y evitar cortes de luz. Si se sinceran los precios, habrá un boom de inversiones privadas en el sector eléctrico”, argumentó.

Y concluyó: “Se nos acercan decenas de compañías queriendo invertir en renovables ya sea a través de servicios, proveeduría de equipos, EPC, etc. A pesar de no tener estadísticas, sabemos que el apetito está. Solo se necesita recuperar la certidumbre política”.

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360Energy y Smurfit Westrock firman un PPA de abastecimiento de energía renovable para el suministro de 22 GWh anuales durante los próximos 5 años. 

Con el fin de contribuir a la meta de reducción de emisiones de CO2 planteada por la  compañía, este es el primer acuerdo de energía renovable que Smurfit Westrock cierra en  Argentina eligiendo a 360Energy como su aliado para ello. La energía provendrá del  Complejo Solar 360Energy La Rioja, uno de los parques solares más grandes de Argentina  dirigido al mercado de MATER.  

A partir de este acuerdo, Smurfit Westrock abastecerá el consumo energético de una de  sus plantas del clúster Argentina-Chile en la localidad de Bernal, provincia de Buenos Aires,  donde se realiza la fabricación de papel a partir de fibras posconsumo para ser luego  utilizado en empaques de cartón corrugado.  

El suministro de energía renovable evitará la emisión de 10.000 toneladas de CO2e anualmente, reemplazando el consumo de energía fósil y contribuyendo significativamente a su meta de reducción de emisiones. 

Asimismo, el acuerdo entre 360Energy y Smurfit Westrock incluye la entrega de IRECs.  Estos certificados internacionales garantizan que la energía consumida por Smurfit  Westrock es de origen renovable, reforzando el compromiso de la empresa con la  sustentabilidad. 

El contrato fue formalizado en una jornada en las oficinas de Buenos Aires de 360Energy,  donde estuvieron presentes su CEO, Federico Sbarbi Osuna, junto al equipo comercial  liderado por Ricardo Bernengo, y Rodrigo Longarte, CEO Smurfit Westrock Argentina & Chile en conjunto con Mario Virili, Director de Papel y Fibras de la compañía. 

Este evento no solo marcó el inicio de una colaboración estratégica, sino que también  destacó el compromiso de ambas empresas con la transición hacia un futuro más  sostenible. 

Rodrigo Longarte, CEO de Smurfit Westrock manifestó: “Esta alianza marca un hito en la  historia de la compañía en el país. Como líderes en sustentabilidad, basamos nuestras  metas de crecimiento sostenible en tres pilares: Personas, Planeta y Negocio de Impacto.  Esto significa que continuamente procuramos minimizar nuestro impacto ambiental y  practicar un gobierno responsable; tratar con respeto a nuestros stakeholders; y crear un  negocio de impacto a través de nuestros productos y su elaboración”.

“Este es el primer acuerdo, pero nuestra visión es la de continuar avanzando  progresivamente con la incorporación del resto de las plantas que operan en el país bajo  esta modalidad, con el fin de lograr los objetivos establecidos a nivel global”, indicó Mario Virili, Director de Papel y Fibras del fabricante.  

A su vez, Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy, afirmó: «Nos complace anunciar la  firma de este nuevo acuerdo de compra de energía con Smurfit Westrock. Ser elegidos  como sus primeros proveedores de energía renovable en Argentina es un orgullo y un paso  más en nuestra capacidad de ofrecer soluciones energéticas sostenibles. Estamos  comprometidos con ser protagonistas de la transición energética a través de la energía  solar y hacer nuestro aporte hacia un mundo más sustentable, y esta alianza es un reflejo  de ese compromiso compartido entre Smurfit Westrock y 360Energy«. 

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Durante la primera mitad de 2024, la industria fotovoltaica en China enfrentó desafíos sin precedentes debido a un exceso de capacidad, lo que intensificó la competencia a lo largo de toda la cadena de suministro.

Los precios de productos clave como el polisilicio, las obleas de silicio, las células solares y los módulos se desplomaron significativamente, generando graves riesgos de reducción de inventarios y afectando gravemente las operaciones corporativas.

Como resultado, muchas empresas fotovoltaicas experimentaron caídas sustanciales en su rendimiento y varias reportaron pérdidas.

Crecimiento en ingresos y rentabilidad

Desde principios de julio, varias empresas fotovoltaicas líderes, incluida GCL System Integration (GCL SI), han presentado sus previsiones de rendimiento para el primer semestre del año. De manera sorprendente, GCL SI logró un crecimiento de las ganancias y una rentabilidad neta raramente vista en el sector.

Según anunció la propia empresa, GCL SI espera que los ingresos del primer semestre oscilen entre 1,070 y 1,170 millones de dólares, lo que representa un aumento interanual del 39.15% al 51.64%. A pesar de los desafíos en el segundo trimestre, la empresa anticipa ganancias de entre 5.51 y 7.17 millones de dólares.

Estrategias de ventas y marketing

Para enfrentar la crisis de la industria, GCL SI ha fortalecido significativamente su fuerza de ventas y marketing este año, superando tanto presiones internas como externas y asegurando más pedidos de venta en el mercado nacional.

Desde enero, GCL SI ha obtenido licitaciones o ha sido preseleccionada para proyectos de adquisición de importantes entidades como China Resources Power, CNNC, China Datang, Sinohydro, China Huaneng, China Huadian, y Green Power, entre otros, con ventas previstas que superan los 50 GW.

Estos pedidos continuos aseguraron que GCL SI mantuviera una posición líder en la utilización de sus propias líneas de producción de células y módulos dentro de la industria.

Reducción de costos y mejora de ganancias

GCL SI ha intensificado sus estrategias de reducción de costos y mejora de ganancias mediante la optimización de las operaciones internas. La empresa ha reducido los costos no relacionados con el silicio de sus células solares y módulos fotovoltaicos de producción propia.

También ha mejorado la estructura de financiación para reducir el costo de capital y aumentar la tasa de rotación.

Además, con avances en los servicios de integración de sistemas, GCL SI ha ampliado significativamente la escala de las conexiones y pruebas de red EPC, lo que ha impulsado tanto los ingresos como las ganancias. La empresa indica que todos los indicadores financieros son saludables y continúan mejorando.

Innovación y desarrollo tecnológico

La ausencia de capacidad de producción obsoleta ha sido un factor clave para el excelente rendimiento de GCL SI. Durante el ciclo industrial anterior, la empresa eliminó toda la capacidad de producción obsoleta, permitiéndole avanzar sin cargas.

Desde 2023, GCL SI se ha centrado en la tecnología TOPCon de tipo N, iniciando la construcción de capacidad de células y módulos. Actualmente, GCL SI cuenta con un total de 12 GW de capacidad de células TOPCon de tipo N y 30 GW de capacidad de módulos.

En términos de investigación y desarrollo, GCL SI ha buscado constantemente tecnologías avanzadas. Tras lograr importantes avances en la tecnología de células TOPCon de tipo N, con una eficiencia de producción superior al 26.2%, GCL SI ha obtenido certificaciones de potencia de 625 W y 710 W para módulos TOPCon de 182 mm y 210 mm, respectivamente.

De cara al futuro, GCL SI está avanzando en el desarrollo de la tecnología de celdas Back-Contact (BC) de próxima generación, con planes de producción en masa previstos para el cuarto trimestre de 2024.

Perspectivas y declaraciones

En su intervención en la SNEC Shanghai PV Expo 2024, Zhu Gongshan, presidente de GCL Group, afirmó: “A pesar del grave desajuste actual entre la oferta y la demanda de la industria y del inicio de una era glacial… Cada shock del mercado alimenta gradualmente cambios industriales significativos… La demanda actual de energía fotovoltaica se mantendrá en niveles de crecimiento elevados, por lo que debemos mantener la confianza en que atravesaremos el ciclo”.

Como veterano de la industria fotovoltaica, GCL SI ha superado con éxito múltiples ciclos industriales. Aprovechando implementaciones estratégicas con visión de futuro y operaciones sólidas, GCL SI continuará brindando a sus clientes productos y servicios confiables a largo plazo.

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DAS Solar, un líder en tecnología N-type, se destaca en las clasificaciones de sostenibilidad de EcoVadis 2024 y recibe la medalla de plata.

Entre más de 100,000 empresas de diversas industrias evaluadas, DAS Solar se encuentra entre el 15% superior con la puntuación más alta en la industria fotovoltaica de China, demostrando la posición líder de la compañía en desarrollo sostenible y responsabilidad social corporativa.

Como el principal proveedor mundial de calificaciones de sostenibilidad empresarial, el sistema de calificación de EcoVadis cubre cuatro temas: medio ambiente, trabajo y derechos humanos, ética y adquisiciones sostenibles, y es una referencia crítica para que las empresas globales evalúen su desempeño en sostenibilidad y su cooperación con los socios de la cadena de suministro.

La medalla de plata es un reconocimiento a los esfuerzos continuos de DAS Solar en la protección ambiental, la responsabilidad social, la integridad empresarial y la gestión de la cadena de suministro.

Adoptando un desarrollo verde, bajo en carbono y reciclable, DAS Solar cumple con su responsabilidad social corporativa al priorizar la innovación tecnológica, la fabricación verde, la gestión de la cadena de suministro y el desarrollo de los empleados.

La empresa recientemente introdujo un nuevo concepto de desarrollo sostenible llamado DASGREEN, demostrando su compromiso con la transición limpia y el crecimiento ambientalmente amigable.

Con un enfoque en la tecnología N-type, DAS Solar innova constantemente y logra avances en investigación y desarrollo tecnológico. La compañía se dedica a mejorar la eficiencia de conversión fotovoltaica, reducir los costos de fabricación y explorar diversas soluciones para abordar el aumento de la demanda energética global y los desafíos del cambio climático.

En la búsqueda de un futuro neto cero, DAS Solar optimiza su proceso de fabricación a través del monitoreo de big data, adopta materiales y procesos ecológicos y reduce las emisiones de desechos y el consumo de energía. Varias bases de DAS Solar promueven activamente la transición limpia a través del reciclaje de recursos y la reducción de emisiones mediante techos fotovoltaicos.

Mientras tanto, la empresa lidera la transformación de la cadena de suministro, colaborando con los proveedores para establecer cooperaciones basadas en valores compartidos y abogando por regulaciones ambientales para garantizar un desarrollo sostenible en toda la cadena de suministro. Para reforzar esta estrategia, DAS Solar establece la Alianza de la Cadena de Suministro Verde, con el objetivo de alentar a los proveedores a establecer objetivos de reducción de carbono, protección ambiental y reciclaje de materiales a través de evaluaciones regulares.

Además, DAS Solar está comprometido con el desarrollo sostenible del talento y mantiene el principio de igualdad en la contratación, la formación y las operaciones diarias para fomentar un lugar de trabajo diverso, imparcial e innovador.

La compañía ha establecido un sistema integral y estandarizado de gestión de recursos humanos, asegurando un entorno justo y competitivo que protege los derechos e intereses de los empleados. Para fomentar el crecimiento integral y el avance profesional de los empleados, DAS Solar implementa un esquema diverso de capacitación de talentos, con el objetivo de lograr un beneficio mutuo en el crecimiento personal y el desarrollo corporativo en línea con los objetivos sostenibles.

Mirando hacia el futuro, DAS Solar se compromete a avanzar en estrategias de desarrollo sostenible con un fuerte sentido de responsabilidad y propósito. La empresa apunta a contribuir aún más para fomentar una comunidad con un futuro compartido. Mientras tanto, DAS Solar anticipa con entusiasmo colaborar con socios afines a nivel mundial para pavimentar colectivamente el camino hacia un futuro neto cero.

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En el marco del creciente interés que existe en Latam por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde, en los próximos meses, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, presenta su cuarta edición en el mercado colombiano. La convocatoria llega a pedido de stakeholders del sector, tras el éxito obtenido en eventos anteriores (ver transmisión), tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento “FES Colombia” que se llevará adelante los días 29 y 30 de octubre de este 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), ofrecerá un escenario ideal para el debate en su salón de conferencias y brindará espacios exclusivos de networking para que empresarios exploren sinergias y nuevos negocios sostenibles.

ENTRADAS DISPONIBLES

Se espera que más de 500 profesionales asistan a la feria para analizar el futuro de las energías limpias en la región. Dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento, JA Solar, multinacional china líder en soluciones fotovoltaicas, encabezará el primer panel llamado «Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes» a través de su gerente de ventas, María Urrea,  con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables en Colombia.

Como ya había anticipado en eventos anteriores , Urrea expondrá sobre la fuerte presencia de la compañía en el país, al ser los principales proveedores de módulos para Celsia. Según la experta, en Colombia ya cuentan 700 MW construidos en proyectos de utility scale y en los próximos años esperan crecer más.

A su turno, el panel 7 titulado «La Generación Distribuida y el almacenamiento: Aliados clave de la Transición Energética» contará la participación de Sebastián Castañeda Arbeláez, VP de Crecimiento y desarrollo de Negocios en ISA y Harold Steinvorth, Head DG Latam en Trina Solar.

El portavoz de ISA, grupo desarrollador de sistemas de transmisión de energía eléctrica analizará la dinámica de expansión de sistemas de almacenamiento en los países donde opera, los cuales permiten equilibrar la oferta y la demanda de energía.

Por su parte, el ejecutivo de Trina Solar, fabricante líder de la industria fotovoltaica con más de 10 años en el top 3 global, que ahora mismo ocupa el puesto número dos mundial con una participación activa en América Latina y el Caribe, destacará las principales tendencias de la industria fotovoltaica.

Por todo lo expuesto, el Future Energy Summit (FES) se ha consolidado como un evento clave para los profesionales de las energías renovables, proporcionando una plataforma para el intercambio de conocimientos, la creación de redes y la exploración de oportunidades de negocio.

La edición de 2024 promete ser un punto de encuentro crucial para aquellos interesados en el avance de las energías limpias en Latinoamérica, ofreciendo perspectivas innovadoras y fomentando el desarrollo de proyectos sostenibles en la región.

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La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) de Uruguay continúa perfeccionando su modelo de negocio para la instalación de parques eólicos offshore y la producción de hidrógeno verde y derivados, como parte de su segunda transformación energética. 

Tal es así que aguarda por las normativas del Ministerio de Transporte, Min. de Defensa, Min. de Industria, Energía y Minería y en el Ministerio de Ambiente para la convocatoria de energía eólica marina.. 

“Todavía estamos a la espera de la emisión de los decretos para la licitación de los bloques offshore que permitan el desarrollo de emprendimientos de hidrógeno en los próximos 10 o 15 años”, sostuvo Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP, durante un evento de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

Incluso, la empresa ya realizó road shows de la Ronda H2U en Europa ante más de cincuenta entidades y espera avanzar con la convocatoria para la exploración energética renovable fuera de la costa en las zonas que cuentan con un potencial de 2 a 3 GW de capacidad cada una, con vientos que oscilan entre los 8,5 metros por segundo a los 100 metros de altura y 9 m/s a a 150m, con un factores superiores al 55%. 

Y de acuerdo a información compartida anteriormente, el modelo de contrato prevé subperíodos de 2 a 4 años vinculados a la evaluación de los proyectos, tales como estudios con reportes existentes, adquisición y procesamiento de nuevos datos y la producción piloto de H2 o el detalle de la información recolectada; hasta un período de aproximadamente 30 años para el desarrollo y producción de H2.  

Pero mientras permanece atento a que el gobierno dictamine los requisitos regulatorios para llevar adelante tal iniciativa, ANCAP prepara otro llamado a expresiones de interés para el sector renovable y el desarrollo de un polo logístico en Terminal del Este.

“El polo logístico busca determinar la eventual participación de ANCAP en negocios nuevos para combustibles líquidos renovables o tradicionales, como la base para futuros emprendimientos regionales de energías renovables. Es sentar la base para una economía de escala en la región desde el punto de vista logístico”, manifestó Stipanicic

Puntualmente, el presidente de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay informó que el 2 de septiembre del corriente año se abrirán las propuestas para este llamado que contempla la recepción, almacenaje y despacho de combustibles fósiles y renovables, entre ellos el hidrógeno verde. 

“Es poner arriba de la mesa un activo que tiene el país y que debe estar al servicio de los desarrollos de inversores y operadores privados. Por lo que los llamamos para que nos digan de qué manera podríamos aprovechar esa terminal; una nueva asociación público-privada y forma de alianza con el sector privado para, bajo el riesgo, cuenta y orden de los privados, se desarrolle la capacidad logística existente”, añadió.

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