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La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), Climate Group y la Embajada Británica en Argentina realizarán el evento ‘Acelerando la Acción Climática Corporativa. Presentación de la iniciativa RE100, camino a una matriz energética más limpia y competitiva’, el martes 27 de agosto de 17 a 19 horas en la instalaciones de la Embajada Británica en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

Este encuentro exclusivo tendrá el objetivo de dar a conocer la iniciativa RE100 en el país y movilizar a más corporaciones para que aborden las barreras políticas y de mercado que impiden que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable, considerando que los miembros de RE100 son algunos de los mayores consumidores de energía en todo el mundo y están comprometidos con el uso de electricidad 100% verde y con acelerar el cambio hacia redes eléctricas sin emisiones de carbono. 

Cabe recordar que CADER es implementador local de RE100 en Argentina a partir del acuerdo firmado a principios de julio del corriente año, tras más de un año de gestiones, incluyendo reuniones en la 28ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28) y en las oficinas de Climate Group en la ciudad de Londres (Inglaterra).

Del evento ‘Acelerando la Acción Climática Corporativa. Presentación de la iniciativa RE100, camino a una matriz energética más limpia y competitiva’ expondrán autoridades de las tres entidades mencionadas, con eje en la cooperación necesaria para impulsar la acción climática y la transición energética. Además, convocará a autoridades nacionales y provinciales, y a las grandes empresas más importantes del país, a fin de crear condiciones equitativas para una competitividad justa, eliminar barreras regulatorias e implementar marcos estables para facilitar la adopción de energías renovables y crear una estructura de mercado que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de energía limpia y sustentable. 

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En las reuniones de Asamblea General de Asociados y Consejo Directivo celebradas el 15 de julio, Aldo Pessanha fue designado por unanimidad como presidente de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT).

Pessanha, quien cuenta con una destacada trayectoria en el sector de la distribución eléctrica, asumió la presidencia de ADELAT. Actualmente, es jefe de Estrategia y Planificación Regulatoria en Enel Brasil, donde también se desempeñó en el cargo de gerente de Regulación. Su nombramiento permitirá sumar una visión innovadora en la implementación de políticas regulatorias y estrategias de mercado.

Tiene formación en Ingeniería de Producción, con Maestría en Ingeniería: Sistemas, Apoyo a Decisiones y Logística, y un MBA en Gestión Empresarial en el Sector Eléctrico. Participó en las principales discusiones estratégicas del sector, en temas como el modelo de contratación de energía establecido en 2004, metodologías de revisión tarifaria, el modelo de costos operativos, las mejoras regulatorias para la implementación de los mecanismos de respuesta de la demanda y medición inteligente, la definición de las directrices para la prórroga de concesiones, entre otros.

El nuevo presidente expresó su agradecimiento por la confianza depositada y se comprometió a impulsar importantes proyectos para enfrentar los desafíos de la transición energética en la región.

«Es un honor ocupar este cargo desde el cual me esforzaré por contribuir en el conocimiento y la modernización del sector eléctrico, principalmente en los aspectos que atañen a la distribución de energía y ante los desafíos que son comunes en muchos de los países de nuestra región latinoamericana”, afirmó.

En función a lo consensuado en el Consejo Directivo de ADELAT los cargos quedaron conformados de la siguiente manera: presidente, Aldo Pessanha (Enel Brasil); vicepresidente, Horacio Nadra (Adeera); secretario, Luiz Felipe Falcone de Souza (EDP South America); y tesorero, Patricio Molina (Fenacopel).

Horacio Nadra, vicepresidente 1° de Adeera, asociada de ADELAT, en la que se desempeña desde 2015 y en la que fungió como presidente, expresó su agradecimiento por la confianza otorgada para ocupar la vicepresidencia de la Asociación y se comprometió a impulsar destacadas iniciativas para abordar los desafíos de la transición energética en la región.

Nadra está graduado en Ingeniería Eléctrica y es especialista en Administración del Mercado Eléctrico; ingresó en 1995 en el programa de Jóvenes Profesionales de Schlumberger Wireline & Testing. En 1997 ingresó a EDET S.A., donde asumió como analista y jefe de Departamento del Mercado Eléctrico y Estudios Especiales, gerente comercial y gerente general.

Por su parte, el nuevo secretario, Luiz Felipe Falcone de Souza, es especialista en Derecho Económico y posee un MBA en Economía, es magíster en Ingeniería Económica y en Economía. Es director Regulatorio Global en EDP South America; consejero de ABRADEE, APINE y ABRATE; coordinador del Comité de Energía Eléctrica del Instituto Brasileño de Estudios del Derecho de Energía (IBDE) y del Comité Estratégico de Energía Eléctrica de la Asociación Brasileña de la Infraestructura y Industrias de Base (ABDIB).

Patricio Molina, actual tesorero, posee más de 25 años de experiencia en el Sector Eléctrico adquirida mediante funciones desarrolladas tanto en las empresas privadas (CGE, EMEC y CONAFE) como en los organismos públicos (SEC y CNE) de Chile. Desde enero de 2021 ocupa la Gerencia General de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (FENACOPEL).

Tendrán la posición de vocales Hilario Bistoletti (SECHEEP), Edgardo Volosin (Edenor), Fabiano Carvalho (Neonergia), Cristiano Logrado (Equatorial), Francisco Mualim (Chilquinta), Víctor Tavera (Enel Chile), Mónica Cataldo (Enel Colombia), Sergio Zambrano (Centrosur), Lissette Pinzón (Energuate), Tatiana Lozada (Enel Perú) y Walter Sciutto (Electrodunas).

Este equipo de líderes, con sus diversas experiencias y conocimientos, está preparado para llevar adelante una agenda ambiciosa que incluirá la promoción de energías renovables, la mejora de la infraestructura eléctrica y el fortalecimiento de la cooperación regional.

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Jinko Solar, reconocido fabricante chino de soluciones fotovoltaicas, fue una de las grandes empresas que acompañó el mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit, el cual reunió a más de 400 referentes de todo el sector renovable de la región. 

Durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Alberto Cuter, Vicepresidente para Italia y Latam de Jinko Solar analizó los mercados más pujantes de América Latina y reveló los ambiciosos objetivos que tiene la compañía para este año en la región.

“En Latinoamérica el mercado más interesante sigue siendo Brasil: tiene una matriz muy limpia a través de las hidroeléctricas y están desarrollando muchos proyectos de utility y de generación distribuida. El año pasado se instalaron 13 GW de generación lo cual lo posicionó como el quinto mercado más grande a nivel mundial”, explicó.

Y agregó: “En 2023 conectamos en el país 4GW y alcanzamos una cuota del mercado de entre el 22 y el 23%. De esa presencia, el segmento de utility representa el 50% y la Generación Distribuida el 20%. Este año la meta será más ambiciosa aún».

De acuerdo al ejecutivo, el segundo mercado más importante es Chile. Aunque reveló que el curtailment está afectando la generación sobre todo en el norte del país, se espera que entren 4 GW este año a nivel nacional.  Además, señaló que este problema se puede convertir en una ventana de oportunidad a través de la industria de las baterías.

A su vez, Cuter posicionó a Argentina en el tercer puesto de los países más atractivos para la firma, al ser una región con grandes oportunidades de crecimiento.

 “El mercado solar en Argentina también está creciendo mucho, se va a posicionar como el segundo o tercer mercado más grande de América Latina. Ya empiezan a llegar cotizaciones y este año esperamos vender entre 800 MW y 1GW en Argentina”, afirmó. 

Al ser consultado por México, el experto explicó que las renovables no repuntan en ese país por una cuestión política.

 “Si los que toman decisiones continúan enfocándose en las debilidades de las renovables y no en soluciones para subsanar esos vertimientos, esta industria no crecerá. México tiene una de las matrices energéticas más sucias de Latinoamérica pero tiene recursos increíbles, una ubicación geográfica excepcional y grandes oportunidades de negocio. Ojalá la situación se revierta “, auguró.

Por otro lado, a nivel global, el experto reconoció que han vuelto al puesto número de los fabricantes más grandes: han adicionado 78 GW a nivel mundial en 2023 y para este esperan vender entre 100 y 113 GW.

Almacenamiento e hidrógeno verde

Cuter advirtió que el almacenaje es una tecnología fundamental para la transición energética en el mundo. No obstante, para que sea costo efectiva se necesita de regulaciones que incentiven la actividad.

“Es claro que las renovables necesitan de almacenamiento. Actualmente, para que esta industria repunte la regulación deben incluir subsidios por parte de los gobiernos, de lo contrario, los números en este momento no cierran”, explicó. 

Y concluyó: “El Hidrógeno verde puede ser una oportunidad en Brasil, Chile y México por la industria, el transporte y también como forma de almacenamiento, solo es necesario que se sienten las bases a nivel regulatorio para atraer la inversión”.

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ZNShine, firma proveedora y fabricante de módulos solares con más de 30 años de experiencia en la industria, fue una de las grandes compañías que tuvieron participación activa en el mega evento Future Energy Summit (FES) México. 

Manuel Arredondo, country manager México de ZNShine, brindó una entrevista en donde analizó los mecanismos necesarios para el crecimiento de las energías renovables en el país y brindó sus expectativas de cara al nuevo gobierno que presidirá Claudia Sheinbaum. 

“Es importante identificar las áreas de oportunidad, porque hay mucha demanda, México es un lugar excelente para hacer nuevas inversiones. Por lo que sería interesante reactivar las Subastas de Largo Plazo (SLP), sobre todo si llegamos a un nivel tan bueno de costos, dado que USD 20 – 30 MWh son excelentes”, sostuvo. 

“También vale la pena incluir un premium que incluya la parte social, la regeneración de los ecosistemas. Es decir que si el costo de la energía está bajo, se puede generar una nueva licitación que incluya premiums que puedan mitigar el costo del impacto ambiental que tienen los proyectos”, añadió.

Cabe recordar que México llevó adelante tres Subastas de Largo Plazo entre noviembre de 2015 y el undécimo mes de 2017, donde se adjudicaron más de 6760 MW de capacidad en 89 proyectos de generación. 

Pero a pesar de alcanzar uno de los precios más bajos internacionalmente de aquel entonces (USD 20,57 MWh en la tercera SLP) y el que estaba previsto una cuarta subasta para el 2018, la misma fue suspendida en los primeros días del gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) y cancelada pocos meses después. 

Por lo que tras la llegada de Sheinbaum y su anuncio de avanzar con el “Segundo Piso de la Cuarta Transformación” y encarar la transición energética con un enfoque en la mitigación de gases de efecto invernadero, el sector renovable está expectante de que pudieran haber nuevas convocatorias. 

“Hay negocio e interés por la economía de México, por lo que el mercado de inversiones es interesante. Pero es importante identificar cuáles son los límites del sistema que permita nearshoring, cuáles son los límites para la reactivación de las subastas”, subrayó Arredondo. 

Black and Veatch, Domo Legal y ZNShine participarán del mega evento FES Chile

Por otro lado, el country manager México de ZNShine también se enfocó en la generación distribuida y cómo el país puede mantener un ritmo a la alza en la materia, principalmente mediante la implementación de mecanismos similares de otros países de Latinoamérica. 

“Se puede tomar como referencia el modelo de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que se utiliza en Chile, de un permiso intermedio, siempre y cuando se coordine bien con el trabajo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en transmisión y distribución”, sostuvo durante la entrevista en FES México. 

Cabe recordar que hoy en día los PMGD (hasta 9 MW de capacidad por proyecto) de Chile suman 3173 MW de potencia instalada, de los cuales 2889 MW operativos corresponden a parques de generación renovable.  

Mientras que en México la generación distribuida cuenta con 3361,69 MW instalados (731,91 MW se incorporaron durante el año 2023 – mayor adición de la historia) en  411,085 contratos en el mercado. 

Aunque es preciso mencionar que la GD en dicho país tiene un límite de 500 kW por central eléctrica, a pesar que hubo y se mantiene el interés por elevar el umbral a 1 MW de potencia o más mediante ajustes regulatorios y el fomento de la calidad de las instalaciones para asegurar un desarrollo robusto y sostenible del sector. 

Y si bien se esperaba una mayor actividad en el mercado en lo que va del año (lentitud ligada a precios y tipo de cambio principalmente), desde ZNShine confían en que mejorará en los próximos meses y ya poseen una mirada de largo plazo. 

“Esperábamos ventas entre 40 y 70 MW, pero el sector va más lento de lo previsto, es algo generalizado dentro del mercado e intentaremos cerrar el año de la mejor manera posible. Pero la estrategia a largo plazo es buscar mayor market-share de ZNShine”, declaró Arredondo.

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El proyecto nº 2308/2023, que crea el marco legal para el hidrógeno bajo en carbono de Brasil fue sancionado por el presidente Lula da Silva el viernes 2/08, junto al ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, en una ceremonia celebrada en Porto do Complejo Pecém, en Ceará. La ley trae una serie de iniciativas para desarrollar esta industria en Brasil. Entre ellos se encuentra el Régimen Especial de Incentivos a la Producción de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono (Rehidro). Los incentivos tendrán una vigencia de cinco años, a partir del 1 de enero de 2025.

El presidente Lula destacó el potencial energético de Brasil y que coloca al país a la vanguardia de la transición energética. “Cuando veo a esta gente hablar de hidrógeno verde, energía solar, energía eólica, biomasa, hidrógeno verde, sigo pensando: ¿qué país del mundo puede competir con Brasil? ¿Qué país del mundo es capaz de competir con nuestro país en este tema de transición energética?”, afirmó el presidente.

Alexandre Silveira destacó que el gobierno del Presidente Lula viene trabajando en el mayor conjunto de políticas energéticas de la historia de Brasil.

“Esta es una política pública más que fortalece al país como protagonista global de la transición energética justa e inclusiva. Hoy, usted, Presidente, hace realidad un proyecto histórico, que crea una nueva industria para Brasil, encendiendo la llama que revolucionará la matriz energética del planeta. Es desarrollo tecnológico e industrial en la cadena nacional de producción de hidrógeno”, afirmó el ministro en el evento.

Según Silveira, el proyecto de hidrógeno aún tiene un papel fundamental en la promoción de la cadena nacional de suministro de insumos y equipos y el desarrollo de la producción nacional de fertilizantes nitrogenados, reduciendo la dependencia externa y garantizando la seguridad alimentaria.

“Las plantas de hidrógeno fortalecerán el sector de los fertilizantes verdes y reducirán nuestra dependencia de las importaciones. El hidrógeno es esencial para producir amoníaco verde y fortalecer nuestra industria y agricultura nacional. Este conjunto de políticas públicas que estamos implementando nos entregará un Brasil más moderno y consolidará nuestro liderazgo en la transición energética. Y Ceará será uno de los grandes polos del hidrógeno verde, poniendo en práctica los 33 memorandos de entendimiento ya firmados”, destacó el ministro.

Reflejos

Otro destaque del marco legal es el Sistema Brasileño de Certificación de Hidrógeno (SBCH2), que establece la estructura, gobernanza y competencias, además de la certificación voluntaria, por intensidad de emisiones, con base en el análisis del ciclo de vida. El PL también presenta incentivos a la investigación, el desarrollo y la innovación para la producción de hidrógeno y las distintas rutas de producción con el fin de establecer la neutralidad tecnológica.

El PL también define a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) como regulador del hidrógeno y establece una intensidad límite de 7kgCO2eq/KgH2. Esto favorece el uso de fuentes bajas en emisiones de carbono, como la eólica, la fotovoltaica y el etanol.

Definir el marco jurídico-regulatorio del hidrógeno fue una de las prioridades del Plan Trienal 2023-2025 del Programa Nacional del Hidrógeno (PNH2). El proyecto sancionado este viernes cuenta con aportes resultantes de las discusiones realizadas por el Comité Directivo del Programa Nacional de Hidrógeno (Coges-PNH2), liderado por el MME, con amplia participación de la sociedad.

Escenario H2V en Brasil

Actualmente se han anunciado 57 Gigavatios (GW) en proyectos en el país, considerando todos los niveles de madurez. Estas iniciativas están siendo estudiadas en todo Brasil, con énfasis en los estados de Bahía, Ceará, Piauí, Pernambuco y Rio Grande do Norte.

Los proyectos de hidrógeno ya registrados en el MME, es decir, que se encuentran en etapas más avanzadas, suman R$ 212 mil millones en inversiones. La mayoría se encuentra en los estados de Ceará y Piauí.

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No hay dudas que los sistemas de almacenamiento son furor en los mercados más desarrollados como Estados Unidos y Europa al ser una solución sustentable que optimiza el despacho y transmisión de energía renovable intermitente.

Por el fenómeno del nearshoring, la creciente demanda de energía ante fenómenos climáticos como El Niño y los compromisos internacionales de descarbonización asumidos, estas tendencias están llegando a Centroamérica y el Caribe y se espera un repunte en los próximos años en la región.

En este contexto, ATA Insights organizó un evento en el que expertos del sector analizaron los beneficios que traen las baterías y enfatizaron en la necesidad de actualizar la regulación para promover este tipo de sistemas.

Uno de ellos fue Rafael Velazco, socio fundador de Raveza Associated & Services consultora en energía convencional y renovable, quien destacó: “Por los racionamientos de energía, los países como Panamá, Puerto Rico, Honduras y República Dominicana están prestando atención a estas tendencias y buscan incluir en sus regulaciones medidas que incentiven la energía solar y los sistemas de almacenamiento en la región”.

Para el experto, el almacenaje es una nueva ola que viene acompañar a proyectos renovables existentes y entrantes. Por ello, las leyes de los países latinoamericanos tienen que ser actualizadas para que las baterías puedan acompañar a la generación distribuida, movilidad eléctrica y proyectos utility scale. 

Y agregó: “Las baterías son fundamentales para brindar estabilidad a la red y además pueden ser remuneradas perfectamente en países centroamericanos. No obstante, estas nuevas regulaciones deberán realizarse a la medida de cada país. No hay un trazo universal porque la necesidad de los sistemas son distintos”.. 

A su turno, Walter Vargas, ejecutivo de inversiones de energía y agronegocios de FMO, banco de desarrollo holandés, coincidió en que “si bien aún hay mucho por hacer a nivel regulatorio en la región”, se vislumbran “grandes oportunidades” para el almacenamiento en Panamá, Ecuador y Puerto Rico. 

Debido a que el financiamiento actual de inversiones renovables (solares y eólicos) se reduce y se torna más competitivo, el financiamiento de proyectos de almacenamiento de energía es considerado atractivo para el FMO, generando oportunidades comerciales e impactos.

«BESS optimiza la energía limpia y mejora la estabilidad de la red eléctrica. Es un componente esencial hacia la transición energética hacia cero emisiones alineándose con el camino hacia los 1.5 grados centígrados, pensando en países emergentes especialmente”, enfatizó.

En efecto, Vargas reveló que financiaron parte de un proyecto de almacenamiento en El Salvador (Capella Solar de 100 MW) compuesto por dos plantas y un parque de baterías de 10 MW y que están analizando financiar otro proyecto en Dominicana. 

Por último, Federico Fernandez, CEO de Otepi, firma desarrolladora proyectos de autogeneración y eficiencia, advirtió que las baterías de litio son las más demandadas en el mercado centroamericano y que se está innovando de la mejor manera posible para que los componentes de las baterías tengan el menor impacto posible al medio ambiente.

De acuerdo al ejecutivo, el diseño de baterías es el más “retador” porque tiene que estar hecho a la medida teniendo en cuenta el consumo del cliente y las características de la red. 

Para llevar más claridad, el experto revisó ejemplos concretos de proyectos de almacenamiento comercial en funcionamiento para mostrar el retorno de inversión en distintos escenarios y cómo elegir el modelo que mejor se adapte a tus necesidades

“Para no invertir o sub-invertir en almacenamiento, hay que medir el perfil del consumo, entender cuál es la potencia que exige y medir cuántos kilovatios hora necesito acumular. También se debe analizar si la prioridad es ahorrar o brindar confiabilidad cuando se va la luz”, insistió.

Bajo este argumento, exploró cómo maximizar ahorros y mejorar la rentabilidad aprovechando las diferencias tarifarias entre las horas pico y las horas de menor demanda. 

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) de República Dominicana todavía tiene pendiente la publicación del nuevo reglamento de generación distribuida tras la consulta pública dada a fines del 2022. 

Si bien las expectativas estaban puestas en tener novedades entre febrero y marzo del corriente año, la realidad no fue así y desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) aún aguardan por una versión o un nuevo proceso que permita fortalecer y democratizar el sector energético nacional y promover la instalación de paneles solares en el país.

“Esperamos que la Superintendencia no saque un nuevo reglamento sin previas consulta con las partes interesada, porque ya transcurrió mucho tiempo desde 2022 y corresponde que haga una nueva vista pública donde dé a conocer la propuesta que incluya los comentarios o sugerencias”, sostuvo Marvin Fernández, presidente de ASOFER. 

“Nos reunimos con las autoridades pero estuvimos inmersos en el proceso electoral, por lo que no progresó el tema. De todos modos, con la reelección del oficialismo seguramente se reactivará la conversación para tener la directrices claras respecto hacia dónde va el sector y cómo seguir apoyando el crecimiento de las renovables”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Entre las propuestas presentadas por ASOFER se destacan que continúe el esquema de medición neta, que las distribuidoras reconozcan solo el 90% de la energía inyectada por usuarios con tarifas monómicas permaneciendo un 10 % para su beneficio y que los clientes puedan instalar la capacidad necesaria para cubrir todas sus necesidades de consumo con energía renovable, sin limitaciones impuestas por la potencia contratada.

Asimismo, se propone eliminar los obstáculos para la interconexión y reducir la cantidad de estudios requeridos, simplificando procesos administrativos y técnicos para la instalación de sistemas de generación distribuida en el país, a la que solicitaron más recursos para que las empresas distribuidoras puedan realizar sus trabajos de inspección a los proyectos que solicitan energía renovable en sus techos. 

“Es muy importante que no haya un cambio de regulación hacia facturación neta y se mantenga la medición neta, por la que las empresas distribuidoras ahorraron más de USD 10.000.000 en 2023 de compras de energía en el mercado spot, porque se evitó el despacho de unidades de generación más costosas”, subrayó Fernández. 

“Hay cerca de 3.000.000 de contratos activos y solo hay 16038 clientes dentro del programa de medición neta. Es decir que sólo el 0,53% de los clientes tienen paneles solares en República Dominicana, a pesar que hay 387 MW instalados. Por lo que se debe fomentar más esta iniciativa”, insistió.

En consecuencia, con la demora de la publicación del reglamento de GD se arrastran grandes pendientes regulatorios para contribuir a un despliegue acelerado de las renovables en redes de distribución. 

Y otro de los puntos en los que persisten desde la ASOFER es la eliminación del tope del 15% de penetración fotovoltaica permisible en cada uno de los circuitos de distribución dominicanos; incluso teniendo como base un estudio realizado por la Agencia Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) en el año 2020. 

El mismo concluyó que la mayoría de los circuitos que tienen los distribuidores urbanos (menores a 10 km de la subestación principal) era posible exceder el 50%, el 70% e inclusive soportaba el 150% de penetración; mientras que, los circuitos rurales (más kilómetros de trayecto) llegaban a soportar en el orden del 25% o 30%.

“Este límite del 15% se debe eliminar, porque no es un umbral real sino que es un valor copiado de otra regulación y que no obedece ningún criterio técnico. Por tanto planteamos que la Superintendencia de Electricidad haga un estudio de esta índole en las redes de distribución estatales y privadas; a fin de determinar el nivel admisible”, indicó el presidente de la Asociación. 

“Así como también abogamos porque se mantengan los incentivos a las energías renovables, a pesar de que este año se prevé una reforma fiscal en el país”, añadió aludiendo al Decreto 03-24 (publicado el 8 de enero 2024) que declara de alto interés nacional la promoción y desarrollo de proyectos eléctricos en el territorio dominicano.

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La Fundación Bariloche llevará adelante su 14° Curso Latinoamericano de Regulación de los Sistemas Energéticos del 23 de septiembre al 4 de octubre del corriente año, de forma presencial en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

Esta nueva capacitación de la Fundación Bariloche se desarrollará de forma intensiva de lunes a viernes a lo largo de dos semanas, con un esquema teórico – práctico de 6 horas diarias que busca enriquecer la formación de profesionales del sector respecto a principios regulatorios aplicables a los sistemas energéticos y su relación con la política y la planificación energética. 

“Tratamos de mantener la formación de profesionales que están en el sector público y privado, con quienes luego también mantenemos contacto para abordar diversos temas y movimientos de la industria energética. Por lo que nos detenemos en la cadena de la electricidad, con todas las fuentes de generación de energía disponibles y redes de transmisión y distribución, a la par de los desafíos y oportunidades que implica”, explicó Gonzalo Bravo, director del Departamento de Energía de Fundación Bariloche. 

“Por ejemplo, se abarca desde la propia generación de energía, su inyección en el sistema para llegar a los usuarios finales, así como también las compras conjuntas de los Grandes Usuarios, el pago de los peajes y hasta la figura del comercializador, que es un eslabón más que puede haber para buscar mejores precios”, agregó en conversación con Energía Estratégica.  

A fin de alcanzar una máxima flexibilidad, las sesiones se dividen en módulos para debatir sobre el uso de los principios regulatorios aplicables a los diferentes mercados, componentes de las cadenas productivas energéticas y su comparación con los marcos regulatorios instaurados por las reformas del sector en América Latina.

Módulo 1: Dimensiones de la regulación.
Módulo 2: Economía de la regulación.
Módulo 3: Regulación de productos y redes (electricidad).
Módulo 4: Regulación y descentralización.
Módulo 5: Cambio climático y energía.
Módulo 6: Estudios de casos.

Además, cada módulo se complementará con debate de casos, experiencias, información y análisis de la temática, a partir de las inquietudes o solicitudes que presenten los participantes. 

Cabe recordar que esta propuesta reunió, a lo largo de trece ediciones anteriores, a profesionales de toda Latinoamérica y Caribe que buscan una visión comprensiva de la evolución de la regulación energética; sumado a que la Fundación Bariloche tiene una tradición en capacitación que comenzó en el año 1969 con el emblemático Curso Latinoamericano de Posgrado en Energía y Política Energético Ambiental (hasta 2001) y con continuidad mediante la Especialización y Maestría en Economía y Planificación Energética y Ambiental”.

Por tanto, el 14° Curso Latinoamericano de Regulación de los Sistemas Energéticos aportará una mirada crítica en la materia y contará desde una introducción de contexto hasta la profundización en la regulación de los países de la región, conforme a la participación de las personas inscriptas. 

“Se mezcla lo legal, económico y técnico. Se explican las reglas de juego, premios, castigos e incentivos del sector junto a características descriptivas, como por ejemplo la forma en la que se despachan las energías renovables, rol creciente de recursos energéticos distribuidos, y desafíos planteados por los requerimientos de almacenamiento”, complementó Bravo. 

“También nos detenemos en los costos, las economías de escala y las distintas tipologías de costos para reflexionar sobre las diferencias de poder y rentabilidad obtenidas en los diversos eslabones de la cadena”, añadió con respecto al análisis de la naturaleza de las funciones de costos propias de las actividades energéticas y de los factores que inciden sobre la eficiencia estructural de las cadenas productivas del sector.

Todas las personas interesadas en obtener más información sobre este tipo de ofertas para el mercado, podrán acceder a la web oficial de Fundación Bariloche y conocer más detalles de esta propuesta académica para el sector energético de Latinoamérica. 

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

En este contexto, la Sociedad Ecuatoriana de Energía Verde (SEEV) busca obtener personalidad jurídica este año y consolidarse un actor clave en la difusión y promoción de estas prácticas en el país.

En conversaciones con Energía Estratégica, Johanna Sánchez, presidenta de la entidad comparte su visión sobre la coyuntura eléctrica de la región y señala propuestas para el avance del sector en el país sudamericano.

“Por el fenómeno de El Niño, tuvimos cortes de luz bastante prolongados. Si el gobierno impulsa políticas para desarrollar energías renovables sería mucho más atractivo para los inversores montar estos proyectos”, explica.

En este sentido, hace hincapié en la necesidad de mayor estabilidad en el marco regulatorio y político para brindar seguridad jurídica a los inversionistas y promover un entorno propicio para el desarrollo de proyectos.

Según la experta, una medida fundamental es robustecer la infraestructura de transmisión para integrar de manera eficiente la energía renovable en la red eléctrica nacional. 

“Muchas empresas generan su propia electricidad y no pueden conectarla al Sistema Eléctrico Nacional por falta de infraestructura. Se debería continuar buscando soluciones a estas limitaciones e invertir en redes eléctricas para suplir la demanda energética. Sin transmisión, no hay transición”, asegura.

Además, propone la reducción de impuestos en la importación de equipos para el desarrollo de tecnologías no convencionales con el fin de apoyar la producción local de esas tecnologías a escala industrial.  

“También sería bueno otorgar incentivos a los productores de energías limpias, biocombustibles e hidrógeno verde y sus derivados para impulsar la actividad. A su vez, estimar un costo en el que el gobierno podría comprar el hidrógeno podría volverlo más competitivo”, añade.

También sugiere crear programas para el aprovechamiento de biomasa para producir energía en diferentes sectores económicos.

Por otro lado, la experta sugiere impulsar aún más la generación distribuida no solo en las grandes ciudades y en Galápagos, sino también en otras geografías con déficit energéticos.

En síntesis, Sanchez explica que el objetivo principal de SEEV es identificar estas medidas necesarias para impulsar las energías renovables y acercarlas a la esfera política para que las regulen. 

“Ecuador necesita construir estas políticas en conjunto para lograr sus objetivos sostenibles. Queremos colaborar en conjunto con la Academia y el sector privado y público para diversificar la matriz y crecer como país”, concluye.

Cabe destacar que desde diciembre del 2023, Sociedad Ecuatoriana de Energía Verde avanza en las gestiones para obtener la vida jurídica. En este momento, están a la espera de las observaciones del Ministerio de Ambiente para consolidar la sociedad y esperan lograrlo este año.

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Muchos países de Latinoamérica se encuentran en la carrera regional del hidrógeno y buscan posicionarse como uno de los territorios que produzcan este energético a precios competitivos de cara a un mercado que cada vez toma mayor lugar en el mundo.

En línea con estos objetivos, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó para participación ciudadana el proyecto de decreto «Por el cual se adiciona el Decreto 1073 de 2015, con el fin de establecer lineamientos de política pública para la gestión, promoción y gobernanza del Hidrógeno y/o sus derivados y otras disposiciones«, con el objeto de recibir observaciones y comentarios.

Tal como publicó la entidad gubernamental a través de su sitio web, las observaciones, comentarios y propuestas al referido proyecto de resolución deberán realizarse por medio del siguiente foro o  diligenciando el formulario para recepción de comentarios, el cual se debe enviar conservando el formato editable al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co, hasta el día jueves 15 de agosto de 2024.

Memoria_Justificativa_decreto_hidrógeno_para_comentarios

En este marco, Juan Zapata Mina, doctor en Ingeniería y asesor de hidrógeno en el Ministerio de Minas y Energía, señaló: «Me enorgullece compartir que desde el Ministerio hemos presentado una propuesta de decreto que busca modernizar el marco regulatorio del sector energético en Colombia, impulsando proyectos de hidrógeno y promoviendo una transición energética justa».

Y agregó: «Esta iniciativa incluye la creación de un comité interinstitucional para la gobernanza de toda la cadena de valor del hidrógeno, así como la certificación de origen del hidrógeno para asegurar a los consumidores información precisa y transparente. Además, se contempla un sistema de información para el seguimiento y difusión de los proyectos de hidrógeno en desarrollo en el país».

De acuerdo al documento de Memoria Justificativa, las garantías de origen y los certificados son aspectos fundamentales en la naciente regulación del sector del hidrógeno, ya que es imprescindible contar con mecanismos que aseguren la trazabilidad y la reducción de emisiones que este vector puede alcanzar.

Y precisó: «Asimismo, las metodologías para la contabilización de emisiones de GEI derivadas de la producción de hidrógeno están siendo desarrolladas y consensuadas a nivel internacional. Por ello, la emisión de este decreto con lineamientos generales sobre la adopción de un esquema de certificación de origen del hidrógeno debe estar en concordancia y ser compatible con los mercados internacionales. Actualmente, no existe un estándar internacional definido, siendo el europeo el más avanzado».

Según Zapata Mina, el proyecto también establece medidas para definir esquemas tarifarios para proyectos electrointensivos y de hidrógeno de bajas emisiones. De esta forma, ratifica que la inclusión de estos lineamientos en el decreto único reglamentario del sector Minas y Energía representa un avance significativo hacia la consolidación del hidrógeno como una pieza clave en la adopción de energías alternativas.

Cabe destacar que según la Asociación de Hidrógeno de Colombia, el país cuenta con una cartera de proyectos que incluye 28 iniciativas en desarrollo. Al ser plantas grandes de aproximadamente 5 GW, la mayoría entrarán después del 2035. Dentro de ese portafolio, existen en desarrollo 15 GW de electrólisis y una planta de hidrógeno azul de 190 kilotoneladas.

Teniendo en cuenta todo ese potencial de crecimiento, un marco regulatorio claro y preciso resulta fundamental cumplir con las metas establecidas para 2030 y situar al país como un actor clave en la producción y utilización del hidrógeno verde a nivel mundial.

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Como parte de un plan integral para impulsar tecnologías claves en el marco de la Transición Energética Justa, la UPME anunció este miércoles un paquete de medidas para impulsar el desarrollo de proyectos estratégicos de energía eólica costa afuera.

 La hoja de ruta trazada por el ente planeador incluye 3 medidas que inician con la estructuración de estudios para la identificación de herramientas metodológicas que permitan la armonización de las señales de expansión, tanto a nivel de la transmisión como de la generación de energía eléctrica.

Una segunda medida está relacionada con la articulación de los planes de corto, mediano y largo plazo, en particular el Plan Energético Nacional (PEN) con el Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión (PERGT), así como con los demás planes indicativos de la Unidad, lo cual permitirá una valoración adecuada de energéticos estratégicos de cara a beneficios ambientales, sociales, productivos y económicos.

Una tercera medida tiene que ver con la articulación interinstitucional para brindar seguridad jurídica a los desarrolladores que cuenten con un Permiso de Ocupación Temporal y estén interesados en conectarse a la red de transmisión, medida que permitirá optimizar los tiempos de acuerdo con las condiciones propias de estos proyectos.

 Finalmente, es preciso indicar que la UPME devela estas acciones con el fin de acelerar la transición energética justa mediante esfuerzos que mejoren la eficiencia en los procesos de aprobación y puesta en marcha de los proyectos que garanticen la seguridad, confiabilidad y resiliencia energética del país.

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DAS Solar, líder en tecnología N-type, celebra la ceremonia de certificación del «Laboratorio Testigo de TÜV Rheinland» en Zhejiang, China.

Con la tecnología N-type en su núcleo, DAS Solar ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de celdas TOPCon de gran área en tres ocasiones consecutivas en ocho meses. La celda logra una impresionante eficiencia de producción masiva de hasta 26.6% y un voltaje de circuito abierto de 742mV.

En SNEC 2024, la serie Diamond de módulos DBC lanzada por DAS Solar recibió amplio reconocimiento en la industria por su destacado rendimiento en términos de potencia, seguridad y estabilidad.

Además, DAS Solar y renombradas instituciones como la Universidad de Nueva Gales del Sur llevan a cabo cooperación entre la industria y la investigación bajo la estrategia de ‘un núcleo y tres ramas’. Basándose en la tecnología de celda TOPCon más avanzada y tres tecnologías de soporte (DBC, TSiP y SFOS), DAS Solar apunta a mejorar la eficiencia de la celda al 40%.

La compañía considera la capacidad de pruebas de laboratorio como la parte más crucial e invierte fuertemente en mejorar el entorno del laboratorio y la formación de talentos. El Dr. Dengyuan Song, CTO de DAS Solar, dice que después de que el laboratorio fotovoltaico de DAS Solar calificara como un Laboratorio CNAS, un Laboratorio TMP de TÜV SÜD y un Laboratorio CTF2 de TÜV Nord, la acreditación del Laboratorio Testigo de TÜV Rheinland demuestra aún más el reconocimiento global de la capacidad de pruebas de laboratorio de DAS Solar, el sistema de gestión, el entorno, el personal y el hardware, lo que indica el excelente control de calidad y la fortaleza en I+D.

En la ceremonia de certificación, Weichun Li, Jefe Global de Electrónica de Potencia y Gerente General de Productos Solares y Comerciales de TÜV Rheinland para Gran China, menciona que los mercados extranjeros tienen estándares y requisitos más exigentes para la seguridad, el rendimiento y la fiabilidad de los productos importados. Como instituto líder en inspección y certificación en la industria, TÜV Rheinland hará todo lo posible para evaluar los parámetros de rendimiento de los productos, asegurando la operación estable a lo largo de su ciclo de vida. En el futuro, TÜV Rheinland facilitará una buena reputación de DAS Solar en los mercados globales y mejorará la competitividad de la marca de la compañía.

Yong Liu, Presidente y CEO de DAS Solar, enfatiza que como una marca de primer nivel en la industria fotovoltaica, la compañía siempre pone la mejora de la calidad en primer lugar para proporcionar a los clientes el valor óptimo del producto.

“Hemos invertido un gran número de personal senior y equipo profesional en la construcción del laboratorio para pruebas rigurosas de productos que pueden asegurar el alto estándar y calidad de cada módulo. La cualificación del Laboratorio Testigo de TÜV Rheinland es un testimonio de nuestras capacidades de pruebas de laboratorio y gestión”, destaca el ejecutivo.

Y valora: “estoy convencido de que, a través de la cooperación y comunicación estrecha entre ambas partes, podremos mejorar aún más la capacidad de control de calidad, optimizar el ciclo de pruebas de productos y alcanzar los Objetivos de Doble Carbono”.

El laboratorio fotovoltaico de DAS Solar es uno de los laboratorios empresariales más avanzados de la industria, integrando I+D y control de calidad con equipos de prueba profesionales y completos, cubriendo docenas de pruebas que incluyen inspección de apariencia de módulos, determinación de potencia máxima, prueba de aislamiento, prueba de corriente de fuga húmeda, PID, granizo, LID, UV, congelación húmeda y prueba de calor húmedo.

Mirando hacia el futuro, DAS Solar continuará fortaleciendo la capacidad de pruebas de acuerdo con estrictos estándares, esforzándose por mejorar la competitividad de los módulos y proporcionar a los clientes productos confiables y mejores servicios.

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Con una emotiva ceremonia que reunió a familiares, amigos y autoridades regionales, se llevó a cabo esta semana, en el Salón del Liceo Industrial Bicentenario de Excelencia, Armando Quezada Acharán, la certificación de 74 trabajadores y trabajadores en distintos rubros; 18 de los cuales acreditaron exitosamente sus competencias como Instaladores de Sistemas Solares Fotovoltaicos.

En la instancia participó el Gobernador de Magallanes, Jorge Flies, representantes del Servicio Nacional de Capacitación y Empleo (SENCE), el Centro de Evaluación y Certificación de Competencias Laborales Ecerlab SpA, la Coordinadora Regional de ChileValora Marilyn Cárdenas, el seremi de Energía de Magallanes, Sergio Cuitiño; y sus pares de Trabajo y Previsión Social, Doris Sandoval; de Economía, Marlene España; y de Gobierno, Andro Mimica.

DOBLE RECONOCIMIENTO

Durante la ceremonia, el titular regional de Energía de Magallanes, Sergio Cuitiño, felicitó a los becados que lograron exitosamente superar las pruebas de conocimiento, lo cual según dijo, tiene un doble mérito que hoy se está reconociendo.

“Este esfuerzo conjunto entre ChileValora, SENCE y el Ministerio de Energía ha permitido reconocer, por una parte, el espíritu de superación -del cual ahora son testigos amigos y familiares- y, por otra, acreditar las competencias laborales de trabajadoras y trabajadores en un área clave del sector energético que crece día a día en Magallanes”, subrayó el seremi Cuitiño.

En este sentido Cuitiño, planteó que la energía solar en la región es una fuente renovable que tiene similar rendimiento al que se registra en otras partes del país, como lo es en Los Ríos y Los Lagos, por lo que su potencial de desarrollo es auspicioso y positivo, tal como se ha podido apreciar en hospitales, colegios, viveros, pymes y viviendas particulares de Magallanes.

“Estos ejemplos vienen a derribar el mito que se cernía sobre nuestra región sobre la imposibilidad de usar la energía solar”, sostuvo la autoridad.

En esta misma línea, Cuitiño precisó que la certificación de competencias laborales de los 18 nuevos Instaladores de Sistemas Solares Fotovoltaicos vendrá a reforzar el Sub-Sector Energías Renovables no Convencionales de cara a la transición energética que está experimentando el país y que, en la región, en pocos años, y gracias al despliegue de la industria del hidrógeno verde y sus derivados, serán altamente demandados, debiendo incluso seguir actualizando sus conocimientos.

 MÁS COMPETENCIAS LABORALES, MEJORES EMPLEOS

La autoridad regional del ramo agregó que “esta ceremonia refleja la perseverancia de los becados y becadas, de la voluntad de superarse y del compromiso del Gobierno del presidente Gabriel Boric con la creación y fortalecimiento de los instrumentos del Estado que aportan mejoras al empleo y con esto, a las diversas áreas productivas del país; ello, siempre de la mano de sus trabajadores y en virtuosa alianza con el sector privado”.

En tanto, el seremi de Gobierno, Andro Mimica, sostuvo: “Como país nos hemos comprometido a avanzar en tecnología y crecimiento sustentable, y el desarrollo de la industria del Hidrógeno Verde será clave para conseguir este objetivo. Entonces, el desafío de nuestra región al ser parte importante de este cambio es crecer con infraestructura, herramientas, pero también y extremadamente importante, con mano de obra especializada. Hoy con esta certificación, logramos generar mano de obra competente para que los habitantes de nuestra región también sean parte de este proceso productivo”.

CHILE VALORA A SUS TRABAJADORES

Por su parte, la coordinadora regional de ChileValora, Marilyn Cárdenas, señaló que “como servicio público dependiente del Ministerio del Trabajo y Previsión Social, es fundamental anticiparnos a los empleos del futuro y estar al tanto de las tendencias emergentes para tomar las medidas necesarias que garanticen el desarrollo de los nuevos oficios y ocupaciones que requiere la industria, como en este caso, que se identificaron las competencias necesarias para crear este perfil laboral de instalador de paneles fotovoltaicos o el trabajo que ChileValora ha realizado con los perfiles para trabajadores de plantas de hidrógeno verde y que están disponibles para quien quiera certificar su experiencia”.

Diploma en mano, Johanna Valverde, la primera mujer de la región y la segunda de Chile en obtener la certificación de competencias laborales como Instaladora de Sistemas Solares Fotovoltaicos se mostró orgullosa, feliz y agradecida por la oportunidad brindada para acreditar sus conocimientos.

“Estoy muy contenta por el objetivo que he alcanzado. Feliz de compartir este logro con mi familia, que es mi mayor motivación para seguir aprendiendo y mejorando en el trabajo. También quiero expresar mi agradecimiento a mis jefes de Celectric por haber confiaron en mí y a las autoridades de Energía, de SENCE y de ChileValora, por la oportunidad que me dieron de crecer y superarme”, contó emocionada Valverde al cerrar la ceremonia de certificación.

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La Empresa Mendocina de Energía (Emesa) asume la operación y mantenimiento de Nihuil IV, luego de la decisión del Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, de unificar los regímenes jurídicos del sistema hidroeléctrico Los Nihuiles.

El anunció estuvo a cargo de la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien viajó a San Rafael junto con el subsecretario de Energía y Mineria, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, y el presidente de Emesa, Pablo Magistocchi, para hacer la recepción formal de la operatoria.

El objetivo es iniciar un período ordenado de transición hasta relicitar la operación de todo el complejo Los Nihuiles, compuesto por Nihuil I, II, III y IV, como ordena la ley aprobada por la Legislatura en 2023.

“El Gobernador de la Provincia ha instruido al Ministerio de Energía y a la Subsecretaría de Energía para que esos bienes sean recibidos, inventariados y entregados en tenencia para su operación y mantenimiento a Emesa”, detalló la ministra.

“Emesa fue creada en el 2012, entró en funcionamiento en el 2013 y ha pasado por distintos gobiernos. Es un instrumento para la concreción de la política energética, y dentro de la política energética de esta provincia está el relicitar el complejo Nihuiles en conjunto por una razón de eficiencia en la operatividad y en la productividad”, aseguró Latorre.

“El objetivo es poder licitar el complejo en forma conjunta para que un operador privado pueda participar luego de una licitación pública y transparente y tomar la operación y el mantenimiento del complejo generador de energía hidroeléctrica más importante de la provincia”, cerró.

“Emesa se va a hacer cargo temporalmente de la operación y mantenimiento de la central”, explicó Magistocchi. “Esto es para que converjan los plazos de dos sistemas, el de Nihuil IV con el resto de los Nihuiles”, agregó.

La finalidad, amplió el presidente de Emesa, es que “la nueva concesión que se ha aprobado por ley tenga coherencia y todas las centrales y presas del sistema actual pasen a ser parte de la misma concesión. Se va a trabajar con el mismo personal, que tendrá una continuidad laboral”.

El plazo del Contrato de Operación y Mantenimiento de Nihuil IV se extinguió el 31 de julio del 2024 y no integra la concesión otorgada por la Provincia de Mendoza a la empresa Hidroeléctrica Los Nihuiles SA (Hinisa), por lo que estaba jurídicamente separada del resto del sistema.

Cabe recordar que, a fines de mayo de este año, el Gobierno de Mendoza puso en vigencia el período de transición de Los Nihuiles. La ministra Latorre hizo el anuncio luego de una ley aprobada por la Legislatura, que defiende la propiedad de las centrales por parte de la Provincia.

De esta forma, el plazo rige hasta el 31 de mayo de 2025, cuando se deberá licitar el Sistema de Centrales Hidroeléctricas de la Cuenca del Río Atuel. Con Nihuil IV operada por Emesa, se unifican todas centrales hidroeléctricas del complejo para su transición ordenada y eficaz.

Emesa, encargada de la ejecución de la política energética establecida por los órganos competentes del Estado provincial, cuenta con la capacidad y los recursos necesarios para asumir la operación y mantenimiento de la central hidroeléctrica Nihuil IV de manera eficiente y segura.

Según el decreto firmado por el Gobernador Alfredo Cornejo y la ministra Latorre, “el control de la operación y mantenimiento de Emesa tiene por fin que en dicho lapso de tiempo y en conjunto con las demás centrales hidroeléctricas de la cuenca del río Atuel, se adopten las medidas conducentes, entre ellas, a contar con las estructuras societarias correspondientes, para su traspaso al sector privado mediante procedimientos licitatorios competitivos y transparentes, conforme la manda establecida en el artículo 7° de la Ley 9486”.

De esta forma, se da por extinguido el contrato de construcción, operación y mantenimiento celebrado con la empresa Hidronihuil SA. El Ministerio de Energía y Ambiente tomará posesión de la central hidroeléctrica y registrará los bienes en el inventario de la Provincia, con auditoría incluida.

Sobre Los Nihuiles

El Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles está en San Rafael, sobre el río Atuel, y tiene una capacidad instalada aproximada de 290 MW, que representa 0,7% de la capacidad instalada de la Argentina.

Está conformado por tres represas, cuatro plantas generadoras de energía hidroeléctrica y un dique compensador. Cubre una longitud total de cerca de 40 kilómetros y una diferencia de altura aproximada de 460 metros. Hasta hoy, tres plantas generadoras tenían un régimen jurídico, y una cuarta planta, otro distinto.

Nihuil I está conformado por el embalse El Nihuil (1947) y la presa de cabecera del sistema. El desnivel generado se aprovecha en la central hidroeléctrica Nihuil I (75 MW) Ing. Juan Eugenio Maggi.
Nihuil II está conformado por la presa Aisol (1969), desde la que se alimenta la central hidroeléctrica Nihuil II (131,2 MW).
Nihuil III está conformado por la presa Tierras Blancas, construida en 1969 pero en servicio desde 1977, y la central hidroeléctrica Nihuil III (52 MW).

El sistema se completa con el embalse Valle Grande (1964), al que se agrega la central hidroeléctrica Nihuil IV (30 MW), que entra en operaciones en 1997. Desde 1990 a 2017, la generación anual promedio fue de 838 GWh, con un máximo de 1.250 GWh registrado en 2006 y un mínimo de 516 GWh, registrado en 20144.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) recibió 39 solicitudes de prioridad de despacho en la convocatoria del segundo trimestre 2024 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina. 

Los proyectos presentados solicitaron una potencia mínima a adjudicar de 1316,03 MW hasta un máximo de 2769,86 MW; pero si se tiene en cuenta toda la capacidad a instalar por las centrales, la cifra se eleva hasta 3410,33 MW. 

Ello se debe a que algunos parques ya poseen un porcentaje de su potencia con prioridad de despacho en otras convocatorias de esta índole, en tanto que otros podrían volver a presentarse en futuros llamados del MATER para tratar de lograr la adjudicación de la capacidad remanente.

Los proyectos fotovoltaicos nuevamente predominan con 26 solicitudes que totalizan 1527,86 MW de potencia máxima pedida para adjudicar (mínimo de 607,83 MW), por sobre los parques eólicos que ocuparon las 13 peticiones restantes, con un mínimo requerido de 708,2 MW hasta 1242 MW de prioridad de despacho. 

Además, dos empresas incluyeron inversiones en la expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional: Genneia para la planta solar Los Molles (89,5 MW de capacidad), y ABO Energy hizo lo propio en el parque eólico Energía Pura (147 MW). 

La particularidad de este último emprendimiento mencionado es que ABO Energy presentó el mismo proyecto por duplicado, con la diferencia de que una de sus solicitudes contempla la ampliación del transporte eléctrico por 300 MW. Por lo que si la obra resulta ganadora, tendrá 300 MW a disposición, de los cuales 147 MW los ocuparía inmediatamente y podrían rellenar el resto en el futuro.

De la totalidad de las solicitudes, 31 participan en el MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) por hasta 2112,66 MW. Mientras que en el mecanismo de asignación Referencial A (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación) se presentaron 37 iniciativas por un máximo de 2644,03 MW, considerando que varias de ellas competirán en ambos procesos.

Aunque cabe recordar que CAMMESA determinó que el MATER Pleno posee disponibilidad de hasta 280 MW para exportar la zona integrada por Misiones, Noreste Argentino y el Litoral; pero el mecanismo Ref. “A” tendrá desde 1254 MW hasta 1754 MW, de acuerdo a la tecnología presentada en cada corredor.

Exportación Comahue: 478 MW más 200 MW adicionales si éstos se tratan de plantas solares
Exportación Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 101 MW + 200 MW si corresponde a proyectos solares
Exportación Centro – Cuyo – Noroeste Argentino: 200 MW más 100 MW si es tipo eólico
Misiones – NEA – Litoral: 475 MW

Dicha información mencionada es bajo la limitación 6 [MW] del Anexo 3.2 de CAMMESA, es decir que el resto limitaciones y puntos de interconexión sí contarán con más capacidad de transporte adjudicable, la mayoría en 132 kV. 

¿Cómo sigue el proceso?

El miércoles 14 de agosto, CAMMESA informará los proyectos que requieran desempate (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), que se realizará el martes 20 de dicho mes; mientras que la asignación de la prioridad de despacho se dará a conocer el viernes 23/8. 

MATER T2-2024 – Solicitudes de Prioridad Presentadas.xlsx – MATER T2-2024

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Por tercer año consecutivo, Future Energy Summit (FES) congregará en Chile a cientos de referentes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

El mega evento se desarrollará 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 llenas de oportunidades de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales para la industria renovable. 

A medida que se acerca la fecha, más entidades confirman su asistencia a la cumbre ya cuenta con entradas Early Bird a la venta (hasta el 2 de septiembre). A tal punto que Black and Veatch, Domo Legal y ZNShine disertarán sobre las posibilidades de crecimiento y el avance de la energía solar, el hidrógeno verde y el almacenamiento en la región. 

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Black and Veatch es una empresa con más de un siglo de trayectoria a nivel global con más de 460 GW de proyectos desarrollados en todo el mundo, de los cuales más de 49 GW son fotovoltaicos y 56 GW a proyectos de energía eólica. 

La compañía expondrá en FES Chile a través de su gerenta de Desarrollo de Negocios, Angela Castillo, quien aportará su mirada sobre el hidrógeno verde como nuevo aliado para el sector renovable chileno. 

Por lo que será una voz autorizada en la materia, dado que Black & Veatch se comprometió como EPC al desarrollo de alrededor de 365 MW de capacidad para la electrólisis, liderando así tres  proyectos de H2V que duplicarán la capacidad instalada global en la materia. 

Por el lado de Domo Legal, consultora especializada en temas regulatorios especialmente del sector eléctrico, formará parte del panel debate denominado “Oportunidades para crecimiento del Almacenamiento en el Cono Sur”. 

Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la consultora Domo Legal, será quien analice la actualidad y perspectivas para una tecnología que va a la alza en Chile, considerando que tuvo incentivos en la licitación de suministro 2023/01 y que ya hay más de 1500 MW de baterías declaradas en construcción en el país. 

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Además, este año se aprobó el nuevo reglamento de transferencias de potencia, que aplica  aplicación de la tabla del reconocimiento de potencia inicial hacia los sistemas de almacenamiento de energía (SAE) y de la componente de almacenamiento de centrales renovables con capacidad de almacenamiento (CRCA). Sumado a que recientemente el gobierno adjudicó más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales. 

Mientras que ZNShine, firma proveedora y fabricante de módulos solares con más de 30 años de experiencia en la industria, se sumará al panel de debate en el que se analizarán los nuevos desafíos y desarrollos del sector fotovoltaico en el Cono Sur. 

Marisol Neira, directora de Cuentas Clave para América Latina de ZNShine, volverá a decir presente en un mega evento de Future Energy Summit tras las cumbres de Argentina y República Dominicana, donde vaticinó que la compañía posee más de 160 MW en ofertas abiertas, a la par que se esfuerza por asesorar a cada cliente según sus necesidades específicas y califica los módulos topcon de hasta 700W para utility scale y hasta 580W en generación distribuida como los más demandados.

Por lo que FES Chile nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable del Cono Sur. Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir a este mega evento!

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Durante la Guardia de Honor que llevó adelante en homenaje al General Lázaro Cárdenas del Río en el marco del 86 aniversario de la expropiación de la industria petrolera, la Presidenta Electa de México, Claudia Sheinbaum encabezó una conferencia de prensa en la que tocó diversos ejes, uno de ellos, el rumbo en el que dirigirá la política energética del país.

Al ser consultada sobre el futuro de la estatal Petróleos Mexicanos (PEMEX) y de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Sheinbaum destacó que están trabajando codo a codo con futura la secretaria de energía Luz Elena González para garantizar el suministro confiable de energía a los mexicanos.

«En el caso de PEMEX, estamos trabajando en su balance financiero, en la importancia de mantener la producción a un cierto nivel y evaluando si es necesario reforzar la refinación. Estamos trabajando en nuevas áreas de oportunidad y de desarrollo para Pemex que son importantes; como por ejemplo, el análisis de la industria petroquímica que le dará a Pemex ingresos adicionales a la producción y refinación de petróleo y venta de gasolinas y diésel», anticipó.

Y agregó: «E incluso la posibilidad que PEMEX incursione, por ejemplo, junto con Litio MX en la minería de litio, donde ya petroleras de otros países están incursionando y que le daría a Petróleos Mexicanos también una posibilidad de extracción y desarrollo y ganancias distintas a las del petróleo y gas natural únicamente. Estamos trabajando en ello y en fortalecer las finanzas de Pemex con este plan a largo plazo».

Por otro lado, Sheinbaum señaló que CFE ha encontrado una manera de financiamiento que le está permitiendo construir más de 9 mil MW los cuales les tocará inaugurar durante su gestión.

«Con el Presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) fuimos a tres plantas (generadoras de energía) en el norte de la República: Mexicali, San Luis Río Colorado y Puerto Peñasco (solar). Pero hay otras plantas de ciclo combinado que está haciendo CFE con un financiamiento propio, la propia comisión encontró un mecanismo de financiamiento sin generar grandes endeudamientos», afirmó.

Según la mandataria, el objetivo  de la CFE es apoyar la transición energética, al fortalecer aun más las fuentes renovables de energía partir de distintos mecanismos.

No obstante, recalcó: “Que quede muy claro, como ya lo planteé en la campaña electoral, el objetivo es mantener el 54% de generación en manos del Estado Mexicano y 46% en manos del sector privado y para ello hay una reforma, una de las 20 reformas que envió AMLO al Congreso de la Unión para que le permita a la Comisión Federal de Electricidad generar esta cantidad de energía eléctrica. Que hoy por la reforma del 2013 de Peña Nieto, la CFE tiene muchas limitaciones».

Cabe destacar que Sheinbaum se refiere a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) de AMLO la cual fue muy criticada por la oposición y representantes del sector energético al ser considerada responsable de provocar incertidumbre jurídica, limitar las inversiones, priorizar a CFE por encima de las empresas privadas e ir en contra de los tratados T-MEC que mantiene México con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos.

Esta iniciativa busca transferir las obligaciones y facultades de los reguladores del sector, que son la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), a la Secretaría de Energía. También, propone limitar el poder del CENACE y que este pase a formar parte de la CFE.

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La Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) de Puerto Rico identifica retrasos en el Plan Integrado de Recursos (PIR) y los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés), que generan incertidumbre a los inversionistas sobre el porvenir del sector energético local.

En conversación con Energía Estratégica, el director ejecutivo de APER, Julián Herencia, expresó su preocupación por las dilaciones y exhortó a brindar mayor claridad sobre las metas de energías renovables en el archipiélago.

Al respecto, señaló que el PIR que continúa vigente no integra la meta del 100% de energía renovable de manera concreta. El director ejecutivo de APER enfatizó que, aunque se han mencionado porcentajes a nivel de política pública y legislación, esta meta no está articulada en el plan.

«Es importante que se defina qué significa 100% energía renovable», subrayó Julián Herencia, destacando la necesidad de una definición clara y realista que contemple una flota mínima de centrales de base como aquellas con fuentes de combustibles fósiles, para asegurar la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico.

A corto plazo, reconoció que probablemente haya una sustitución o modernización de la generación actual de combustibles fósiles por tecnologías más eficientes y menos contaminantes, como el gas natural, biocombustibles y potencialmente el hidrógeno verde. La pregunta que ubicó como clave en este debate sobre el futuro del sector es: «cómo vamos a ir evolucionando y en qué cantidades vamos a ir evolucionando hasta lograr la meta de largo plazo».

Según el referente empresario, además de las demoras en la elaboración del nuevo plan, «el proceso participativo tampoco ha sido el mejor» y considera que «un plan integrado de recursos tan importante en la coyuntura que nos encontramos en Puerto Rico» debería contar con foros de participación más amplios e incorporar los aprendizajes de los últimos años, incluyendo las conclusiones del informe del Departamento de Energía (DOE) conocido como el reporte del PR100.

El PIR no es lo único que se ha aplazado en el sector eléctrico, los primeros 3 tramos de RFP -que de hecho están motivados por el plan vigente- también caminan a un tiempo lento.

Comparando los procesos de los distintos tramos, señala que el tranche 2 -y por consecuencia el tranche 3- ha sido mucho más retrasado y desarticulado en comparación con el trache 1. «La administración del proceso de solicitaciones para el tranche 2 ha sido muy accidentado, donde han imperado obviamente retrasos de fechas y poca comunicación en cuanto a la reposición de esa fecha», afirmó Herencia.

Impacto político y futuro del sector

Julián Herencia, director ejecutivo de APER, reconoció que con las próximas elecciones locales y federales en Estados Unidos hay incertidumbre sobre cómo las políticas energéticas podrían cambiar. Sin embargo, consideró que todos los movimientos políticos en Puerto Rico están a favor de las energías renovables, aunque no está claro cuál será la penetración de estas energías en la futura matriz energética.

Por lo pronto, APER se está enfocando en asegurar que los proyectos del tramo 1 obtengan su financiamiento y comiencen su construcción. También están atentos al cierre de los tramos 2 y 3 para contribuir al avance de estos proyectos.

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En la República Dominicana, como en muchas otras partes del mundo, las empresas de generación de electricidad enfrentan riesgos significativos relacionados con la ciberseguridad tanto en sus Tecnologías de la Información (TI) como en las Tecnologías Operativas (TO). 

“Estos riesgos no sólo amenazan la estabilidad operativa de las empresas, sino también la seguridad nacional debido a la importancia crítica de la infraestructura eléctrica”, advirtió Elsa Encarnación, Directora de Ciberseguridad y Ciberdefensa del Ministerio de Defensa de República Dominicana. 

¿A qué delitos informáticos están expuestos los generadores que venden electricidad? La especialista amplió que los delitos informáticos pueden tipificarse de la siguiente manera: 

Los delitos contra la confidencialidad, integridad y disponibilidad de datos en las empresas de generación de electricidad en la República Dominicana comprometen tanto las Tecnologías de la Información (TI) como las Tecnologías Operativas(TO). Estos delitos abarcan acciones como el acceso ilegal a sistemas críticos y la interceptación de datos, afectando tanto a la infraestructura de TI, que incluye bases de datos y redes de comunicación, como a la de TO, que involucra sistemas de control y automatización. La protección de estos sistemas es fundamental para evitar manipulaciones no autorizadas y garantizar que los datos y recursos necesarios estén disponibles para operaciones legítimas, preservando así la seguridad y eficiencia de las operaciones críticas en el sector energético.
Los ataques a la infraestructura de red en las empresas de generación de electricidad representan una amenaza significativa debido a su potencial para manipular operaciones y robar datos sensibles. En el ámbito de TI, estas incursiones pueden comprometer redes empresariales, sistemas de gestión de datos y otras plataformas digitales esenciales para la operación diaria y la toma de decisiones estratégicas. Por el lado de TO, los ataques se centran en sistemas de control industrial y automatización que son críticos para el funcionamiento seguro y eficiente de las instalaciones de generación de energía. Estos ataques pueden tener como objetivo alterar el funcionamiento de los procesos operativos, lo que podría resultar en interrupciones del servicio o incluso desastres de mayor escala. Es por esto que, la seguridad integrada que proteja tanto TIcomo TOes crucial para mitigar estos riesgos, asegurando la continuidad y la fiabilidad de las operaciones energéticas.
Los sabotajes en forma de ataques de Denegación de Servicio (DoS) y ataques Distribuidos de Denegación de Servicio (DDoS) constituyen una amenaza severa para las empresas de generación de electricidad, afectando tanto las tecnologías de información (TI) como las operativas (TO). En el nivel de TI, estos ataques buscan sobrecargar los servidores y las redes con un volumen abrumador de tráfico malintencionado, lo que impide que los sistemas gestionen las operaciones normales y, por ende, interrumpe la prestación de servicios críticos. A nivel de TO, el sabotaje puede tomar formas más directas, como la alteración maliciosa de la configuración de los sistemas de control industrial que regulan los procesos físicos de generación y distribución de energía. Estas interferencias no solo pueden paralizar la producción de energía, sino también poner en riesgo la seguridad de las instalaciones y la integridad física del entorno. En ese sentido, para prevenir tales ataques se requiere de una estrategia de seguridad cibernética robusta que combine protección digital avanzada con controles físicos estrictos, asegurando la resiliencia de los sistemas críticos frente a intentos de sabotaje.
Phishing y otras estafas de ingeniería social, dirigidas a colaboradores para obtener acceso a redes corporativas, estos métodos explotan la confianza y la falta de conocimiento, induciéndoles a revelar información sensible o realizar acciones que comprometan la seguridad interna. Por lo tanto, para contrarrestar estos ataques, es imprescindible implementar soluciones de ciberseguridad robustas, como sistemas anti-phishing, y desarrollar programas exhaustivos de capacitación que refuercen la concienciación sobre los riesgos y mejoren las capacidades de detección y respuesta de los empleados ante intentos de manipulación.
Las intrusiones en los Sistemas de Control Industrial (SCI) representan una de las amenazas más graves para las empresas de generación de electricidad, debido a su potencial para comprometer operaciones críticas y la seguridad general de las instalaciones. Estos sistemas, que incluyen SCADA, PLCs y otros dispositivos de automatización, son esenciales para el monitoreo y control de procesos industriales complejos y su interrupción puede tener consecuencias catastróficas. Cuando los ciberdelincuentes logran infiltrarse en estos sistemas, pueden manipular operaciones desde el ajuste de parámetros de producción hasta el control de dispositivos operativos, lo que puede llevar a fallos de maquinaria, paradas no programadas, e incluso desastres ambientales. La alteración de los SCI también puede facilitar el robo de datos operativos y comerciales críticos.
La filtración de datos sensibles en la Dark Web relacionados con la infraestructura de generación eléctrica presenta riesgos significativos de seguridad y operacionales. Estos datos pueden incluir desde configuraciones de sistemas y planos hasta información de acceso a sistemas críticos y detalles personales y financieros. La disponibilidad de esta información facilita el espionaje industrial y el sabotaje, comprometiendo la integridad y la seguridad de las operaciones. Por lo tanto, para mitigar estos riesgos, es esencial que las empresas implementen medidas robustas de ciberseguridad, mejoren sus protocolos de detección de brechas de datos y fortalezcan sus políticas de manejo y protección de información confidencial.

En la actualidad, los riesgos tecnológicos asociados a la infraestructura de generación eléctrica, como las filtraciones de datos sensibles y los ataques a sistemas de control industrial, están siendo abordados a través de normativas internacionales y esfuerzos regulatorios locales. 

Citando un ejemplo, la Directora de Ciberseguridad y Ciberdefensa del Centro de Comando, Control, Comunicaciones, Computadoras, Ciberseguridad e Inteligencia (C5i) de las Fuerzas Armadas, señaló que en América del Norte, el cumplimiento con el NERC CIP (Protección de Infraestructura Crítica de la Red Eléctrica) ayuda a proteger las redes eléctricas contra posibles amenazas de seguridad cibernética. Paralelamente, el estándar IEC 62443 indicó que proporciona un marco para asegurar los sistemas de control industrial utilizados en diversas formas de infraestructura crítica, incluyendo la energética. 

En la República Dominicana, la Superintendencia de Electricidad (SIE) está trabajando activamente en el desarrollo de un reglamento de ciberseguridad específico para el sector energético. Al respecto, Elsa Encarnación, observó: 

“Esta iniciativa busca adaptar y reforzar las mejores prácticas internacionales de seguridad para proteger la infraestructura vital del país contra ataques informáticos y otras vulnerabilidades cibernéticas”.

Recomendaciones para reforzar la seguridad 

Para mejorar la postura de ciberseguridad, la Directora de Ciberseguridad y Ciberdefensa del Centro de Comando, Control, Comunicaciones, Computadoras, Ciberseguridad e Inteligencia (C5i) de las Fuerzas Armadas, recomienda sin limitarse a:

Implementar medidas de seguridad robustas:

TI: Configurar firewalls de última generación y sistemas de prevención de intrusiones que sean capaces de identificar y bloquear amenazas avanzadas.
TO: Dado que los sistemas de TOsuelen ser críticos y no se actualizan con la misma frecuencia que los sistemas TI, es crucial implementar soluciones de seguridad específicas para TO, como gateways de seguridad industriales y firewalls especializados que pueden operar en entornos de producción.

Capacitación continua para colaboradores:

Desarrollar un programa de concientización en seguridad que incluya simulacros de phishing y formación sobre las últimas tácticas utilizadas por los ciberdelincuentes. Este programa debe ser específico para los riesgos asociados tanto en TIcomo en TO, reconociendo que las tácticas y remedios pueden variar significativamente entre estos entornos.

Evaluaciones de seguridad regulares:

TI: Implementar un calendario de auditorías y pruebas de penetración, cumpliendo con las regulaciones como las mencionadas del Centro Nacional de Ciberseguridad (CNCS) de la República Dominicana, para detectar proactivamente las vulnerabilidades en aplicaciones y redes. 
TO: En el ámbito de TO, adaptar las pruebas de penetración para considerar las particularidades de los sistemas de control industrial y automatización, asegurando que estas pruebas no interrumpan los procesos industriales. Además, considerar realizar evaluaciones de seguridad física específicas para las instalaciones de TO.

Seguridad física y lógica:

TI: Asegurar los datos y los sistemas mediante autenticación multifactorial, cifrado y gestión segura de identidades y accesos. En ese mismo tenor, implementar políticas de seguridad que limiten el acceso a información crítica solamente a usuarios autorizados. 
TO: Reforzar la seguridad física de las instalaciones de TO, como plantas de producción o centros de datos, utilizando sistemas de control de acceso, videovigilancia y monitoreo ambiental. Ya que, para proteger contra el acceso físico no autorizado que podría permitir manipulaciones físicas o lógicas, esto es sumamente esencial.

Planes de respuesta ante incidentes:

Desarrollar y mantener planes de respuesta ante incidentes que incluyan procedimientos específicos para manejar incidentes en sistemas TIy TO. Esto debe incluir la colaboración con autoridades locales y expertos en ciberseguridad para una gestión efectiva de crisis. En ese mismo orden de ideas, se deben realizar simulacros de respuesta a incidentes regularmente para evaluar la preparación tanto del personal TIcomo de TO

Implementar Políticas de Ciberseguridad para TIy TO

Para fortalecer la ciberseguridad en entornos de Tecnologías de la Información (TI) y Tecnologías Operativass (TO), es esencial implementar políticas de ciberseguridad integradas. Esto incluye realizar evaluaciones de riesgo conjuntas, desarrollar directrices que se adapten tanto a las necesidades universales como a las específicas de cada dominio, y asegurar el cumplimiento a través de capacitaciones continuas y auditorías regulares. Estas políticas deben abordar desde la seguridad en la nube y la protección de datos en TI, hasta la gestión de sistemas de control industrial y la segregación de redes en TO, garantizando así una defensa robusta y coherente a lo largo de toda la organización.

Protocolos a seguir en caso de un ataque informático en República Dominicana 

De acuerdo con Elsa Encarnación, los pasos a seguir incluyen:

• Para gestionar incidentes de manera efectiva, es crucial activar el plan de respuesta a incidentes, empleando los playbooks correspondientes (conjuntos detallados de procedimientos) diseñados específicamente para cada tipo de incidente clasificado. Estos procedimientos deben estar alineados con los estándares internacionales de ciberseguridad reconocidos en el sector energético, como el NERC CIP en América del Norte y el estándar IEC 62443, garantizando así una respuesta coherente y eficaz acorde a las mejores prácticas globales en el sector industrial, dentro del cual está el sector energético.
• Notificar a todas las partes afectadas por el ciberataque, siguiendo las directrices establecidas en el plan de comunicación ante crisis. Esta notificación debe ser oportuna y precisa para gestionar eficazmente la situación y minimizar el impacto del incidente.
• Notificar al Centro Nacional de Ciberseguridad (CNCS) sobre el ciberataque tal como lo establece la medida que está contenida en el decreto 685-22, emitido por el Poder Ejecutivo (esto es en el caso de República Dominicana y está sujeto a variación dependiendo de la legislación de cada país).

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En el medio de una fuerte crisis energética en el Caribe, la empresa de energía Air-e tuvo que suspender el suministro eléctrico de población vulnerable en los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira (Colombia) por falta de pago ante significativos incrementos en la tarifa de luz.

En este marco, a pesar de que la millonaria deuda persiste Air-e se comprometió a frenar los racionamientos de energía y están trabajando junto al sector público en alternativas para garantizar el suministro.

Durante un encuentro encabezado por el Ministro de Minas y Energía de Colombia, Andrés Camacho, con el Gobernador del Atlántico, Eduardo Verano de la Rosa, 23 alcaldes de este departamento, representantes de la empresa de energía Air-e y otros stakeholders del sector, discutieron la construcción de un acuerdo para lograr tarifas justas en el Caribe.

Tras la cita, Camacho anunció: “Hemos construido una ruta de trabajo partiendo de un acuerdo y consenso que venían construyendo los alcaldes, la gobernación y las empresas en la región del atlántico”. 

Y agregó: “Esta ruta contempla soluciones inmediatas para evitar que se sigan produciendo cortes de energía en las regiones más vulnerables del Atlántico. Unas medidas que permiten también avanzar en la visión de transición energética que tenemos desde el gobierno”.

Según el ministro, estas alternativas urgentes incluyen la implementación de comunidades energéticas, techos solares, municipios energéticos y medidas estructurales y regulatorias para reducir las tarifas de energía.

En línea con estos objetivos, Camacho anunció la creación de una Comisión, que consiste en una mesa técnica de energía en el Atlántico. Esta tendrá un seguimiento mensual y contará con la participación de todos los actores involucrados: Superintendencia de Servicios Públicos, Air-e, alcaldes, Gobernación y Ministerio de Minas y Energías, entre otros 

“Convocamos a las generadoras de energía eléctrica a una sesión en donde logremos acuerdos para que ellas también hagan parte de este paquete de soluciones. Así que avanzamos con éxito en esta ruta para darle alternativas y soluciones para beneficiar a los usuarios del Caribe, especialmente a los sectores más vulnerables que hoy por hoy viven esta crisis tarifaria”, concluyó.

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En Puerto Rico, el almacenamiento de energía a través de baterías ha emergido como una solución frente a los desafíos energéticos que enfrenta el archipiélago. Las condiciones atmosféricas adversas y los problemas constantes con la red eléctrica, incluyendo cortes y fluctuaciones de voltaje, han impulsado a muchos usuarios a buscar alternativas más confiables.

Gabriel Pérez Sepúlveda, director ejecutivo de SolRenew, enfatizó: “Definitivamente, en Puerto Rico las baterías llegaron para quedarse”.

Las opciones de financiamiento han facilitado el acceso a las baterías para muchos consumidores. Empresas como Sunrun, Sunnova y Sunrise ya ofrecen alternativas para el mercado puertorriqueño en la que añaden la batería en el financiamiento de un PPA. Esto no sería todo, aquellos que prefieren no optar por financiamiento pueden recurrir a los incentivos del Community and Development Block Grant for Disaster Recovery (CDBG-DR), que proporcionan fondos significativos para la inversión en sistemas de energía solar con baterías.

De allí que el crecimiento en la capacidad de baterías haya sido significativo en los últimos años, superando ya el 1 GW instalado. El director ejecutivo de SolRenew destacó que este aumento ha sido particularmente notable en el sector residencial, mientras que el comercial aún estaría en una fase de adopción. “En Puerto Rico, alrededor del 90% o 95% de los negocios críticos cuentan con un generador hace años (…) Sin embargo, estamos viendo un creciente interés económico en reducir el consumo de estos generadores mediante la incorporación de baterías o la creación de microrredes”, advirtió.

En el segmento de generación distribuida un factor adicional a considerar será el futuro de la medición neta en Puerto Rico. De prosperar las medidas que promueve la Junta de Supervisión y Administración Financiera de Puerto Rico (FOMB) para eliminar o devaluar la política de medición neta antes de 2030, los nuevos sistemas fotovoltaicos podrían recibir un impacto negativo, pero no así las baterías.

Desde la perspectiva de Gabriel Pérez Sepúlveda, un cambio en la política de medición neta no sería un obstáculo para la industria de las baterías.

“Si la medición neta se ve afectada, lo que probablemente ocurrirá es un aumento en el uso de baterías, y mucha gente podría optar por desconectarse de la red o utilizar las baterías durante las horas pico de consumo. Personalmente, tengo mi batería programada para utilizar un 25% o 30% durante la noche”, ejemplificó Pérez Sepúlveda.

Recomendaciones para el futuro del almacenamiento

Ángel Rivera, CEO de Nu Energy Consulting Group LLC y excomisionado Asociado del Negociado de Energía de Puerto Rico, se sumó a las recomendaciones para el futuro del almacenamiento y subrayó la importancia de incluir más alternativas para las baterías en el nuevo Plan Integrado de Recursos.

“Debemos maximizar el uso de almacenamiento dado que permitiría hacer time shifting de los recursos renovables, proveería mayor estabilidad ante la intermitencia de las fuentes renovables y podría ayudar en las subestaciones como reguladores de voltaje y frecuencia entre otros”, afirmó Rivera.

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Petrobras, la empresa petrolera brasileña semi-pública de propiedad mixta, continúa con su estrategia de transición energética en el país que le permita reducir la huella de carbono de los productos,  en consonancia con la visión del mercado en cuanto a generación de valor económico y la rentabilidad

Uno de los focos está orientado a la generación de energía renovable, principalmente eólica y solar onshore, pero también ya consideran a la eólica marina como una alternativa para el futuro, aunque para avanzar en ese campo, la compañía está a la espera de una normativa específica 

“Por ahora no hay Capital Expenditure (CAPEX) para la eólica offshore porque no hay un marco regulatorio establecido. Pero pensamos en zonas reservadas e inversiones, sobre todo mediante memorándums de entendimiento y alianzas con otras empresas en la materia”, señaló durante un evento Mauricio Tolmasquim, director de Transición Energética y Sostenibilidad de Petrobras. 

El sector energético de Brasil espera por la continuidad del proyecto ley que regula el suministro y concesión de áreas para la exploración de energía eléctrica renovable offshore, tras la aprobación en diputados a finales del 2023 (ver nota).

La iniciativa N° 11247/2018 ya se encuentra en el Senado para su tratamiento y, de lograrse la sanción definitiva, el Poder Ejecutivo será quien deba 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. 

Tal es la expectativa 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 eólicos offshore, que suman más de 234 GW de potencia, con procesos abiertos ante la Junta de Licencias Ambientales. 

Incluso, la propia 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. 

Áreas que se reparten entre las regiones noreste, sureste y sur del país; puntualmente entre los estados de Río Grande do norte (3 zonas), Ceará (3), Maranhão (1), Río de Janeiro (1), Espírito Santo (1) y Río Grande do Sul (1). 

“Brasil ya está en una posición destacada, pero no debe conformarse con ello porque todavía tiene potencial para crecer aún más. Por ejemplo, la eólica tiene un potencial de 800 GW (cerca de 25 veces lo que hay instalado actualmente)”, sostuvo Tolmasquim. 

“Si sumamos la eólica offshore, de un potencial base de 700 a 1200 GW, hablamos que Brasil puede aumentar 50 veces la capacidad instalada de energía eólica. Eso, junto a la solar, biomasa y las hidroeléctricas, debe ser aprovechado y es fundamental para hacer productos renovables y que éstos los podamos exportar, como por ejemplo amoníaco o hidrógeno verde”, agregó.

Cabe recordar que un estudio reciente del Banco Mundial 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).

Mientras que el costo podría caer de 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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El gobierno de Uruguay abrió las puertas al avance de sistemas de almacenamiento de energía que permitan brindar complementariedad a las energías renovables ante la creciente demanda eléctrica que se proyecta a nivel industrial. 

Tal es así que la ministra de Industria, Energía y Minería (MIEM), Elisa Facio, señaló que se podría realizar un análisis que refleje las oportunidades del storage en Uruguay como parte del proceso de la segunda transformación energética que atraviesa el país. 

“Todavía hay desafíos que enfrentamos y que representan grandes desafíos para la industria, como lo es aquello vinculado al almacenamiento de energía”, indicó durante un evento organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER).

“Las baterías son el próximo paso de la consolidación de las energías renovables en Uruguay. Avanzar en estudio de posibilidades y desarrollo de almacenamiento aportaría firmeza al sistema y resolvería muchos de los desafíos que hoy se enfrentan”, añadió. 

Cabe recordar que ya en 2022 el MIEM planeó actualizar el Decreto N° 27/020, aquel que autorizó a los usuarios conectados a la red de distribución de baja tensión a generar energía eléctrica a partir de la instalación de baterías (consideradas “generadoras eléctricas”) que operen en paralelo que no inyecten energía a la red del Distribuidor. 

Y mediante dicha alternativa, diferente a la microgeneración, no se buscaba que un consumidor se transforme en un generador en baja o media tensión, sino que utilice el sistema para su propio consumo e inyecte a la red de forma eventual; lo que permitiría que diversos subsectores de la economía descarbonicen sus consumos.

Once empresas compiten en la licitación solar de UTE de Uruguay

Además, 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 de contratos PPA bilaterales y más soluciones entre privados, que se espera despeguen en el corto plazo a pesar que haya subido el umbral por el cual un usuario puede acceder a elegir su proveedor de energía (de 500 kW a 1500 kW). 

“Se consolidó la posibilidad de crear un mercado de potencia firme, que no está exento de desafíos, pero la estrategia está delineada y las señales son claras. Y algo muy importante a destacar es que las tecnologías no son solo renovables, sino también sostenibles en lo económico”, señaló Facio. 

“Resulta inequívoco que se produjo un abaratamiento significativo del costo de abastecimiento de la demanda a partir de la introducción de fuentes renovables a gran escala, de tal modo que bajó aproximadamente un 30%. Además que produjo la exposición de Uruguay a las fluctuaciones de los precios internacionales de los combustibles fósiles”, subrayó. 

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La Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) y la Universidad Adolfo Ibáñez lanzaron el proyecto “Fondef – VisiónDERRED”, el cual es una plataforma web de análisis de redes de distribución para la integración eficiente de recursos energéticos distribuidos. 

El proyecto fue respaldado y financiado por ACESOL y la Agencia Nacional de Investigación y Desarrollo, con la colaboración de Empresas Eléctricas A.G. y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC); mientras que objetivo principal es promover la integración eficiente y segura de los recursos energéticos distribuidos en Chile, tales como paneles solares, sistemas de almacenamiento de energía y vehículos eléctricos, entre otros. 

Por lo que la plataforma permitirá una evaluación técnica expedita de la incorporación de dichas tecnologías de diversas escalas en redes de media y baja tensión, como también ofrecer soluciones a posibles problemas operacionales mediante modelos eléctricos basados en datos de infraestructura y variables eléctricas medidas, junto con la modelación avanzada de los recursos energéticos distribuidos. 

“Una de las etapas está vinculada a la herramienta de evaluación técnica de conexión de proyectos específicos, así como de identificación y visualización de puntos robustos para aquellas zonas en la red de distribución con mayor potencial para generación distribuida”, informó Luis Gutiérrez, director del proyecto Fondef VisiónDERRED. 

De acuerdo al estudio realizado y la plataforma en cuestión, actualmente se estima que la capacidad de alojamiento de alimentadores de distribución para sistemas fotovoltaicos bajo la modalidad Net-Billing podría rondar entre 10% a 40%. 

Por lo que cerca de 6 GW de generación distribuida residencial podrían integrarse en las redes sin inversiones significativas en distribución, lo que equivale a cerca del 50% de la demanda máxima del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), según explicó el especialista. 

Además de ello, se pretende extender la herramienta de estimación de capacidad a nivel de alimentador a diferentes tecnologías, considerando métricas de impacto en las redes, a la par de generalizar algoritmos de corrección de errores e incongruencias en anses de datos de infraestructura para operar con las distintas empresas eléctricas. 

“Finalmente, debemos ver cómo vamos a medir y validar que los resultados son precisos, que los modelos sean un fiel reflejo de la realidad de la red y generar estadísticas generales del sector Por ejemplo, podríamos tener capacidad de alojamiento a nivel país e impacto de mitigación o visualizarlo por regiones o comunas”, aclaró el director del proyecto Fondef VisiónDERRED. 

Cabe recordar que ACESOL y la unidad Center for Energy Transition (CENTRA) de la Universidad Adolfo Ibáñez ya habían revelado que Chile podría alojar de 6,55 GW en sistemas Net-Billing (sólo considerando los problemas de sobreutilización de transformadores secundarios) hasta aproximadamente 12 GW si se liberan las restricciones de voltaje. 

Y de darse el mejor de los escenarios, la potencia instalada en generación distribuida en netbilling podría incrementarse casi 50 veces, dado que actualmente hay 259,5 MW operativos en 24537 instalaciones. 

Por otro lado, el director ejecutivo de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas, Juan Meriches, subrayó la relevancia de la plataforma y de ese tipo de sistemas para el Chile, como también la necesidad de actualización regulatoria en materia de distribución eléctrica tras más de 40 años sin cambios estructurales.

“La penetración masiva de medios energéticos distribuidos debe ser un eje central de lo que viene en el futuro en la vinculación con la industria de la distribución. No resiste más análisis la importancia de modificar la regulación de la ley de distribución eléctrica, que debe ser un eje central de los próximos pasos que adopte Chile en términos de transición energética. Es decir, cómo somos capaces de adaptar la red para recibir mayor generación distribuida, electromovilidad y almacenamiento de energía”, sostuvo.

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A través de una iniciativa impulsada por el Proyecto “TeamEurope Desarrollo del Hidrógeno Renovable (RH2)” en Chile, el cual es cofinanciado por la Unión Europea (UE) y el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BWMK) de Alemania, e implementado por la agencia alemana GIZ; se inició un estudio que analizará las industrias intensivas en el uso de energía que cuenten con potencial para  escalar, en el caso de las empresas de Magallanes  y/o relocalizarse en el caso de empresas de otras regiones, con el apoyo del Programa Transforma H2V Magallanes y la ejecución de la empresa regional Grupo Singular.

Se evaluará la viabilidad para implementar un polo industrial adyacente al valle de producción de hidrógeno verde y sus derivados que se prevé para Magallanes, con el objetivo de evaluar la atracción de industrias que requieran el uso de energía renovable, hidrógeno verde u otros derivados, así como la prestación de servicios para el sector industrial regional.

Rodrigo Vásquez, coordinador nacional del Proyecto RH2, explica que los hubs o valles de producción de hidrógeno en Magallanes pueden generar grandes co-beneficios hacia otras empresas y sectores productivos que pueden hacer uso de los insumos presentes en los valles H2 para descarbonizar, innovar y crear empleos para la región, es decir ser los usuarios locales de los proyectos de hidrógeno en Magallanes.

El estudio se encuentra en una primera etapa de caracterización de los actores, dimensionando los sectores potenciales que requieren de estos recursos y la cantidad de insumos proyectados para la industria del hidrógeno verde tanto en generación eléctrica, oxígeno, recurso hídrico, hidrógeno verde, amoniaco verde y combustibles sintéticos.

Para realizar un adecuado levantamiento de información, es crucial el aporte de las empresas y sus proyecciones, ya que así se podrán identificar los sectores con potencial de ser atraídos a la zona, realizando la transformación productiva en el mismo territorio y coordinadamente.

“Como Programa Transforma Regional H2V Magallanes, ejecutado por Corfo, cofinanciado por el Gore y con la asesoría técnica de la Seremía de Energía; fuimos invitados a ser contraparte técnica de este estudio, lo que nos permite aportar desde la perspectiva del territorio, cruzar  la información con otros estudios de los que también somos parte y visualizar desde una óptica más amplia, los impactos que este estudio puede tener en todos los ejes de nuestra Hoja de Ruta”, indicó María José Navajas, directora regional de Corfo Magallanes.

Ana María Fuentes del Grupo Singular, agradeció la oportunidad de participar en esta importante iniciativa impulsada por GIZ, considerando la relevancia para el país y para el liderazgo de la región en la materia.

Para finalizar, Mauricio Ojeda, gerente del Grupo Singular señaló “Este es un valioso ejercicio para dimensionar las enormes oportunidades que pueden producirse en nuestra región, siempre bajo una visión de sostenibilidad, respetando nuestras condiciones naturales y las particularidades de nuestra idiosincrasia. El éxito de este esfuerzo dependerá en gran medida de la colaboración y apertura que encontremos entre los actores claves de la industria”.

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La presidente de la República, Dina Boluarte, informó que, en el marco del cierre de brechas de electricidad, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) está implementando, con firmeza y asertividad, el programa de electrificación rural para garantizar el acceso del servicio de energía a centros poblados rurales, aislados y de frontera.

“Hasta junio del 2024, el Perú alcanzó una cobertura eléctrica en el ámbito rural de 86% con la ejecución de 25 proyectos que beneficiaron a 110,000 peruanos de las regiones Áncash, Ayacucho, Cajamarca, Cusco, Huánuco, Junín, La Libertad, Loreto, Pasco, Piura, Puno, San Martín, Tacna y Ucayali, quienes hoy disponen de más horas de estudio, trabajo y mejores condiciones de vida”, manifestó durante su discurso ante el Congreso de la República, en el marco de los 203 años de la Independencia del Perú.

Agregó que estos proyectos demandaron una inversión de 221 millones de soles.

“Hoy asumimos el reto de continuar ampliando el programa de electrificación rural con miras a lograr la total cobertura nacional. ¡Nuestros pueblos rurales también tienen derecho a recibir energía para su desarrollo, y se la brindaremos antes de culminar nuestro gobierno!”, manifestó.

La jefe de Estado precisó que, para el periodo julio 2024-julio 2025, se tiene previsto concluir la ejecución física de 25 proyectos de electrificación rural, cuya inversión total representa 236 millones de soles. “Ello permitirá electrificar 812 localidades. beneficiando a más de 61,000 habitantes de las regiones Amazonas, Ancash, Apurímac, Ayacucho, Huancavelica, Cajamarca, Huánuco, La Libertad, Lambayeque, Lima, Loreto, Madre de Dios, Puno, San Martín, Tumbes”.

Generación y transmisión

Continuando con la generación de energía eléctrica, Boluarte aseveró que se viabilizó la entrada en construcción y operación de centrales de energías renovables: centrales fotovoltaicas Carhuaquero (Cajamarca) y Clemesí (Moquegua), las centrales eólicas San Juan de Marcona y Wayra Extensión (Ica) y la central térmica Refinería Talara (Piura), que representan una inversión conjunta de 887 millones de dólares y añaden una capacidad instalada de 718 megavatios al sistema interconectado nacional, aportando a la confiabilidad del sistema.

Respecto a la transmisión de energía, la presidente de la República sostuvo que, en el periodo julio 2023-julio 2024, se concluyó la construcción física de cinco proyectos de transmisión ubicados en las regiones de Ica, Piura y Lima, que representa una inversión total de 91 millones de dólares.

“Entre julio 2023 y julio 2024 se han adjudicado 11 proyectos de transmisión, con una inversión superior a 900 millones de dólares, de los cuales, tres representan una inversión estimada de 329 millones de dólares en Arequipa e Ica”, detalló.

Boluarte agregó que se han suscrito ocho contratos de concesión con una inversión estimada de 800 millones de dólares, beneficiando a 2.9 millones de personas de Amazonas, Cajamarca, Huánuco, La Libertad, Lambayeque, Piura y San Martín. 

“Asimismo, se otorgó la concesión definitiva de transmisión de energía eléctrica del proyecto La Niña – Piura Nueva, parte fundamental para la interconexión eléctrica con Ecuador”, puntualizó.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) propuso mediante el proyecto de Resolución No. 701 055 de 2024, un cambio en los índices utilizados para calcular la tarifa de la energía. Dichos índices buscan actualizar los costos de la prestación del servicio y mantener tarifas más precisas y estables para los usuarios.
En este sentido, luego de una serie de análisis realizados por el equipo de la CREG, se propuso modificar dos indexadores en el proyecto de Resolución que actualmente está en fase de consulta pública.
Actualmente se aplica el Índice de Precios al Productor, IPP, para algunos componentes de la tarifa (generación, distribución y transmisión de energía). Sin embargo, se ha identificado que podría ser más apropiado emplear la serie de bienes de capital que hace parte de industria manufacturera para actualizar las actividades intensivas en capital y así reemplazar el IPP utilizado actualmente y, por otra parte, para reemplazar el IPC se propone eliminar los componentes de alimentos y regulados para que dicho índice no se encuentre sujeto a las variaciones de esos elementos.
El Índice de Precios al Consumidor, IPC, que permite ver el cambio de precios de los productos y servicios que las familias compran habitualmente como alimentos, es el utilizado actualmente para actualizar el costo de comercialización. Considerando que a veces este índice sube debido a factores que no tienen que ver con la energía, se propone quitarle la influencia de los alimentos y de los regulados a este índice y evitar la influencia de estos factores en el costo de comercialización.

«Este ajuste en la fórmula de cálculo de las tarifas de energía eléctrica es un paso muy importante para asegurar que el precio de la tarifa al usuario final sea más eficiente y que la regulación que se emita desde la CREG se mantenga actualizada con las mejores prácticas. Al basar la indexación de los componentes de la tarifa al Índice de Precios de los Bienes de Capital y al Índice de Precios al Consumidor (IPC) sin alimentos podríamos limitar las variaciones externas en los precios” destacó Antonio Jiménez Rivera, director ejecutivo de la CREG.
«Esta propuesta regulatoria se suma a las medidas que la CREG ha implementado para que el país cuente con tarifas de energía más eficientes para el ciudadano y que los resultados se reflejen en el corto plazo”, dijo.
Así mismo, la CREG recuerda a la ciudadanía que la tarifa de energía eléctrica se define a partir de un costo unitario (CU) que está compuesto por la suma de los costos de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía, junto a un costo de pérdidas reconocidas. La suma de costos que determina del Costo Unitario sirve como base para el cálculo de las tarifas que posteriormente se multiplican por la cantidad de kWh (kilovatios – hora) consumidos durante el periodo de facturación y así se conoce cuánto debe pagar un usuario por el servicio de energía eléctrica.
Invitamos a todos los interesados a participar en el proceso de consulta pública de esta resolución. Por ello, hemos convocado a la ciudadanía a un taller donde podremos debatir con todas las partes interesadas los beneficios de este cambio.
Consulte el proyecto de resolución haciendo click aquí.

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Cuenta regresiva. En tan solo dos meses, ejecutivos de entidades y empresas, así como funcionarios, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales en el Future Energy Summit (FES) Colombia.

Esta plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables presenta su cuarta edición en el mercado colombiano, convocada a pedido de los stakeholders del sector tras el éxito de eventos anteriores  (ver transmisión) tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento «FES Colombia» se llevará a cabo los días 29 y 30 de octubre de 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá (Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia).

ENTRADAS DISPONIBLES

Este encuentro es clave para el debate sobre lo que sucede en el sector y brindará espacios exclusivos de networking, permitiendo a los empresarios explorar sinergias y nuevos negocios sostenibles.

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

En esta cuarta edición, se destacan los perfiles de speakers. Entre los participantes se encuentra Mariana Seabra, ESS Application Engineer de Sungrow, quien comentará sobre los planes de la empresa en Colombia.

Además, Sebastián Castañeda Arbeláez, Vicepresidente de Crecimiento y Desarrollo de Negocios de ISA, debatirá sobre la Generación Distribuida y el almacenamiento como aliados clave de la transición energética.

ENTRADAS DISPONIBLES

También estará Felipe Morales, Sales Manager Colombia de Risen, quien aportará su visión sobre la estrategia renovable de Colombia, enfocándose en la seguridad energética y la diversificación de la matriz.

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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Días atrás, se realizó en el Congreso de la República un evento titulado: “Transición energética, la experiencia peruana y lecciones de la región», en el que se debatió el rumbo energético del país. 

Para contribuir al esclarecimiento y mejor comprensión de los temas tratados en las exposiciones, el viceministro de electricidad de Perú Jaime Luyo Kuong brindó un aporte adicional al analizar la coyuntura eléctrica del país.

“El objetivo de nuestra propuesta de una mayor participación de las energías renovables no convencionales (ERNC) es, que se produzca mayor competencia y neutralidad tecnológica en el mercado de electricidad peruano, y esta competencia será principalmente por el mercado» (es decir, por el aumento y nueva demanda eléctrica)”, explicó.

Y agregó: “El objetivo debe ser el consumidor final que debe tener precios de la electricidad asequibles y justos a través de la competencia y la innovación empresarial. Más bien, la preocupación nuestra es que los 34 millones de consumidores residenciales y pequeños comercios e industrias tengan unos de los precios más altos de Latinoamérica (…)”.

Según el funcionario, la idea es que las energías renovables “no sean un sustituto” de las hidroeléctricas (principal fuente de energía del país), sino más bien que funcionen como un “complemento” hacia una transición energética a futuro.

En efecto, Luyo Kuong advirtió que el deseo del MINEM de aumentar su participación renovable al 20% para 2030 no se podrá cumplir. No obstante, si se levantaran las actuales restricciones a estas nuevas tecnologías, se podría llegar al 15%.

“En ningún país la introducción y la participación de las ERNC se ha dado por la espontaneidad del mercado sino que han sido fruto de condiciones promotoras del Estado para mayores inversiones en las nuevas tecnologías. A diferencia de otros países que adoptaron estas políticas, actualmente, en Perú estas fuentes de energía no tienen subsidios”, destacó.

No obstante, subrayó que a diferencia de otras regiones en Perú la electricidad y calefacción solo representan el 7% del total de emisiones GEl, mientras que los principales contaminantes son la deforestación y la agricultura.

En este sentido, Luyo Kuong advirtió que comúnmente se confunde la política energética con la política en el subsector electricidad peruano:  “En electricidad las emisiones GEl en el país no es un problema principal, en cambio, el trilema es: accesibilidad y equidad eléctrica; confiabilidad y seguridad eléctrica y calidad de servicio y precio asequible”.

El experto reveló que debido al progreso tecnológico y cambios en el escenario mundial con la transición energética y la geopolítica de la energía, desde el 2023, el MINEM está actualizando, y diseñando la nueva Política energética del Perú al 2050, la cual se presentará a fin de año para opinión de todos los agentes del sector energía.

Y concluyó: “Para avanzar en esta tarea, el mayor obstáculo es el procedimiento y metodología impuestos por el CEPLAN, considerando que todos los sectores son iguales y, este criterio de «uniformización» y burocrático para definir sólo la política de un sector puede durar más de tres años. Esperemos que esta actualización y modernización no tarde”.

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La junta de directores de la Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) sostuvo una reunión con los miembros de la Oficina de Programas de Préstamos del Departamento Federal de Energía de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés).

Sobre esta visita, Julián Herencia, director ejecutivo de la APER, indicó que la conversación versó al rededor de la rapidez y eficiencia con la que se han manejado trámites complejos y llevado a cabo los procesos de financiamiento de proyectos renovables en el mercado puertorriqueño.

La comparación con los procesos locales en Puerto Rico es inevitable. Julián Herencia señaló que, a pesar de superar obstáculos como la voluntad política y la preocupación de los abonados, las entidades locales aún enfrentan retos significativos en la agilización de sus procesos en el sector energético. “Ahora el problema está claramente enfocado en cómo las agencias de Puerto Rico tienen que transformarse para ejecutar de una manera ágil y efectiva estos procesos”, afirmó Herencia.

Según el referente empresario, mientras que el DOE ha demostrado ser capaz de manejar procesos complejos de manera eficiente, las agencias locales están “atascadas en la parte evaluativa, en la parte de permisología para estos proyectos”.

Esta lentitud en los procesos locales tiene consecuencias directas sobre la implementación de proyectos renovables. Herencia hizo hincapié en la necesidad de que las agencias locales analicen y mejoren sus procedimientos internos. “Yo creo que ya es hora de que cada cual analice cuáles son esos procesos internos, donde se está desperdiciando el tiempo y qué hay que hacer para realizar los cambios y hacerlo muy bien”, subrayó.

Y es que la eficiencia en el apoyo del DOE ha sido crucial para el avance de varios proyectos en Puerto Rico. Herencia destacó que la Oficina de Programas de Préstamos ha trabajado en alternativas de financiamiento y ha demostrado una notable rapidez en su ejecución. Un ejemplo de ello es el reciente anuncio del compromiso condicionado para un proyecto de 200 MW de generación y 285 MW (1,140 MWh) en almacenamiento.

Además, el director ejecutivo de la APER anticipó que otros proyectos seguirán un camino similar en las próximas semanas, y que habrá que prestar atención a anuncios vinculados a proyectos adjudicados en la primera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables y almacenamiento, y a proyectos Legacy que aún estén pendientes.

«Por cómo van progresando los demás proyectos y sus solicitudes de financiamiento, entendemos que ya es cuestión de semana en lo que ya vayan cayendo los demás proyectos aprobados en el tranche 1, dando paso así a que estos proyectos alcancen su financiamiento y empiecen entonces el proceso de construcción de cada uno de estos que van a ser cerca de 700 MW adicionales en un periodo de 18 a 24 meses. Y si se consideran a los proyectos Legacy en total se estarían conectando sobre mil megavatios. Pero, en líneas generales, podríamos decir que en los próximos 24 meses hay una expectativa que se añadan 700 MW o más al sistema de generación en Puerto Rico», declaró Julián Herencia, director ejecutivo de la Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) en entrevista con Energía Estratégica.

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La Cámara Eólica Argentina (CEA) encara lo que resta del 2024 con la mirada puesta en clarificar las rutas para que el desarrollo del sector energético continúe con la dinámica histórica que ha tenido hasta entonces y que las renovables posean una mayor penetración dentro de la matriz. 

Los puntos principales desde la entidad que engloba a grandes compañías eólicas – y también de la industria fotovoltaica desde hace meses atrás – son la continuidad de Ley N° 27191 (régimen de fomento a las energías renovables), la construcción del marco normativo del hidrógeno verde a través de la PlataformaH2 Argentina y más alternativas para los usuarios del sistema. 

“Tiene que quedar claro que la incorporación de generación renovable baja los costos medios del sistema, porque desplazan generación más vieja e ineficiente, mejorando la macroeconomía, microeconomía y la demanda; sumado a que salen adelante las inversiones que estaban en carpeta”, señaló Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA, en conversación con Energía Estratégica. 

“Estudiamos la actualización de la Ley N° 27191, considerando que debe haber una política de estado en el sector y que en 2025 vencen algunas cuestiones de la normativa; con el fin de definir aquellas vinculadas a los beneficios fiscales u objetivos que caen. Caso contrario, podrían surgir posiciones o requerimientos de las jurisdicciones locales que afecten a la ecuación de estabilidad fiscal federal para las renovables”, agregó. 

Cabe recordar que dicha normativa puso como meta que, al 31 de diciembre del 2025, las energías renovables deberán tener, al menos, una participación del 20% en la cobertura de la demanda eléctrica. Situación que hoy en día parece difícil de alcanzar, dado que Argentina estuvo por detrás de ese porcentaje en el cierre de los últimos años.  

Rodríguez Chirillo confirmó nueva ley de hidrógeno y actualización de la Estrategia Nacional de Argentina

Por lo que la Cámara Eólica Argentina ya trabajó de forma interna sobre una actualización o prórroga de la mencionada ley, aunque se pretende lograr un mayor diálogo con las autoridades regulatorias y “pasar de buenos intercambios a cuestiones más concretas”. 

“Es importante visualizar aquellas cosas que dejarán de tener vigencia para analizar si es necesario restaurarlas, mejorarlas o definirlas de manera que no se altere la ecuación de la seguridad jurídica y la estabilidad fiscal”, subrayó Ruiz Moreno. 

“También seguimos insistiendo en la ampliación del transporte eléctrico y en el proyecto que trabajamos desde la CEA y que debimos presentarlo a las autoridades actuales”, añadió haciendo alusión a la propuesta para acelerar el desarrollo el sistema de transmisión a partir de un cronograma para líneas de 500 y 220 kV, que permitan sortear una de las principales dificultades del sector renovable del país.

El nuevo llamado del MATER de Argentina podrá adjudicar hasta casi 1800 MW renovables

Por otro lado, el gerente general de la Cámara Eólica Argentina manifestó que se brindar continuidad al Mercado a Término (MATER), a la par de solucionar la situación de los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI – con consumos mayores o iguales a 300 kW) para que éstos opten por las alternativas verdes. 

“Se debe solucionar la situación de los GUDI, dado que hoy en día pueden salir de las grandes compras conjuntas pero no volver por 5 años y, en consecuencia muchos GUDI prefieren no salir y por tanto hay menos disponibilidad para hacer contratos. Pero si se cambia, favorecerá la contractualidad con las empresas del sector renovable”, sostuvo el especialista. 

“Lo planteamos a las autoridades regulatorias y éstas, en principio, lo ven razonable. Aunque habría que apretar un poco más el acelerador en la materia, dado que abriría las puertas a muchas más iniciativas”, continuó.

Y es preciso mencionar que en mayo del 2022 la Secretaría de Energía habilitó a las distribuidoras a participar del MATER para abastecer a los GUDI , pero hasta el momento no hubo avances en la materia y por tanto no se abrió esa demanda de nuevos contratos renovables. 

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BayWa r.e. Distribución Solar Colombia, en colaboración con APsystems, una compañía líder en  tecnología MLPE a nivel global, se complacen en anunciar un evento innovador destinado a capacitar y  certificar a los instaladores solares de diferentes ciudades del país en soluciones de microinversores  APsystems. 

Los eventos que se llevarán a cabo en Medellín el 5 de agosto, Bucaramanga el 6 de agosto, Pereira el 8  de agosto y Bogotá el 13 de agosto, serán una oportunidad única para capacitarse, certificarse y  desarrollar los conocimientos necesarios para realizar instalaciones con soluciones APsystems. Contará  con la presencia de la Ingeniera Soemy Garrido de APsystems y expertos de la industria de Baywa r.e., así  como un foro abierto al público para fomentar el intercambio de ideas y perspectivas. 

INSCRIPCIÓN

Además de las sesiones de capacitación y certificación, el evento proporcionará oportunidades de  aprendizaje y desarrollo de habilidades en áreas clave de la energía solar y un espacio de networking  para que los asistentes tengan la oportunidad de interactuar con los invitados especiales y técnicos  expertos. 

Trataremos temas como el microinversor QT2, DS3D, soluciones de monitoreo y Apdesigner, entre otros.  

INSCRIPCIÓN

APsystems con más de 5 TW enviados a todo el mundo y que desde cada una de sus 5 unidades de  negocio están comprometidos a brindar soluciones en tecnología que reflejen el avance actual en el  mercado. 

Dentro de su área de Investigación y desarrollo, llevan cada solución pensada de manera estratégica para  la cosecha óptima y efectiva de energía, creando las soluciones de microinversores, almacenamiento de  energía y monitoreo más avanzadas, inteligentes, modulares, rentables, seguras y potentes, así mismo  consideradas como tecnología pensada a futuro.  

Actualmente, tienen una trayectoria de 14 años en la industria y 8 años con presencia en Latinoamérica,  posicionándonos como líderes en microinversores multimodulares con gran crecimiento en Colombia así  como en otros países de la región como México, Panamá, Guatemala, Costa Rica, Ecuador, Perú, entre  otros más.  

Las soluciones de APsystems monitorean y maximizan la generación de energía para cada necesidad,  aumentando la eficiencia a un 20%. Trabajando con soluciones seguras para tu instalación FV, pensando  en el proceso de instalación y el uso cotidiano una vez instalado, manejando voltajes bajos para evitar  problemas de choques eléctricos, cortos circuitos o incluso incendios que suceden en la actualidad, de  esta forma brindan un equilibrio del sistema, monitoreo más efectivo, seguridad y reducción de costos  en instalación al ser tecnología de pocos pasos y/o Plug&Play. 

Están comprometidos con la industria solar y a brindar el mejor servicio contando con una asesoría y  soporte técnico a la red de instaladores especial, creando un equipo destinado para la región en habla  hispana que tiene por misión cumplir con un tiempo determinado para resolver dudas, solución de  situaciones y apoyo en condicionamientos de equipo.

La tecnología avanzada que ofrece APsystems en sistemas residenciales y comerciales ha trascendido  con su trayectoria, creando inversiones en sistemas fotovoltaicos rentables a corto, mediano y largo  plazo con gran producción de energía, asegurando mediante estas soluciones confiables e inteligentes el  ahorro de energía y un retorno óptimo de inversión. APsystems Powerful Innovation. 

Con la participación de APsystems en esta certificación Baywa r.e. espera que los instaladores de todo el  país logren adquirir conocimientos útiles para sus proyectos.

«Estamos emocionados de organizar estos eventos que contribuyen a nuestro propósito de impulsar la  transformación energética en Colombia a través de las energías renovables. Buscamos mejorar el  conocimiento técnico de los instaladores del país de la mano de nuestros aliados», dijo Carlos Parra,  Director General de BayWa r.e. Colombia «Esperamos que este evento sirva como plataforma para  promover el crecimiento y la adopción de la energía solar en Colombia». 

Los eventos se llevarána cabo en : 

Medellin: 5 de agosto. Edificio Cortezza km 5 av las palmas cra 28 #17 – 452 (08:00 am – 05:00 pm) Bucaramanga: 6 de agosto. Colorworking.lab carrera 36 #48-116 (08:00 am-05:00pm) Pereira: 8 de agosto. Coworking camellando Cr 17 #9-70 Pinares (08:00 am a 05:00pm) Bogota: 13 de agosto. Corporación universitaria UNITEC Calle 73 # 20a – 52 (07:00 am – 04:00 pm) Los eventos serán gratuitos e incluyen alimentación.  

BayWa r.e. Colombia agradece enormemente el apoyo de APsystems para hacer posible estos eventos. 

Link principal de inscripción: https://linktr.ee/certificacionesBayWa_APsystems 

INSCRIPCIÓN

Para obtener más información y registrarse, visite https://certificacion-de-marca-en-soluciones apsystem-medellin.boletia.com/; https://certificacion-de-marca-en-soluciones-apsystems bucaramanga.boletia.com/; https://certificacion-de-marca-en-soluciones-apsystems pereira.boletia.com/; y https://certificacion-de-marca-en-soluciones-apsystems-bogota.boletia.com/ y  visita sus redes sociales para conocer la agenda a detalle de todas las actividades que tendrán del 5 al 13 de Agosto del 2024.

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El sector fotovoltaico del mundo atraviesa una de las mayores crisis de los últimos años, de tal modo que la tendencia de precios de los paneles solares se mantiene a la baja pero se agrandan las problemáticas a las que se enfrenta esta industria. 

Tras un 2023 récord con el despliegue de 473 GW renovables, donde la energía solar participó con 345,5 GW (73% del incremento total) según datos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y la triplicación de la capacidad de producción, paradójicamente el estado financiero de esta industria cayó ido a la baja en el transcurso del 2024 y se agrava la situación. 

Tal es así que el sector solar chino pareciera que llegó a un punto de quiebre, en el que muchas compañías están perdiendo dinero y algunas hasta se plantean el cierre. 

¿Por qué? Debido a una altísima competencia en el propio país, sobrestock de productos, baja de precios de venta y la suba en los costos de producción, sumado a que a ciertas empresas, sobre todo de mayor volumen de producción, les resulta más conveniente comerciar por debajo del costo que parar sus plantas productivas. 

Además, la guerra comercial entre los bloques Estados Unidos – Europa – Asia (y la propia por la alta cantidad de fabricantes que buscan abarcar un mismo mercado) no posibilitó una mejora en lo que va del 2024, sino que la película ya cuenta con capítulos sobre barreras arancelarias y el aumento de los gravámenes de procedencia de hasta 50% 

Esto generó una guerra de precios a nivel global entre las firmas Tier-1 y Tier-2 y que los valores alcancen mínimos históricos de hasta 0,99 dólares por vatio (cerca de un 70% más barato que en el 2022), al igual que los márgenes entre ambos niveles: Por tanto hay alertas de que muchas de las compañías posiblemente no podrán soportar la presión.

“Todos los síntomas son de que hay un exceso de oferta y hay buena parte de los fabricantes que están queriendo eliminar el stock”, subrayó semanas atrás Alejandro Diego Rosell, consultor especializado en energías renovables y profesor del Máster en Energías Renovables de la Escuela de Organización Industrial, quien también manifestó que la falta de indicadores o cifras oficiales sobre las reservas de paneles genera una falta de transparencia en el mercado. 

“Hay un rango histórico de precios baratos para los módulos Tier-1 y la diferencia histórica con los Tier-2 se vio atomizada a menos del 2% de diferencia de precio, que con ello estas últimas entran en zonas de riesgo financiero”, explicó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del Global Solar Council.

Como consecuencia, en la elección del precio se sobreponen las marcas Tier-1, en tanto que las Tier-2 se ven obligadas a recortar precios, aplastar sus ganancias, a la vez que caen en picada por la pérdidas de ventas, facturación en zonas de riesgo financiero o al borde de desaparecer. 

“Va a haber una gran purga en términos de compañías solares. Ya se ha visto en la reciente lista de Tier-1 (…) Habrá que ver cómo sigue evolucionando esa situación”, anticipó José Luis Blesa González, director para Latinoamérica de Seraphim, durante un evento de Future Energy Summit (ver nota).

Incluso, las acciones de varias Tier-1 cayeron hasta niveles pre-pandémicos y son pocas las empresas de esa categoría que lograron una mejoría a comparación del cierre 2019; aunque están en caída si miramos sus números de los últimos dos años. 

Por ejemplo, las firmas Canadian Solar (pasó de USD 21,79 por acción en 2019 a USD 15,79 a julio 2024), Risen Energy (USD 13,43 a USD 10,86) ya están por debajo de lo hecho hace un lustro. Mientras que Tongwei (USD 13 a USD 17,37), LONGi (USD 12,45 a USD 13,51) y JA Solar (USD 5,67 a USD 10,53) están por encima de la línea marcada al final del 2019, pero a la baja en el transcurso de los meses recientes y muy lejos de los más de USD 40 por acción que supieron cotizar entre entre fines del 2021 e inicios del 2023, según datos de Consumer News and Business Channel (CNBC). 

Asimismo, JA Solar recientemente reconoció que sufrió una pérdida neta de USD 110.000.000 en el primer semestre de 2024, debido a una mayor competencia en el mercado solar, continuas caídas de precios, menores ganancias brutas de las operaciones principales y provisiones significativas para la depreciación de inventario.

En tanto que LONGi advirtió a principios de julio que esperaba una pérdida en el primer semestre de más de USD 661.000.000, argumentando el exceso de oferta en la industria fotovoltaica de China.

A pesar de ello, aún está por verse cómo continúa la relación precio – costo – mantenimiento de calidad y fortaleza financiera; desde el sector energético confían en que habrá un aumento en los precios de venta hacia final de año, que derivaría en un mejor margen y la salida del riesgo financiero. 

Además que varias empresas se esfuerzan por ser más globales y otras entidades del sector trabajan por impedir barreras arancelarias y paraarancelarias, así como retaliaciones entre los países. 

Bajo esa misma línea, Wood Mackenzie dio a conocer que cada vez más empresas chinas están construyendo fábricas de soluciones fotovoltaicas en Estados Unidos para no sufrir los gravámenes impositivos. representando ya una quinta parte de las fábricas solares anunciadas en EE.UU desde que Joe Biden anunció las nuevas subvenciones climáticas.

Mientras que el Global Solar Council (GSC) también está en conocimiento de la problemática e intenta articular intereses para evitar guerras comerciales entre mercados, potenciar producciones locales con incentivos y coordinar políticas de respeto mutuo en beneficio de las energías renovables. 

“El rol del GSC es catalizar el proceso de adopción solar para hacerlo más barato, rápido y eficiente. Y las discusiones pasan por cómo establecer mecanismos de incentivos que sean eficientes y no barreras por procedencia, ya que siempre terminan con restricciones de un lado y contra restricciones del otro que llevan el precio a la alza”, apuntó Marcelo Álvarez.

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El sector energético de Chile entró en alerta tras la propuesta de renegociar los contratos de las generadoras eléctricas, la cual llegó desde distintas voces del Poder Legislativo como una posible arista para recaudar fondos que ayuden a extender un plan temporal de subsidios para las cuentas de los usuarios finales.

Sin embargo, gremios que engloban a la mayoría de las empresas renovables del sector rechazaron fuertemente la idea de revisar y ajustar los contratos adjudicados en pasadas licitaciones de suministro, advirtiendo que la medida representaría una señal perjudicial para la industria eléctrica. 

“Poner continuamente en duda el cumplimiento de los contratos que fueron adjudicados por el Estado en licitaciones internacionales altamente competitivas y cada vez a mejores precios, no es una buena señal”, sostuvo Camilo Charme, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile. 

“Tenemos que proteger el sistema de contratos y las señales de inversión de largo plazo. Por tanto, los contratos adjudicados y que se cumplen en buena fe no son objetivo de renegociación”, agregó durante la mesa técnica de estabilización de tarifas eléctricas. 

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) también participó del debate y desestimó la idea sugerida por diversos integrantes del Poder Legislativo, en lo que representa una “problemática sensible” para el sector; a la par que rechazó otra propuesta de eliminar los intereses devengados por una deuda multimillonaria con las generadoras

“Es relevante entender cómo se financian los nuevos proyectos en Chile, ya que muchos de las desarrolladoras y constructoras de esos parques son empresas que no tienen espalda de financiamiento a propósito de no pertenecer a matrices importantes del mundo. Y por lo tanto su forma de financiamiento es pedir un crédito a la banca o entidades prestamistas para financiar los proyectos que, desde el 2014 en adelante, tiene un alto componente renovable”, señaló Ana Lia Rojas, directora ejecutiva de ACERA. 

Proponen cambios regulatorios y el rediseño de las licitaciones de suministro de Chile

«Con el descongelamiento de las tarifas, los intereses son parte de la deuda que se tiene que repactar y pagar a la banca. Los fondos que se recuperan del cobro de PEC-1, PEC-2 o MPC, tienen un componente muy alto de restitución a la banca. Por tanto, la tarifa eléctrica recuperada no es un bolsón de dinero que se apropian las generadoras, sino que está comprometido en los pagos de los project finance o deudas que se generaron en su momento a propósito de refinanciar nuevos proyectos de inversión y generación renovable”, agregó. 

Cabe recordar que la propia Ana Lia Rojas ya había manifestado que no se puede instalar que las renovables son responsables de las alzas de las cuentas eléctricas en los consumidores del mercado nacional, sino que se deben entender los beneficios de incorporar más energías verdes que permitan bajar los costos del sistema. 

Incluso, los doce contratos de suministro a clientes regulados más caros se abastecen mediante combustibles fósiles a un precio que oscila de USD 280 MWh a USD 170 MWh y que hoy podrían costar por sobre un 50% de lo que se ofertó a la hora de la licitación debido a la indexación al precio de los combustibles. 

Mientras que los diez contratos más baratos se ubican en un rango desde valores récords de USD 13,32 MWh hasta USD 60-70 MWh y han sido indexados al Índice de Precios al Consumidor (IPC) de Estados Unidos. Por lo que si se desea reemplazar los más de 5000 MW de centrales a carbón, debe ampliarse la capacidad renovable + almacenamiento y la misma podría encontrarse en valores similares.

«Además, las generadoras pequeñas y medianas necesitan de la banca para poder invertir y mientras más pongamos en duda el financiamiento y la renegociación de contratos, más caro va a ser poder seguir invirtiendo», complementó Matías Cox, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM). 

De todos modos y a pesar de las posturas de las entidades expresadas, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, postergó el debate en cuestión y dejó abierta la puerta a posibles renegociaciones de los contratos de suministro, siempre y cuando hubiera predisposición de los gremios para ello. 

“Desde el Poder Ejecutivo daremos un marco institucional que permita hacerlo con garantías similares a las que existen con las renegociaciones que hoy en día están teniendo lugar a solicitud de algunas generadoras”, declaró Pardow.  

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Tras ser tratada en reiteradas sesiones del Congreso Permanente, el pasado 23 de marzo del presente año, la presidenta de la república, Dina Boluarte, oficializó la aprobación de la ley del fomento al hidrógeno verde en Perú (Ley N° 31992), a través de su publicación en el Diario El Peruano.

Esta normativa recae en los proyectos de le 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.

Tras este hito, Daniel Camac, presidente de Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú),  revela fuerte interés por parte del sector minero en el uso de hidrógeno verde en entrevista para «Diálogos Mineros», llevada adelante por el Instituto de Ingenieros de Minas del Perú (IIMP), 

“La minería formal en el país tiene un fuerte compromiso con la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). El 80% de las compañías mineras que operan en Perú son miembros de H2 Perú y forman parte de estudios y análisis”, explica.

Y agrega: «En esta década es importante tomar acción para reducir las emisiones que tenemos. Y las compañías mineras no solamente quieren quedarse en reducir 30% si no llegar a ser carbono neutral o Net Zero al 2050. La minería va a ser uno de los principales consumidores de hidrógeno para descarbonizar muchos de sus procesos«.

Según el especialista se trata de una industria altamente contaminante ya que utilizan camiones de 100 a 150 toneladas que funcionan con diésel. Por ello, el sector tiene la mira puesta en garantizar un suministro eléctrico “potente y constante”  a través de energías renovables como el hidrógeno verde para poder reducir sus emisiones.

«Si queremos reemplazar el diésel, necesitamos una buena capacidad de generación eléctrica renovable, y Perú tiene una oferta enorme. Su implementación dependerá nuevamente de las regulaciones, los incentivos y las economías, a medida que siga  disminuyendo el precio de las energías renovables», enfatiza

En este sentido, como ya había anticipado Energía Estratégica, Camac considera que la ley de fomento al hidrógeno es un paso trascendental para ayudar a Perú a cumplir con sus objetivos de descarbonización.

“Esta ley nos posiciona muy bien a nivel mundial ya que es la regulación más ambiciosa en hidrógeno verde de Latinoamérica. El hidrógeno puede jugar un papel fundamental porque podría reemplazar al combustible líquido contaminante en el transporte de mineral y en la producción de explosivos. El ecosistema minero va a ser interesante para la incorporación del hidrógeno”, advierte.

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Este año el fenómeno de El Niño afectó con fuerza el nivel de los embalses e hizo inminente la necesidad de diversificar la matriz hacia otras fuentes de energía para hacer frente a la creciente demanda de energía.

Bajo esta premisa, KLIK ENERGY, una empresa de tecnología para el sector energético se ha consolidado como el primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía tiene ambiciosos objetivos para este año.

En conversaciones con Energía Estratégica, Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, busca seguir incrementando sus ventas de energía renovable a través de la digitalización e innovación en el mercado eléctrico. 

“El balance del año anterior es excelente, aumentamos 5X en términos de agregación de energía y 3.5X en términos de revenue, lo cual nos posiciona en la cresta de una ola que no para de crecer”, explica.

Y agrega: “Para 2024, esperamos incrementar también 2.5 X en términos de revenue y finalizar el año con cerca de 7 GWh/día, listos para comercializar y aportar a la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano”, explica.

Para lograr estas metas, la firma lanzó este año en Colombia “Klik on Zero”, un producto con el que las empresas ahora tendrán la oportunidad de certificar su consumo de energía. 

Además, las firmas participantes podrán ingresar al mercado de bonos de carbono, mientras que los grandes consumidores de energía podrán inscribirse en el programa de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV). 

De acuerdo a Quintana, la iniciativa tiene como objetivo impulsar proyectos de energía renovable en el país, disminuir las emisiones de alcance 1 y 2 y contribuir a que Colombia sea parte del compromiso global al reducir la contaminación.

“Al certificar su consumo, las empresas contribuyen a la disminución de emisiones de alcance dos derivadas de actividades secundarias por el consumo de energía convencional y no solo eso, con “Klik on Zero” también podrán compensar sus emisiones de alcance 1 a través de créditos de carbono”, advierte.

Cabe destacar que Klik Energy, al iniciar la crisis por el fenómeno de El Niño, contó con una disponibilidad de 3,5GWh/día para suministrar al país, a través del programa de DDV, lo que representó el consumo diario de 350.000 hogares. 

Además, con su campaña “Cada Klik cuenta para la cuenta” , que ha impactado a más de 1,2 millones de personas, la empresa buscó incentivar las buenas prácticas de consumo energético tanto en los grandes consumidores de energía como en los usuarios en general, reafirmando su compromiso con la confiabilidad del sistema energético colombiano.

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Black and Veatch, empresa con más de un siglo de trayectoria a nivel global, mantiene un sólido compromiso con la sostenibilidad energética en Latinoamérica. Un ejemplo de esto fue su participación activa como partner para la primera edición del Future Energy Summit (FES Mexico). Allí, realizo importantes anuncios que la posicionan como EPC líder en el desarrollo en proyectos de hidrógeno verde.

Romina Esparza Almaraz, Directora de Desarrollo de Negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black and Veatch, explicó la importancia de estos proyectos y el papel de la empresa en la transición energética global. «Tenemos más de 100 años diseñando y construyendo proyectos que ayudan a resolver los problemas críticos de la humanidad», comentó Esparza. «Con eso me refiero a proyectos en el área de generación de energía, transmisión de energía, redes de telecomunicación, tratamiento de aguas, que si tú te das cuenta, todas estas soluciones son parte del esquema que nos están ayudando a la transición energética».

La trayectoria de Black and Veatch en generación de energía es impresionante, con más de 460 GW de proyectos desarrollados en todo el mundo. De estos, más de 49 GW corresponden a proyectos solares y 56 GW a proyectos de energía eólica, destacando la experiencia diversificada de la empresa en el sector de energías renovables. Ahora, con un enfoque renovado en el hidrógeno verde, la compañía está avanzando hacia la construcción de infraestructura esencial para una economía baja en carbono.

«En el tema de hidrógeno verde estamos desarrollando como EPC tres proyectos que en su conjunto van a sumar alrededor de 365 MW de capacidad para la electrólisis», afirmó Esparza. «Es un dato importante porque esa capacidad doblaría la capacidad que actualmente en el mundo existe para electrólisis de hidrógeno verde».

La implementación de estos proyectos no solo representa un hito en términos de capacidad instalada, sino también en términos de innovación y eficiencia en la construcción. «Siempre estamos buscando cómo optimizar de alguna forma los trabajos que hacemos y siempre los equipos de construcción están proponiendo nuevas metodologías, nuevos procesos para poder reducir los tiempos de construcción o mejorar en cuanto a las políticas de seguridad que se necesitan en los proyectos», señaló Esparza. Esta mentalidad de mejora continua y adaptación es esencial para mantener a Black and Veatch a la vanguardia de la industria.

La vasta experiencia acumulada por la empresa a lo largo de un siglo también juega un papel crucial en la ejecución de proyectos complejos y de gran escala. «Estos 100 años de experiencia que tenemos definitivamente son lecciones aprendidas que podemos aplicar en la industria local», destacó Esparza. Esta rica historia de aprendizaje y adaptación permite abordar los desafíos actuales con una perspectiva única y bien informada.

En México, Black and Veatch ha establecido una presencia sólida durante más de 25 años, participando en proyectos emblemáticos como la primera terminal de gas natural en Costa Azul. Este historial de éxito en el país y la región refuerza la capacidad de la empresa para liderar proyectos de gran envergadura y complejidad.

La inversión en hidrógeno verde es una pieza clave en la estrategia global para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar el cambio climático y México es una plaza estratégica para los desarrollos de esta empresa. La capacidad de electrólisis que Black and Veatch está impulsando no solo contribuirá a la producción de hidrógeno verde, sino que también fomentará la adopción de esta tecnología en diversas industrias, desde el transporte hasta la producción de electricidad y la industria pesada.

La entrada Black and Veatch lidera tres proyectos de hidrógeno verde que duplicarán la capacidad instalada global actual se publicó primero en Energía Estratégica.

Con el objetivo de alcanzar este año los 6GW de potencia instalada en el país, el gobierno colombiano está aplicando medidas para impulsar el desarrollo de las renovables: ha dado pasos como incentivos fiscales, posibilidad de licenciamiento ambiental para nuevos proyectos, la subasta de Cargo por Confiabilidad e incluso la CREG esta revisando el balance de energía firme para determinar si es necesario realizar nuevas subastas de largo plazo.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en este escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, lo cual genera una creciente demanda de profesionales especializados.

En este marco, el experto del sector Martín Hildebrando Martínez Cadavid, elaboró una base de empleos del sector energético de más de 180 empresas en los sectores Público, Generación, Transmisión, Comercialización y Operadores de red, con sus tipos de contratación y los enlaces para aplicar a las vacantes que estas oferten.

En conversaciones con Energía Estratégica, el especialista destaca: «El objetivo es guiar a los profesionales que no saben por dónde iniciar su búsqueda laboral y con ello fortalecer la comunidad del sector».

Y agrega: «El documento tendrá una versión 2 que incluirá sectores como Oil&Gas, aliados de las principales empresas (contratistas), firmas de productos y servicios y multinacionales que realizan labores en el país. Con esta ampliación se espera recopilar información de más de 500 empresas. El propósito de convertirla en la base de datos de empleabilidad más grande del país en cuanto al sector energético se refiere».

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Fuerte demanda de profesionales en el sector fotovoltaico

Según Martínez Cadavid, dado el marco de la transición energética los proyectos de generación y comercialización de energía han crecido mucho en Colombia.

«Detrás de nuevas empresas de generación ha venido también nuevos comercializadores de red y se han incorporado empresas que no solo instalan los sistemas fotovoltaicos para que el cliente reciba los beneficios energéticos sino que venden la energía un poco más barato que el mercado a través de PPAs. Esa modalidad ha permitido que crezca mucho el sector fotovoltaico a nivel nacional, consolidándose como el que más ha aumentado en demanda de profesionales», afirma.

«La demanda de profesionales competentes en el sector fotovoltaico ha aumentado mucho por la diversificación de comercializadores y la entrada de inversión extranjera al país. Eso ha ocasionado que distintas universidades en el país se enfoquen en proyectos de energías renovables y eficiencia energética mejorando también la capacitación del capital humano«, insiste.

En esas áreas, los requerimientos de perfiles del sector ERNC suelen ser elevados debido al crecimiento continuo de la industria y la necesidad de satisfacer los objetivos de energía sostenible establecidos por el gobierno nacional.

En síntesis, el mercado laboral energético está experimentando un crecimiento significativo en la región, reflejado en un aumento de las oportunidades laborales y la expansión de las empresas. La idea es que los profesionales tengan las herramientas para aprovechar esa ola de posibilidades y seguir fortaleciendo al sector.

La entrada Más de 180 empresas del sector energético abren vacantes en Colombia: ¿Cómo aplicar? se publicó primero en Energía Estratégica.

No hay dudas de que Ecuador reconocido por su biodiversidad y patrimonio natural, en regiones como las Islas Galápagos, 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.

Bajo esta premisa, 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 este marco, Marcelino Madrigal, especialista del BID, señaló en sus redes sociales que el programa persiguen los siguientes objetivos: «Impulsar la transición energética justa y sostenible que promueva la integración de energía renovable en Ecuador para así lograr la cobertura universal, incluyendo las la transición en islas Galápagos; mejorar la eficiencia energética; fomentar la participación de la mujer en el sector eléctrico y las personas con discapacidad en el sector eléctrico y aumentar la participación del sector privado en el segmento de la generación por medios de procesos competitivos para generación solar y eólica«.

Además, contribuirá a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

Según comunicó el BID, la operación es la segunda de una serie del Préstamo Programático en Apoyo de Reformas de Política (PBP), conformada por dos préstamos contractualmente independientes, pero técnicamente vinculados. El préstamo por US$500 millones es a 19,5 años de amortización, con un período de gracia de seis años y una tasa de interés basada en SOFR. Los fondos de la Facilidad de Corea por US$100 millones son a 15 años de plazo, con tres años de gracia y 2,5 por ciento de interés anual.

En tanto a las acciones que se realizarán con esos fondos, la entidad destacó: «Se estima que más de 80.000 viviendas, especialmente en áreas rurales y urbano-marginales, se beneficiarán con el acceso mejorado a servicios eléctricos, incluyendo a las comunidades de las Islas Galápagos y a los usuarios de fincas camaroneras conectados a la red que han sustituido el combustible fósil por energía eléctrica. También habrá nuevas oportunidades de empleo generadas por el sector privado a través de la expansión de las energías renovables y la movilidad eléctrica».

Y agregó: «El programa avanzará con la consolidación del Sistema Interconectado Andino (SINEA), particularmente el desarrollo del sistema de transmisión eléctrica 500kV para el intercambio de energía eléctrica entre Ecuador y Perú. Asimismo, desarrollará e implementará tecnologías innovadoras, como la generación distribuida y la movilidad eléctrica, que no solo fortalecerán la infraestructura energética del país, sino que también impulsarán la adopción de prácticas más sostenibles y eficientes».

El Banco también anunció el lanzamiento de consultas públicas y programas de educación y capacitación para las comunidades locales y mecanismos sólidos de transparencia y rendición de cuentas para garantizar el uso eficiente y efectivo de los fondos asignados.

Estas líneas de financiamiento se suman al ambicioso plan de transición energética que tiene el BID y el gobierno ecuatoriano en Galápagos el cual prevé el desarrollo de 40,7 MW de potencia eólica y solar en las 4 islas.

Estas obras tendrá significarán una reducción en el consumo de diésel. Se espera una disminución de 44% de emisiones para el 2025 y de 72% para el 2030. Además, contempla el desarrollo de almacenamiento para el año 2025 de 58,14 MWh, así como 39,32 MWh propuestos en Santa Cruz- Baltra, San Cristóbal, Isabela y Floreana. 

La entrada BID y Corea otorgarán préstamo de USD 600 millones para acelerar la transición energética en Ecuador se publicó primero en Energía Estratégica.

En un esfuerzo por asegurar la estabilidad energética del país, Honduras está evaluando diversas estrategias para la incorporación de nuevas fuentes de energía, tanto a corto como a largo plazo.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en conjunto con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), está analizando opciones que incluyen licitaciones y arrendamientos de corto plazo para cubrir la demanda inmediata, así como licitaciones a largo plazo para asegurar una transición hacia energías más sostenibles.

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, ha subrayado la necesidad de una planificación flexible y adaptable, especialmente en vista de los impactos del cambio climático que ha afectado a la región en los últimos veranos.

«Estamos analizando una diversidad de opciones con la distribuidora ENEE. Por un lado, están los términos de referencia y pliegos de licitación de 1500 megavatios de largo plazo, para el 2026, 2027 y 2028. Sin embargo, en vista de los impactos del cambio climático en la región, en relación a la incertidumbre que se ha mostrado en los últimos dos veranos, también estamos evaluando la posibilidad de que se realicen licitaciones de corto plazo con la finalidad de que entren tecnologías específicas, ya sean renovables o no renovables en la red, de una manera de corto plazo y no esperar esas inversiones dentro de cuatro o cinco años», explicó Flores.

Nuevos arrendamientos y licitaciones   

La experiencia adquirida por ENEE en arrendamientos recientes habría abierto la posibilidad de continuar con esta práctica en el corto plazo. Y según expresó el comisionado en conversación con Energía Estratégica, también contemplarán licitaciones de corto plazo.

Estas propuestas a corto plazo, que podrían ser implementadas en un plazo de dos años, permitirían una rápida incorporación de tecnologías específicas para satisfacer la demanda energética. Entre ellas, el referente de la CREE, indicó que prioritariamente se verían centrales de base, como búnker y diésel en este horizonte inmediato.

En cuanto a las opciones a largo plazo, Flores destacó la importancia del gas natural como un combustible de transición. Este energético ya se está utilizando de manera eficiente en países vecinos como en El Salvador, en Nicaragua y Panamá, lo que motiva su incorporación en el mercado hondureño. Pero aquello no sería todo.

Para la licitación de largo plazo que se estima en el orden de 1500 megavatios, se está considerando la expansión de tecnologías renovables con almacenamiento de energía.

“Definitivamente, andamos buscando que sean eólicos o solares con baterías», afirmó el comisionado, mientras citó que en el país ya cuenta con ejemplos exitosos de estas tecnologías en la isla de Roatán y Brus Laguna en Gracias a Dios, donde las instalaciones de energía solar fotovoltaica con baterías han demostrado ser efectivas.

Desafíos del mercado eléctrico regional

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, también abordó en conversación con este medio de noticias que los desafíos que enfrenta Honduras en el mercado eléctrico regional, particularmente en épocas de alta demanda los llevan a “reorientar las políticas energéticas” y enfocarse en una planificación que priorice el crecimiento del mercado local.

«El mercado eléctrico regional no nos está funcionando porque en los últimos dos veranos tanto El Salvador, Guatemala y Panamá cerraron las puertas. Nos dejaron solos a Honduras”, cuestionó.

Y explicó: “Honduras es el único país que tiene tres interconexiones regionales y la regulación regional lo que hace pues es que cada país primero hace su despacho nacional (cubre la demanda nacional) y como es un mercado de excedentes, lo que excede se puede inyectar al mercado regional. Sin embargo, de nuevo, por el cambio climático, por ejemplo  El Salvador puso límites a  su transferencias hacia el mercado regional durante el verano pasado y el antepasado con la finalidad, según la información que se maneja a nivel regional, de cuidar los embalses. Lo mismo hicieron Panamá y Guatemala, solo que por otras condiciones relacionadas con Cambio Climático y Declaración de Emergencia, respectivamente ”.

En respuesta a estas restricciones, Honduras está priorizando la búsqueda de soluciones internas a través de arrendamientos, licitaciones de corto plazo y largo plazo en el mercado nacional. La combinación de estas medidas tendría como objetivo, no solo garantizar la estabilidad del suministro eléctrico, sino también avanzar hacia una matriz energética más sostenible y resiliente frente a los desafíos del cambio climático.

Con estos planes, Honduras espera enviar señales claras a los inversionistas y asegurar que la potencia y energía necesarias estén disponibles en el futuro inmediato y a largo plazo, siguiendo una estrategia que equilibre la necesidad de soluciones rápidas con una visión sostenible a largo plazo.

La entrada Honduras evalúa licitación de corto plazo y arrendamiento para incorporar potencia y energía antes de licitar 1500 MW se publicó primero en Energía Estratégica.

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay recibió el interés de once empresas en la licitación para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque fotovoltaico Punta del Tigre. 

Berkes, CTTECH, DTW, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI, PowerChina, Prodiel, Teyma y Ventus son las firmas que compiten para llevar adelante la central que se instalará en la localidad de Cerámicas del Sur (departamento de San José). 

Dicho proyecto deberá contar con una potencia instalada en inversores de, al menos, 25 MW en corriente alterna a 25°C, y paneles de al menos 27.5 MWp de capacidad STC; en tanto que tanto que la distancia mínima entre bandejas en dirección este-oeste no podrá ser menor a 6 metros entre ejes.

Una de las particularidades de las ofertas presentadas es que siete corresponden a empresas uruguayas (Berkes, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI, Teyma y Ventus), mientras que las otras cuatro compañías interesadas se reparten en dos provenientes de España (CTTECH y Prodiel) y las dos restantes de China (DTW y PowerChina). 

Es decir que la licitación del proyecto fotovoltaico Punta del Tigre atrajo tanto el interés local como internacional, sumándose así a las “grandes y buenas expectativas” que manifestaron desde UTE previo a la apertura de sobres, dadas las instancias de visitas que se hicieron al lugar como de consultas que llegaron formalmente. 

¿Cómo sigue el proceso? 

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas de Uruguay podrá disponer la adjudicación de la contratación, el rechazo de la totalidad de las ofertas presentadas o declarar desierta esta contratación sin que por ello incurra en responsabilidad alguna respecto del oferente u oferentes afectados por esta decisión, sin tener la obligación de comunicar los motivos de ella.

Pero en caso que UTE decida adjudicar la presente contratación, la adjudicación se realizará por el total de la oferta. A partir de la designación (si correspondiera), la empresa ganadora tendrá un plazo máximo de 548 días corridos (cerca de un año y seis meses) para la finalización de la obra y las instalaciones deberán estar diseñadas para una vida útil de 30 años.

Además, el proyecto deberá contar con un porcentaje obligatorio de componente nacional, tanto en cuanto recursos humanos como bienes de capital: el 80% del total de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra, corresponderá a ciudadanos uruguayos o personas extranjeras que hagan sus aportes en institutos de seguridad social nacionales. 

Mientras que el 50% de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra (sin considerar administrativos y servicio de limpieza) deberá corresponder a personal de sexo femenino y/o personas menores de 24 años o mayores de 50 años a la fecha de su ingreso en funciones. 

Por otro lado, desde la propia UTE confirmaron que analizará los resultados de la actual convocatoria para terminar de pulir el nuevo pliego licitatoria del parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), considerando que la entidad tiene previsto que, a partir de 2026, debe incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sigue trabajando para garantizar un suministro de energía confiable para los colombianos. Por ello, en la actualidad adelanta el análisis del balance de Oferta de Energía Firme y de la Demanda para el periodo 2025-2029.

A partir de este estudio, se busca asegurar la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en el corto y mediano plazo. También se determina si hay necesidad de convocar a nuevas subastas de reconfiguración o expansión, dependiendo de lo que se requiera y de acuerdo con la regulación vigente.

“Estos análisis de la Comisión se realizan con el propósito de hacer un seguimiento oportuno a la confiabilidad de nuestro sistema eléctrico”, recalcó Antonio Jiménez Rivera, Director Ejecutivo de la CREG.

El estudio se adelanta luego de la realización de la subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad, convocada mediante la Resolución CREG 101 034A de 2022 y desarrollada el pasado 15 de febrero1 .

De este modo, la CREG avanza en los análisis del balance de energía considerando los impactos de la entrada en vigencia del nuevo modelo para la determinación de la energía firme de plantas solares2 y el cambio del factor de ajuste cuando no se declara información en sitio.

Por otro lado, la Comisión adelanta el seguimiento de la evolución de la demanda de energía en el sistema frente a las proyecciones elaboradas en enero por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), mientras se informan las nuevas proyecciones en los primeros días del mes de agosto de acuerdo con lo manifestado por parte de la Unidad a esta Comisión.

En el análisis que se está llevando a cabo, también se tiene en cuenta la información de capacidad de transporte asignada por la Unidad a los proyectos de generación con corte a 30 de noviembre de 2023.

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“La estructuración del ecosistema para el hidrógeno es algo que estaremos viendo los próximos años, pero existen esfuerzos que se van conjuntando para lograrlo”, confió Guillermo Gómez, CEO de Consultoría Sustentable G2H. 

De acuerdo con el consultor, asociaciones como la Sociedad Mexicana del Hidrógeno (SMH) que se encuentra motivando el desarrollo de tecnología nacional, actores como la cooperativa alemana GIZ que proporciona la visión y experiencia internacional , así como la participación de los gobiernos subnacionales como Chihuahua, Tamaulipas, Puebla, Campeche y Veracruz están resultando claves para ir estableciendo las bases.

Por el lado de la demanda, por la creciente necesidad de transitar a energías limpias industrias como la metalúrgica/acerera, vidrio y cemento, transporte, refinación y petroquímica ya estarían evaluando su incorporación. Pero hablar hoy de off-takers con un requerimiento específico mensual de hidrógeno o sus derivados en el mercado mexicano es aventurado. 

Recién una vez definido todos los eslabones de la cadena de suministro, al menos en una primera etapa, Guillermo Gómez consideró que se podrá visualizar con una mayor claridad los requerimientos necesarios para poder garantizar principalmente el suministro de hidrógeno.

Por lo pronto, según se confirmó en la pasada edición de The World Hydrogen Energy Conference, las principales las empresas que se perfilan del lado de la oferta, porque ya están desarrollando proyectos para empezar a detonar el sector del Hidrógeno en México, son aquellas dedicadas a los gases comprimidos y críticos como son Cryoinfra y Linde; las cuales, además de líderes en la industria nacional, cuentan con gran experiencia en el desarrollo de proyectos de Hidrógeno en el mundo. 

De allí que, algo importante a considerar desde la perspectiva del CEO de Consultoría Sustentable G2H será la oportunidad que tiene México para planificar una transición del propio hidrógeno, pasando de gris/azul a verde, ya que, de acuerdo al especialista “la madurez del sector puede verse beneficiada, si se comienza por la adopción en primera instancia de una demanda constante y desarrollo de infraestructura sólida” como aquella de la industria del gas natural.

Esto mismo, podría ayudar a definir los tipos de contratos que pueden manejarse para el sector del hidrógeno, entre los cuales Guillermo Gómez enumeró algunos de los ya conocidos y sumó esquemas que han funcionado en otros países, por ejemplo:

Contratos de Compra de Energía (PPA)
Contratos de Precio Fijo
Contratos de Diferencia (CfD)
Financiamiento Público
Acuerdos de Consorcio
Contratos de Suministro a Largo Plazo
Mecanismos de Subasta.   

Rango de precios para el hidrógeno    

Pesé a que el sector del hidrógeno se encuentra en desarrollo en México, aún faltan varios elementos para poder contar con un ecosistema sólido por lo que establecer una postura definitiva al hablar de costos aún sigue siendo aventurado.

Actualmente, los valores que se consideran a nivel internacional refieren principalmente a pronósticos con base en el tipo de fuente de donde se obtendría la producción de este. Al respecto, Guillermo Gómez, CEO de Consultoría Sustentable G2H, ejemplificó qué rango de precios empiezan a transparentarse en el caso del hidrógeno gris e hidrógeno verde:

“El costo del millón de BTU (MMBTU) del hidrógeno gris puede variar significativamente dependiendo de varios factores, como el costo de la materia prima que es el gas natural, los costos de producción, que para este caso es el proceso de reformado con vapor de agua y la ubicación geográfica del proyecto. Según datos históricos a nivel mundial y estimaciones recientes, el costo del hidrógeno gris puede oscilar entre $1 USD y $2USD por kilogramo, lo que equivale aproximadamente a $8.50 USD a $17 USD por millón de BTU”.

“Por otro lado, el costo del millón de BTU (MMBTU) del hidrógeno verde es generalmente más alto que el del hidrógeno gris debido a los costos asociados con la producción a través de la electrólisis del agua utilizando energía renovable. Los costos pueden variar significativamente dependiendo del costo de la electricidad renovable, la eficiencia del proceso de electrólisis y otros factores operacionales. En términos generales, el costo de producción del hidrógeno verde puede oscilar entre $3 USD y $7 USD por kilogramo”. 

Ahora bien, esos valores contemplan un escenario “business as usual”. Por lo que, si se consideran mejoras a las condiciones actuales de la industria y los mercados, la evolución del precio podría ir hacia la baja en esta misma década. 

Según varios estudios y análisis, incluidos informes de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) y otras instituciones de investigación energética, se espera que el costo del hidrógeno verde pueda disminuir a un rango de aproximadamente $1.50 USD a $3USD por kilogramo para 2030.

La entrada Stakeholders empiezan a alinear esfuerzos con el fin de estructurar un ecosistema para el hidrógeno verde en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Por la demanda energética que atraviesa el país y sus alta fuente de recursos naturales, Colombia emerge como una región estratégica para que importantes actores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables.

En este marco, Procolombia, la organización gubernamental encargada de promover el turismo, la inversión extranjera en Colombia, las exportaciones no minero energéticas, revela acciones fundamentales para lograr el feliz término de proyectos de energías no convencionales en el país.

“Compartimos el ABC para proyectos de energía renovables, donde encontrarán el paso a paso legal para su desarrollo en el país. Esperamos que esta información sea de mucha utilidad para inversionistas extranjeros e instalados para futuras reinversiones”, explica el abogado German Andrés Ducón Cote, en representación de la Gerencia Legal de Procolombia.

En este sentido, el experto señaló que repararse para invertir es necesaria una apropiada estructuración del proyecto a través de los siguientes pasos: 

Asesorarse del territorio según la fuente de energía renovable que se quiere desarrollar.  Para ello, es importante investigar la situación legal de la tierra, teniendo en cuenta que en Colombia el proceso de consultas previas es uno de los principales desafíos que deben superar los actores públicos y privados a la hora de montar proyectos renovables, sobre todo, en zonas estratégicas como La Guajira, donde habitan comunidades indígenas.
Evaluar las ventajas del país en cuanto a la integración comercial, estabilidad y acuerdos. Se recomienda evitar la doble tributación, al investigar los mecanismos de protección e incentivos a la inversión extranjera directa  (IED) y reducir riesgos en la toma de decisiones con la asesoría de expertos locales. También conviene revisar posibles proveedores de bienes o servicios, mano de obra, consumidores, teniendo en cuenta la cercanía de mercados claves.
Conocer el marco normativo. Procolombia sugiere asesorarse sobre las políticas y principales regulaciones en su actividad (generación, transmisión, distribución o comercialización) tales como las Leyes 142 de 1994; 1715 de 2014 y 2099 de 2021.

Validar las licencias, permisos, certificaciones o procesos de consulta previa necesarios para el proyecto, al igual que los requisitos necesarios para iniciar operación.
Validar que la propiedad intelectual de sus intangibles esté cubierta en Colombia y decidir si se desea mantenerlos en la sociedad en el extranjero o en la subsidiaria colombiana por construir.
Definir la financiación del proyecto. Para ello se recomienda verificar posibilidades de créditos locales.

Luego de estructurar el proyecto renovable, Ducón Cote sugiere tomar en consideración las siguientes recomendaciones a la hora de iniciar la inversión:

Definir y constituir el vehículo corporativo o inscribirlo en la cámara de comercio de la ciudad seleccionada.
Obtener el registro único tributario para quedar habilitado ante la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN)
Abrir una cuenta bancaria.
Recibir el capital desde el exterior (capitalización o deuda), registrarlo y negociar el cambio de las divisas en el banco
Contratar personal y vincularlo a la seguridad social. En caso de que haya trabajadores extranjeros, se requiere regularizar su situación migratoria al registrarlos en el SIRE, RUTEC y las entidades de seguridad social.
Si va a aplicar los incentivos de la Ley 1715 tenga en cuenta todas las inversiones que deba realizar al momento de estructurar el proyecto. Particularmente: estudio de títulos en adquisición de tierras; licencias de construcción; licencias ambientales ANLA o CAR; Procedencia de Consulta Previa y desarrollo del proceso DANCP; Certificación del proyecto UPME.
Ubicar y adquirir los bienes de capital e insumos necesarios para su operación. En este sentido, solo importe cuando haya lugar a ello.
Gestionar la protección de los intangibles en cabeza de la subsidiaria colombiana.
Asegurar la obtención del punto de conexión para poder poner en marcha el negocio en Colombia
Celebrar los contratos pertinentes con un asesor experto que garantice la legalidad de la operación.

Una vez iniciada la inversión, Procolombia recomienda las siguientes acciones para la continuidad de sus operaciones en el país sin barreras:

Cumplir las obligaciones corporativas, renovaciones y deberes anuales, tales como la renovación de la matrícula mercantil, reportes de información, pago de impuestos, actualizaciones de registros públicos, entre otros.
Mantener al día cualquier tipo de permiso o registro que el negocio requiera.
Evaluar constantemente los resultados de su inversión inicial.
Expandir sus operaciones a través de nuevas líneas de negocios, sedes y acceso a nuevos mercados desde Colombia.

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

No obstante, para lograr una mayor electrificación del sistema, el país no está exento de retos ambiciosos en la infraestructura para poder trasladar toda esa energía.

Durante el evento, PerúEnergía 2024, Javier Muro, gerente general de Distriluz, grupo de empresas de participación mayoritariamente estatal dedicada a la comercialización y distribución de la energía eléctrica, habló sobre estas metas durante su ponencia titulada “Impacto económico de la seguridad de suministro en los sistemas de distribución eléctrica del país”(ver transmisión).

“Para lograr una adecuada expansión y confiabilidad en la cadena de suministro debemos enfrentar varios desafíos en Perú, sobre todo en la subtransmisión y en la distribución. Nuestro esquema normativo es muy limitado. Es muy escasa la fórmula regulatoria con los cuales se le exige las condiciones de inversiones del distribuidor”, explicó.

Según el experto, resulta una barrera que el valor agregado de distribución por el cual se remuneran las redes de distribuidor consideren demandas del año anterior a la regulación y no demandas futuras. Tampoco se consideran las instalaciones de crecimiento, solo lo que en ese momento lleva instalado la empresa y es optimizada con un sistema green field.

Además, Muro explica que el valor de la energía no suministrada (VENS), es decir, el costo de la pérdida de la actividad socioeconómica que ocurre cuando no se proporciona electricidad a los consumidores, “no es recogido ni por la planificación ni por la regulación normalmente en los sistemas”.

Este valor resulta fundamental para medir los beneficios marginales de mejorar el nivel de seguridad del suministro eléctrico.

En este sentido, el especialista destaca los principales desafíos para expandir la distribución y garantizar la confiabilidad: 

Elaboración de un estudio de determinación del VENS para el país. Esto es necesario para que se pueda consultar esta información de forma oficial garantizando cálculos más predictivos. 
El desarrollo de planificación de la expansión y los niveles de confiabilidad basadas en minimizar los costos de inversión y de VENS.
Adaptar las políticas y decisiones regulatorias bajo este nuevo enfoque. 
Que las empresas prioricen sus inversiones considerando la rentabilidad privada y su impacto en la seguridad de suministro.
 Que los usuarios tengan la posibilidad de tomar mejores decisiones conociendo el costo de la seguridad de suministro.

En este sentido, Muro hizo hincapié en la necesidad de abordar estos retos ya que la confiabilidad energética tiene un impacto directo en la economía peruana: si falla se elevan los costos de energía y lo cual afecta a todos los usuarios. En otras palabras, señaló que un país no puede crecer económicamente sin energía. 

La entrada Distriluz destaca desafíos para la expansión y la confiabilidad de la distribución eléctrica en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

Hasta el 04 de agosto se amplió el plazo para que las organizaciones sin fines de lucro de la Región de Atacama postulen a la séptima versión del Fondo de Acceso a la Energía (FAE), destinado a fomentar iniciativas de energías renovables a pequeña escala, así lo anunció la seremi de la cartera en la región, Yenny Valenzuela Araya.

El objetivo del concurso es beneficiar a las instituciones con rol público con la implementación de soluciones que les permitan acceso y mejoramiento de su suministro energético a través del financiamiento de proyectos a pequeña escala con energías renovables.

La seremi de Energía, Yenny Valenzuela Araya, destacó: “Para Gobierno del Presidente Gabriel Boric es prioritario llegar con energía segura y estable a todos los rincones de Chile. Por ello, este fondo está diseñado para beneficiar a organizaciones en zonas rurales, aisladas y/o vulnerables, mejorando la calidad de vida de las personas y fomentando el desarrollo social de las comunidades. Se puede postular a dos tipos de soluciones, una de ellas es la energización fotovoltaica y, la otra, son los colectores solares térmicos para agua caliente sanitaria. De esta manera, estamos promoviendo el acceso a la energía a través del impulso de fuentes renovables”.

Entre las organizaciones elegibles para postular están: las comunidades y asociaciones indígenas reguladas por la Ley N°19.253; Organizaciones comunitarias, constituidas bajo la Ley N°19.418, tales como las juntas de vecinos y los centros de padres y apoderados; Personas jurídicas sin fines de lucro, registradas en el catastro de organizaciones de interés público según la Ley N°20.500 sobre asociaciones y participación ciudadana en la gestión pública, tales como fundaciones, corporaciones, ONG, asociaciones, entre otras; y Cuerpos de Bomberos, constituidos según la Ley N°20.564.

Además, es importantes destacar que el FAE 2024, como en su versión anterior, bonificará adicionalmente a grupos vulnerables: Comunidades o asociaciones indígenas, niñas, niños y adolescentes, adultos mayores, mujeres y personas con discapacidad.

En su séptima versión, el FAE financiará la generación fotovoltaica con o sin almacenamiento en baterías de hasta 10 kW de potencia y sistemas solares térmicos para el calentamiento de agua de hasta 1.500 litros.

Las postulaciones se pueden realizar a través de la página www.energia.gob.cl/fae.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) inauguró el Primer Municipio Energético de Colombia, mediante la entrega de la central de generación híbrida que llevará energía 24/7 a Cumaribo, Vichada y beneficiará a más de 1350 familias.

Se trata de la central más grande que ha desarrollado el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE, entidad adscrita al Ministerio, en las Zonas No Interconectadas de Colombia.

Con una inversión de $20.484.646.035, el proyecto energético se compone de un campo solar de 1,4 MW con un total de 3094 paneles solares de 460Wp cada uno; banco de baterías de litio de 1408 kWh, conformado por 160 baterías de 87,6 VDC cada una; también, 3 plantas diésel de respaldo.

Durante el lanzamiento oficial, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, señaló: «No hay nada que agradecer a un Gobierno que hace lo que tiene que hacer. Esto que estamos entregando no es ningún favor, es el derecho del municipio y de la comunidad de Cumaribo. Estamos intentando reparar las décadas de abandono del Estado hacia estos municipios. Este gobierno está trayendo las inversiones a los lugares que se necesitan».

Y agregó: «Cumaribo le ha dado mucho a este país: 96% de su compromiso de sustitución de cultivos par transformar el territorio. Estos proyectos de energía eléctrica y las inversiones públicas representan la paz. Son un claro ejemplo de los esfuerzos que se están haciendo por avanzar en la a transición energética justa». 

Según el funcionario, con una inversión superior a 20 mil millones, 160 baterías, más de 3 mil paneles y  24 horas de energía, estos municipios se convierten en desarrollo, derechos y oportunidades. 

Además, Camacho reveló que han cerrado una línea de crédito con la banca pública para construir 240 municipios energéticos como este. El objetivo es que este financiamiento del Estado permita el desarrollo de más proyectos de este estilo en el país.

Por su parte, Danny Ramírez, director del IPSE, señaló : “Hoy, en Cumaribo, no solo estamos trayendo energía 24/7, estamos entregando esperanzas, sueños y desarrollo. Este primer municipio energético sostenible es un impulso que las familias necesitaban para transformar sus vidas y sus tierras».

«Gracias a esta nueva fuente de energía continua, estamos viendo cómo se potencian los proyectos productivos locales, permitiendo que los ciudadanos trabajen de manera más eficiente y sostenible. Este avance no solo mejora la calidad de vida de las personas, también fortalece la economía de la región, promoviendo un desarrollo inclusivo y equitativo”, añadió.

Cabe destacar que en Cumaribo, también, se está implementando la Escuela de Formación para la Transición Energética Justa, una apuesta pedagógica del Ministerio de Minas y Energía y el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, cuyo propósito es transmitir y construir conocimientos indispensables que forjen capacidades para la constitución, puesta en marcha, apropiación y cuidado de las Comunidades Energéticas en las Zonas No Interconectadas.

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Future Energy Summit (FES) vuelve a Chile por tercer año consecutivo con un nuevo mega evento que congregará a más de 400 CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

La cumbre FES Chile se realizará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), y cuenta con entradas Early Bird ya a la venta (hasta el 2 de septiembre) para las dos jornadas que tendrán espacios dedicados al networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales respecto al estado de las renovables y la transición energética. 

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Tal es que así que la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), la Agencia Polux Comunicaciones, Atlas Renewable Energy e Ibereólica se sumarán a FES Chile y debatirán sobre el avance de la tecnología solar, la energía eólica, el hidrógeno verde y las tendencias en la región. 

H2 Perú es una asociación sin fines de lucro fundada a fines del 2020, que genera espacios de interacción para intercambiar visiones, experiencias, y necesidades para identificar oportunidades; a tal punto que en 2022 presentaron una propuesta de hoja de ruta de hidrógeno verde de dicho país, donde proyectaron más de 12 GW de potencia de electrolizadores y un costo de producción cercano a USD 1 kg H2V al 2050.

H2 Perú tendrá representación en la cumbre de Future Energy Summit a través de su presidente, Daniel Camac, quién recientemente apuntó que “la ley del fomento al H2V en Perú es la más ambiciosa de Latinoamérica” y quien formará parte del panel de debate “Visión de los grandes Inversionistas del sector energético del Cono Sur”. 

Dicho panel estará moderado por Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Polux Comunicaciones, quien tiempo atrás fue identificada, por Low Carbon Business Action, de la Unión Europea, como una de las mujeres líderes están liderando el cambio mediante iniciativas sustentables. 

La Agencia Polux Comunicaciones es la primera y única agencia en Chile especializada en energías limpias, sustentabilidad y equidad de género, y engloba a grandes entidades del sector como por ejemplo ACERA, Atlas, Colbun, H2 Chile y AFRY, entre otras. 

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Justamente Atlas Renewable Energy, empresa internacional dedicada al desarrollo, construcción y operación de proyectos de energía renovable, formará parte del mega evento FES Chile, en su caso durante el panel “Tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur”. 

Susana Morales, gerenta de adquisición de proyectos y nuevos negocios de Atlas, estará en nombre de la productora independiente que meses atrás vaticinó que prepara un pipeline de aproximadamente 3000 MW para liderar el mercado renovable chileno y que en marzo del 2024 firmó un acuerdo de BESS stand-alone en Chile por 800 MWh de capacidad de almacenamiento. 

Y cabe recordar que Chile posee 17093 MW de capacidad en energías renovables no convencionales (ERNC) que representan cerca del 46,6% de la matriz del Sistema Eléctrico Nacional, de Aysén, de Magallanes y de la Isla de Pascua. 

Dentro de las ERNC la tecnología solar fotovoltaica es la de mayor participación gracias a 10566 MW operativos y en pruebas, seguido por la energía eólica que suma 4981 MW de potencia y que también tendrá lugar durante la cumbre FES Chile. 

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Ibereólica, firma española fundada en 1996 con alrededor de 11 GW instalados y en desarrollo entre proyectos hidroeléctricos, eólicos, solares y de nuevas tecnologías en diferentes fases de avance en España, Chile, Perú y Brasil, se hará presente en el evento de Future Energy Summit a través de su CEO para Latinoamérica, Guillermo Dunlop. 

El especialista aportará aportará las perspectivas para la evolución de la energía eólica en el Cono Sur, considerando que la firma posee casi 780 MW de esta tecnología en Chile entre los parques Atacama (165,3 MW) y Cabo Leones I (175,5 MW), II (245 MW) y III (192,5 MW); además que la compañía, que espera poder alcanzar los 6.000 MW operativos hacia el 2029. 

Por otra parte evento llegará al cierre de un 2024 que ya tiene varios hitos para el sector renovable de Chile, tales como la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, los resultados resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico, la entrada en vigencia del nuevo reglamento de transferencias de potencia y asignación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales

Por lo que FES Chile nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable del Cono Sur. 

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link. ¡No deje pasar la oportunidad!

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Risen, tuvo una participación destacada en la primera edición del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico). Allí, Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen, brindó una entrevista exclusiva en la que se refirió a la dinámica del mercado mexicano y su presencia creciente.

«Nosotros vemos que en el mercado de México está creciendo mucho la demanda, principalmente para el área de GD», observó Ferraz. 

Con una trayectoria de 10 años activos en México a través de socios y aliados locales, este fabricante líder de la industria fotovoltaica fue posicionando lo último de la tecnología de módulos, entre la que sobresale la heterounión o HJT con gran atractivo por prestaciones diferenciales alcanzadas gracias al impulso de Risen.

«Trajimos la tecnología HJT, que es un nuevo tipo de tecnología de módulos tipo-n. Incluso ya tenemos algunos proyectos con esta tecnología aquí en México», expresó Vanderleia Ferraz. 

Si bien la tecnología de heterounión, o HJT, basada en la celda dopada de tipo N, surgió en la década de 1970, Risen ha invertido recursos en I+D para dar un salto de calidad en la fabricación de esta tecnología.

Como principales características de esta tecnología,  Ferraz se refirió a las altas eficiencias que alcanza por un lado, y a las menores perdidas y un menor coeficiente de degradación por otro lado, a lo largo de los 30 años de garantía de performance.

A medida que Risen ha desarrollado los módulos Hyper-ion HJT durante los últimos años, se incluyeron una serie de características a los módulos Hyper-ion HJT Risen, como la tecnología de interconexión a baja temperatura, exclusiva y patentada de Risen, denominada Hyperlink.

La empresa también es la primera en utilizar 0 (cero) barras colectoras en sus células Hyper-ion HJT y produce células HJT ultrafinas, que alcanzan los 90μm de grosor en la producción en serie. También, para garantizar la confiabilidad de los módulos, Risen desarolló un material de encapsulamiento especial para los módulos Hyper-ion HJT, ya que se trata de un factor muy importante para garantizar la calidad de los módulos.

De esa manera, señaló que «el cliente que invierte en este tipo de tecnología va a tener mayor generación por cada kilowatt que tiene instalado en su planta, con eso el coste de la energía es más barato y el retorno financiero es mayor».

Este producto empezaría a ganar mercado en México, de acuerdo a lo indicado por la referente de Risen, con una gran receptividad de una demanda que va en alza. Tal es así que el fabricante ya tiene disponible para este mercado módulos de 715 W con un 23% de eficiencia.

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La UPME anunció este miércoles, en el marco de su trigésimo aniversario, un paquete de 7 obras urgentes, tanto a nivel del Sistema de Transmisión Nacional como del Sistema de Transmisión Regional.

Estas obras se llevarán a cabo en nodos geográficos previamente identificados como críticos por parte del operador del mercado, XM.

Este primer paquete de obras hace parte de la Misión Transmisión, un plan ambicioso impulsado por la UPME, el cual tendrá lugar y entregas durante todo el año. Este primer paquete incluye tres grandes bloques geográficos: Caribe, Chocó y Norte de Santander, regiones que enfrentan problemas persistentes por agotamiento de red. Estas áreas requieren de manera urgente una solución sostenible a mediano plazo.

A nivel de marco legal y jurídico, las obras serán adjudicadas mediante convocatoria pública por medio de un mecanismo de trámite express, que permitirá a la UPME reducir los tiempos administrativos para las convocatorias de obras urgentes. Por otro lado, también incluirá un mecanismo de aprobación en el marco de los planes de expansión de los operadores de red.

El paquete de 7 obras, proyectado para un horizonte de tiempo de 4 a 7 años, permitirá brindar soluciones a problemas recurrentes por restricciones de red y garantizará soluciones estructurales para minimizar el riesgo de demanda no atendida.

De las 7 obras, 3 se efectuarán mecanismo de obras urgentes, reglamentado a través de la Resolución CREG 093 de 2014 y las restantes serán anexadas al último Plan de Expansión de Transmisión de la UPME 2022- 2036.

Bloque Caribe

En la Costa Caribe, se plantean 2 obras a nivel del STR para fortalecer y robustecer la infraestructura eléctrica de la región. La primera consiste en la instalación de compensadores síncronos en los departamentos de La Guajira, Cesar y Magdalena, los cuales representan un hito importante en el sector eléctrico colombiano al ser éstos los primeros equipos de este tipo que se instalarán en el Sistema Interconectado Nacional.

Una segunda obra incluye la nueva Subestación Magangué y líneas de transmisión asociadas, en el departamento de Bolívar, lo que permitirá ampliar la capacidad para abastecer de manera adecuada la demanda.

Bloque Chocó

En la región del Chocó resaltan tres obras que incluyen las nuevas subestaciones Quibdó a 220 kV y a 115 kV y un compensador dinámico de 30 MVAr. Esta última se realizará mediante el mecanismo de obras urgentes, mientras que las dos subestaciones se ejecutarán a través del mecanismo convencional.

Bloque Norte de Santander

En el nororiente del país, la UPME anuncia obras a nivel de ampliación de la subestación Tonchalá, en jurisdicción del área metropolitana de Cúcuta, Norte de Santander y compensadores dinámicos en la existente subestación Ínsula 115 kV. Todas estas obras se realizarán a través del mecanismo convencional.

Para consultar el documento con el detalle técnico de las obras puede ingresar a www.upme.gov.co

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Fundación Bariloche ha abierto la inscripción para su 14° Curso Latinoamericano de Regulación de los Sistemas Energéticos, dictado de modo totalmente presencial en Ciudad de Buenos Aires entre el 23 de septiembre y 4 de octubre de 2024. El curso intensivo se desarrolla de lunes a viernes a lo largo de dos semanas, con un esquema teórico- práctico de 6 horas diarias.

Dirigido a profesionales vinculados tanto con la regulación, planificación y gestión de los sistemas eléctricos, como con otras cadenas energéticas impactadas por los recientes cambios, la incorporación de fuentes renovables en particular. La propuesta retoma la extensa experiencia de la FB en la temática, aplicada principalmente a la cadena de la Electricidad.

El abordaje del sector energético como sistema integral, en contraste con típicos módulos autocontenidos con escaso vínculo entre sí, supone un valor agregado poco frecuente en la oferta de capacitación de la región. El enfoque y el cuerpo docente tiene su origen en el emblemático Curso Latinoamericano de Posgrado en Energía y Política Energético Ambiental (1969 – 2001) con continuidad mediante la Especialización y Maestría en Economía y Planificación Energética y Ambiental.

Esta propuesta de capacitación ha reunido a lo largo de trece ediciones a profesionales de toda Latinoamérica y Caribe que buscan una visión compresiva de la evolución de la regulación energética. A partir de la presentación crítica de los conceptos teóricos en los que se basan los principios regulatorios, aplicables a los sistemas energéticos y su relación con la política y la planificación, se abarcan las diversas dimensiones, su interrelación, impactos y posicionamiento de actores relevantes.

Estos elementos requieren un abordaje multidisciplinario, no sólo por la naturaleza de la prestación de los servicios básicos, sino porque los regímenes normativos persiguen múltiples objetivos y los instrumentos implementados pueden entrar en contradicción.

Los contenidos abarcan desde el análisis de los mecanismos regulatorios para mitigación del cambio climático, la naturaleza de las funciones de costos y factores que inciden sobre la eficiencia estructural de las cadenas productivas del sector energético.

Reflexionando sobre la articulación de los principios regulatorios aplicables a los diferentes mercados componentes de las cadenas energéticas: la formación de precios y tarifas, la comparación con los marcos regulatorios instaurados por las reformas en la Región.

En particular los desafíos que plantea la descarbonización, la asequibilidad y la penetración de las tecnologías de aprovechamiento de fuentes renovable en sus diferentes escalas. El Curso propone un foro para la discusión, particularmente enriquecida con las contribuciones de las y los participantes.

Mas información en el siguiente enlace.

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El proyecto de módulos de alta eficiencia de 10GW en la base de Jingshan de DAS Solar en la provincia de Hubei, China, ha comenzado oficialmente la producción a gran escala.

La base abarca aproximadamente 40 hectáreas y está destinada a la construcción de una línea de producción de módulos de alta eficiencia tipo N de 10GW, una línea de producción de células fotovoltaicas de 2GW y instalaciones de apoyo.

Se está construyendo en dos fases, con una inversión total de 2 mil millones de yuanes en la fase I, que cubre 20 hectáreas.

A finales de 2023 se produjeron un total de 3.18GW de módulos fotovoltaicos de alta eficiencia.

Se espera que el valor anual de la producción supere los 10 mil millones de CNY una vez que ambas fases estén completadas y operativas, convirtiéndose en la base de fabricación de módulos fotovoltaicos más grande de China Central.

Yong Liu, presidente de DAS Solar, declaró que la empresa ha establecido bases de fabricación descentralizadas y aprovechado los recursos locales para establecer un negocio a nivel nacional.

Se espera que la implementación exitosa del proyecto de Jingshan facilite el desarrollo económico local y mejore la cadena industrial.

La base ha completado las fases I y II en 20 meses, y una producción anual de módulos de alta eficiencia tipo N de 10GW ha comenzado la producción a gran escala, acelerando aún más el desarrollo de la industria.

Mientras tanto, DAS Solar promoverá la integración de recursos upstream y downstream en la industria fotovoltaica local, creando más oportunidades para su desarrollo sostenible.

La Zona de Desarrollo Económico de Jingshan y DAS Solar firmaron un acuerdo de cooperación estratégica de cadena de suministro durante el evento. Para promover el desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica, ambas partes adherirán a los principios de beneficio mutuo y desarrollo conjunto, asociándose para establecer una plataforma de cadena de suministro moderna en Jingshan que conecte a nivel global.

En los últimos años, DAS Solar se ha dedicado a la fabricación descentralizada, estableciendo bases de producción en el este, norte, sur, noroeste y suroeste de China.

Gracias a esta estrategia, la producción, entrega y servicios se han localizado para proporcionar a los clientes una experiencia más conveniente y eficiente. La base de Jingshan ha comenzado la producción estable en su fase I con un valor de producción anual de 3.5 mil millones de CNY y un valor de producción promedio de 500 millones de CNY por mes.

La base se ha convertido en la primera en Jingshan con un valor de producción superior a los 3 mil millones de CNY, acelerando la integración de industrias relacionadas y desarrollando el clúster industrial de energías renovables local al fomentar el desarrollo mutuo de industrias upstream como el vidrio y los marcos de aluminio para módulos.

DAS Solar completó recientemente su primer lote de proyectos de demostración fotovoltaica residencial en Jingshan.

En el futuro, la empresa proporcionará productos fotovoltaicos de alta eficiencia y asequibles aprovechando sus recursos, fuerza en I+D e influencia de marca. Además, DAS Solar integrará soluciones integrales y contribuirá a alcanzar los objetivos de cero carbono en la provincia de Hubei, impulsando la mejora de la estructura de consumo de energía.

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Growatt, proveedor líder mundial en soluciones de energía distribuida, especializado en generación, almacenamiento y consumo de energía sostenible, así como en digitalización de la energía, ha anunciado una emocionante expansión de su gama de productos con varios lanzamientos innovadores programados para 2024.

En la búsqueda continua de la excelencia y contribuir a lograr los objetivos fijados por Europa, Growatt amplía su gama de productos en su línea de almacenamiento comercial e industrial con la incorporación de su nuevo inversor híbrido trifásico WIT 29.9-50K XHU junto con las baterías comerciales AXE, las AXE 30-60H-E1.

Con estos nuevos lanzamientos, Growatt avanza a paso agigantados hacia el futuro de la generación energética limpia y del almacenamiento energético comercial e industrial en su lucha contra la descarbonización.

A la familia de soluciones para almacenamiento industrial existente, se une el nuevo inversor híbrido WIT 29.9-50K XHU (AC380V/400V), el cual ofrece cinco opciones de potencia: 29,9kW,30kW,36kW,40kW y 50kW con funcion UPS, lo que garantiza el suministro de energía para las cargas más importantes, incluso en caso de apagón, y mientras brille el sol.

El nuevo WIT 29.9-50K XHU destaca por tener un rango de potencias de 29.9 a 50kW, escalable hasta los 300kW en sistemas on grid y los 150kW en sistemas off-grid gracias a la paralelización de equipos; admite corrientes de entrada por string de 20A compatibles con los módulos de potencias más altas, soporta el 100% de carga desequilibradas y la sobrecarga del 150% en situaciones off-grid durante 10seg, también es compatible con generadores diesel.

El nuevo WIT 29.9-50K XHU es compatible con la nueva batería comercial recientemente lanzada AXE 30-60H-E1, compuesta por células de Ion Litio Ferrofosfato (LFP), las cuales cuentan con un módulo de control y entre 6 a 12 módulos de batería con una capacidad de 5kWh por módulo, lo que nos daría una capacidad de almacenamiento total del sistema de 60kWh por cabina, escalable hasta los 180kWh mediante la conexión de 3 cabinas de baterías por inversor.

Estas soluciones Growatt se presentaron en Intersolar 2024, la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente que se celebró en Munich el pasado junio.

A todo lo anterior hay que sumar el sistema de Gestión Inteligente OSS, el cual está especialmente diseñado para el instalador y el distribuidor, con potentes funciones de O&M y mediante el cual se puede monitorizar y configurar la instalación fotovoltaica así como cada uno de sus componentes.

En conclusión, el lanzamiento de estos nuevos productos es un hito importante en el desarrollo de los sistemas de energías renovables y nos acerca cada vez más a cumplir los objetivos de descarbonización marcados por Europa. La nueva generación de inversores fotovoltaicos y baterías de litio son más eficientes y asequibles que nunca, lo que los hace accesibles a un mayor número de consumidores. Utilizando estos productos para alimentar nuestros hogares y empresas, podemos reducir nuestra huella de carbono y avanzar hacia un futuro energético más sostenible.

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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, Enermart, firma boutique especializada en el mercado de energías no convencionales, encabezará el tercer panel a través de su CEO, Natalia García, con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables en Colombia

Durante el debate moderado por Juan Carlos Badillo, Managing Partner en AtZ Investment, la experta intercambiará posiciones sobre como materializar inversiones sostenibles en el país para aportar a la transición energética.

A su turno, el panel 4 titulado «Innovación constructiva y desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético en la región Andina» contará la participación de Ximena Castro Leal, Gerente Comercial Colombia de Diprem, Carlos Javier Rodríguez, Country Manager Colombia de Enerfín y Juan Camilo Navarrete, Sales Director Latam de Astronergy.

Con una trayectoria de más de dos décadas en el sector, Diprem ha consolidado su posición como líder en gestión empresarial, al ofrecer servicios integrales que abarcan desde la dirección de obra hasta el reclutamiento especializado. De esta forma, Castro Leal planteará los grandes desafíos que presenta la región tales como la disponibilidad de talento, la formación profesional y la necesidad de reglas claras y políticas de incentivo por parte de los organismos estatales.

Por su parte, Enerfín, filial de energías renovables de Statkraft, revelará su portafolio de proyectos de gran escala en el país y explicará las principales barreras que obstaculizan la entrada de operación de 1 GW de proyectos renovables en período de pruebas.

Asimismo, Navarrete en representación de la compañía fabricante de módulos fotovoltaicos pionera en tecnología N-Type, destacará las innovaciones más eficientes de la industria solar y propondrán cambios regulatorios para facilitar el desarrollo de proyectos fotovoltaicos en el país.

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.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir a este mega evento!

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Durante la campaña electoral Claudia Sheinbaum, presidente electa de los Estados Unidos Mexicanos, dijo públicamente estar a favor de la propuesta de «contrarreforma» a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) que fue promovida por el presidente Andrés Manuel López Obrador, aquella que no terminó de prosperar tras su evaluación en el Congreso y una serie de amparos.

«La LIE no es inconstitucional, es fundamental que la CFE sea una comisión fuerte. AMLO planteó que el 54% de la energía la genere CFE y el 46% los privados. Es una relación razonable. No puede ser es que se beneficie a los privados en contra de la CFE. Eso es lo que está a discusión en este momento”, explicó Sheinbaum (ver más).

Pero ahí no terminaría el asunto. En el corazón de este replanteamiento del sector, uno de los ejes centrales es -dependiendo la óptima de la que se mire- integrar o desaparecer una serie de organismos autónomos, entre ellos el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) que regresaría a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Esta semana, durante un foro técnico del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE), el director general del CENACE, Ricardo Octavio Arturo Mota Palomino, se refirió al cambio de rumbo o no que podrá tomar el organismo descentralizado en el sexenio de Sheinbaum.

«Lo que el Doctor Mota comentó es que el siguiente gobierno deberá plantearse la necesidad de que el suministro eléctrico sea nuevamente un servicio público o no y es ahí donde podría caber la posibilidad de que el CENACE se reintegre a la empresa del Estado», aclararon fuentes del CENACE en exclusiva para Energía Estratégica.

Aquello reavivó la discusión sobre la propuesta de «contrarreforma» a la LIE y de los impactos que podrían recibir otros actores del sector, como generadoras renovables privadas.  Gonzalo Monroy, director general de GMEC, consideró que, dependiendo las medidas que finalmente se implementen durante el nuevo gobierno y si se ratifica que CENACE volverá a la CFE, podría haber severas repercusiones en la competitividad y eficiencia del mercado.

«Gran parte de la forma en que CFE trató de ganar mercado tiempo atrás fue a través del CENACE, haciendo uso de la figura de energía fuera de mérito que, vinculado al concepto de confiabilidad del sistema, fue que permitió meter muchas de sus plantas más ineficientes, plantas que con un estricto despacho económico simplemente no hubieran despachado o vendido su energía. De prosperar justamente la reincorporación del CENACE a la CFE haría que desaparezca como operador independiente del mercado y del sistema, creándose este tipo de conflictos de interés», observó Gonzalo Monroy, advirtiendo que de darse a lugar a la propuesta de contrarreforma eléctrica, podrá haber discrecionalidad y las generadoras renovables privadas perder su prioridad de despacho en el sistema eléctrico.

Al respecto, es preciso recordar que la reforma del 2013 de Peña Nieto estableció que tienen derecho a entrar a la red de transmisión y generar energía eléctrica las privadas de energías renovables en primer lugar, luego otras privadas que generan con gas natural y por último las plantas de la CFE.

«En México en la forma o el criterio con el que se hace la asignación del despacho o la compra de la energía por parte del operador es a través de el costo marginal de corto plazo, palabras más palabras menos, es el costo del combustible. De allí, claro lo más barato es obviamente el sol, es obviamente el viento o en el lugar es que sea apropiado y necesario está la parte de la geotermia, hidroeléctricas o hasta la central nuclear de Laguna Verde. Luego ya entra el corazón del sistema que es la parte de los ciclos combinados de gas natural y al final de la cola están las plantas termoeléctricas de combustóleo y plantas de emergencia de diésel», repasó el consultor.

Y añadió: «Ahora, la idea es que CFE siga siendo el jugador predominante, pero preponderante al despachar primero toda la energía que puedan llegar a producir por sobre el resto, que no enfrente competencia y de lo que sobre el mercado -el famoso 46%-, que se lo discutan los privados».

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El cambio climático ha acelerado el riesgo de afectaciones por eventos extremos como “El Niño”, lo cual hace indispensable una mayor electrificación capacidad de la red, sobre todo, en países latinoamericanos donde la matriz se basa principalmente en la energía hidroeléctrica y esta no resulta suficiente para suministrar energía en periodos de estiaje.

La necesidad de descarbonizar estas economías hacia fuentes renovables llevan consigo desafíos tales como mayores picos de demanda, balances de carga y problemas de curtailment propios de la variabilidad de energías no convencionales.

Para dar respuesta a estos retos, la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), organización sin fines de lucro creada en 2021 con la mirada puesta en el presente y el futuro del sector, llevó adelante el evento “Calidad de distribución de energía eléctrica: experiencias y buenas prácticas regulatorias».

Allí, Roberto Cajamarca Gómez, director de Gestión del Conocimiento Adelat propuso una serie de medidas que ayudarían a mejorar la calidad del servicio eléctrico de los países latinoamericanos mientras avanzan en la transición energética.

“Si bien América Latina ha hecho avances en los últimos años en calidad de distribución, aún hay oportunidades de mejoras. La mayor electrificación del consumo, el cambio de paradigma en la distribución y los flujos bidireccionales crean necesidades como la inversión en infraestructura para nuevas tecnologías, mayores incentivos regulatorios y condiciones de equilibrio económico y tarifario de sustentabilidad financiera”, explicó.

Y agregó: “La regulación influye mucho en la calidad de la distribución. Se requieren incentivos positivos para las inversiones en infraestructura y una institucionalidad que funcione para hacer válidos estos incentivos. Las características de las redes también influyen en la calidad, la configuración de la red, densidad de usuarios y pérdidas de energía. También, lo hacen los eventos externos como cambios climáticos y las afectaciones por terceros”.

De acuerdo al experto, Colombia, Brasil y Perú son los únicos países de Latam con incentivos por cumplimiento, una buena práctica regulatoria que debería ser incorporada en otros países.

A su vez, calificó como positiva la publicación anual de estos países de mecanismos de transparencia y de publicidad de sus indicadores de calidad para la consulta pública. Incluso en algunos casos, existe un ranking anual de empresas con mejor desempeño lo cual también es considerado por ADELAT como un esquema valioso.

De esta forma, Cajamarca Gómez advirtió que la regulación por incentivos es muy exitosa porque alinea los intereses de las distribuidoras con los objetivos de calidad establecidos por las autoridades. Esta regulación puede incluir: tarifas basadas en desempeño, incentivos por metas logradas a largo plazo, cumplimientos de los mínimos exigibles, penalizaciones por incumplimientos, definición de eventos excluibles, mecanismos de participación y transparencia y reportes y supervisión .

Según el vocero de ADELAT, Reino Unido ha creado el Modelo RIIO (Revenue igual Incentives + Innovation +outputs) que resulta un «ejemplo de vanguardia» en términos de regulación por incentivos. 

Se trata de un modelo en el que el ingreso está atado a incentivos financieros y de reputación por eficiencias y reducción de costos pero también a criterios de innovación nuevas tecnologías y soluciones y a resultados relacionados con metas de calidad, seguridad, sostenibilidad y servicio al cliente.

Asimismo, el ejecutivo señaló que en Estados Unidos se han dado programas de incentivos similares a RIIO que han sido muy bien recibidos por el sector. “Incluyen iniciativas muy interesantes para fomentar el despliegue de redes inteligentes, microgrids y resiliencias frente a desastres y ciberataques y programas de eficiencia energética y respuesta de demanda”, argumentó.

En síntesis, el experto llamó a que los países latinoamericanos tomen estos esquemas como modelo y trabajen en un marco regulatorio y normativo que genere confianza para realizar inversiones de largo plazo.

Propuso también el desarrollo de las redes con estándares claros e incentivos equitativos que permitan que las empresas actúen bajo las mismas directrices y faciliten la comparación y evaluación de los indicadores de calidad.

Y añadió: “Se necesita una remuneración de la inversión basadas en costos reales y no teóricos como aún ocurre en algunas empresas de la región. A su vez, se deben fijar metas alcanzables y adaptables a contextos porque no son los mismos retos para comunidades rurales que para zonas urbanas”. 

Asimismo, insistió en el otorgamiento incentivos económicos por metas de calidad que promuevan la incorporación de innovación y mayor claridad en las condiciones para eventos excluibles, es decir, que no impongan cargas probatorias excesivas para las empresas. 

Por último, para el experto, se contribuirá al fomento de inversión con una mayor participación de asociaciones público privadas (APP) y con la facilitación de permisos y licencias de las autoridades para el desarrollo de las infraestructuras que en algunos de los países como Colombia vienen siendo más complejos.

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El Banco Mundial, en colaboración con la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), le presentó al Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil un estudio sobre los escenarios de desarrollo de la eólica marina en el país.

El informe tiene como objetivo apoyar la decisión de trazar un camino a largo plazo para las necesidades energéticas de Brasil y al mismo tiempo cumplir con los objetivos de mitigación climática, seguridad energética, tarifas asequibles y desarrollo económico, mediante diferentes escenarios de expansión.

Tal es así que el escenario más ambicioso muestra que la eólica offshore tiene un potencial técnico de más de 1200 GW, incluidos 480 GW de potencial de cimentación fija (a profundidades inferiores a 70 metros) y 748 GW de potencial de cimentación flotante (profundidades de 70 a 1.000 m).

Esto representa cuatro veces la capacidad instalada actual del país; mientras que el costo podría caer de 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. 

Además, para dicho año podría generar más de 516.000 puestos de trabajo hasta 2050 y aportar un valor agregado bruto de, al menos, R$ 900.000.000.000 a la economía brasileña, según el estudio elaborado entre el Banco Mundial y la EPE. 

“La energía eólica marina puede desempeñar un papel destacado en la matriz energética brasileña. Sin embargo, vale recordar que los primeros proyectos eólicos marinos tendrán un costo de generación mayor que los proyectos terrestres y requerirán una expansión significativa de las capacidades nacionales si Brasil quiere competir con mercados establecidos en Europa, o incluso con nuevos mercados en el continente americano”, señala el reporte.

Cabe recordar que la hoja de ruta de energía eólica offshore que planteó la Empresa de Pesquisa Energética tiempo atrás proyecta que Brasil tendrá 4 GW operativos al 2035 y 16 GW al 2050, lo que representaría el 3% de la generación total proyectada para el país.

Eso significa una inversión de USD 40.000.000.000 hasta 2050 y una tasa media de instalación de poco menos de 1 GW por año, lo que equivaldría a utilizar sólo el 1,2% del fondo marino disponible. 

Sin embargo, el estudio del Banco Mundial también analizó escenarios intermedios y ambiciosos, ya que consideró premisas generales sobre la capacidad eólica costa afuera necesaria para descarbonizar la economía brasileña y lograr emisiones netas de carbono cero.

En el marco de expansión moderada se prevé que la eólica offshore juegue un papel importante en la matriz eléctrica de Brasil, con 8 GW de capacidad instalada hacia 2035 y 32 GW hacia 2050 (6% de la capacidad instalada total del país), ocupando el 2,3% del fondo marino técnicamente viable. 

“Las inversiones se justifican por la ejecución, a un ritmo regular, de 1,8 GW por año de proyectos con un capex total de USD 80.000.000.000 (R$ 430.000.000.000)”, detalla el documento. 

Mientras que el escenario más ambicioso estimó que dicha tecnología puede lograr 96 GW de capacidad instalada al 2050, representando casi una quinta parte de la generación total del país hacia 2050 y ocupando el 7,1% del fondo marino técnicamente viable. 

“Este escenario fue diseñado con el objetivo de colocar a Brasil como un líder importante en el desarrollo de la energía eólica offshore y considera la necesidad de mayor capacidad marina para alcanzar los objetivos de electrificación y descarbonización industrial, especialmente las necesidades renovables para la demanda esperada de hidrógeno verde para 2050 (aprox 100 GW de nueva potencia)”, aclara el archivo. 

El mismo requeriría una inversión total de USD 240.000.000.000 (R$ 1,289 billones] y una tasa promedio de instalación de 5,3 GW por año, lo que sería una tasa de crecimiento muy superior a la de cualquier país hoy, con excepción de China. 

Además, esas adiciones anuales de 5,3 GW impulsarían mejoras sustanciales de la infraestructura existente y nuevas incorporaciones a la capacidad de producción, lo que daría como resultado USD 168.000.000.000 (R$ 902.000.000.000) de valor agregado bruto acumulado y 6.000.000.000 de años ETI acumulados entre 2028 y 2050.

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En un acto protocolario realizado el día de hoy, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho posesionó a Fanny Guerrero Maya como experta comisionada de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), quien asume este rol con un fuerte compromiso por las tarifas del Caribe.

Fanny Guerrero es Ingeniera Electricista, Especialista en Gerencia Empresarial y Magíster en Administración de Empresas de la Universidad Tecnológica de Bolívar. Su carrera profesional incluye cargos como Gerente de la Empresa de Desarrollo Urbano de Bolívar, Presidenta de la Asociación de Energía del Hidrógeno del Caribe, Vicepresidenta de Promoción y Fomento de la Agencia Nacional de Minería y Gerente de la Empresa de Energía del Caribe.

Además, ha sido docente en las universidades Pontificia Javeriana y Tecnológica de Bolívar, donde impartió cátedras sobre regulación y mercados de energía.

En sus palabras de posesión, Guerrero destacó la importancia de trabajar por tarifas eficientes en la región del Caribe: “Es fundamental que las tarifas reflejen la realidad de nuestra Región Caribe y permitan un acceso a la energía que garantice la competitividad de la región y el bienestar de los colombianos. Mi compromiso es trabajar para lograrlo”.

Su participación en diversas organizaciones, como la Cámara de Comercio de Cartagena y la Fundación Diálogo Social, refuerza su perfil como una líder entregada con el desarrollo regional.

Guerrero está comprometida por promover la política de equidad de género en la Entidad. Ha sido reconocida por su labor y contribución al sector energético con la nominación a la Orden de la Democracia Simón Bolívar otorgada por el Congreso de la República y la nominación a los premios WIN Awards – Women in Energy como mujer líder de la industria y mujer emprendedora.

Con esta designación, la CREG reafirma su compromiso con una regulación participativa y adaptada a las necesidades de todas las regiones del país

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No hay dudas que los sistemas de almacenamiento son furor en los mercados más desarrollados como Estados Unidos y Europa al ser una solución sustentable que optimiza el despacho y transmisión de energía renovable intermitente.

Por el fenómeno del nearshoring, la creciente demanda de energía ante fenómenos climáticos como El Niño y los compromisos internacionales de descarbonización asumidos,  estas tendencias están llegando a Colombia y se espera un repunte en los próximos años en la región.

En este contexto, la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) llevó adelante un evento titulado “El almacenamiento de energía solar en la industria: factor de competitividad» en el que expertos del sector analizaron qué tipos de baterías son las más atractivas para proyectos fotovoltaicos. 

Uno de ellos fue Diego Monroy Ortiz, gerente de operaciones y cofundador de Calom Solar, empresa colombiana con más de 4 años de trayectoria, especializada en la comercialización e instalación de sistemas de energía renovable, quien habló de las virtudes de los sistemas de almacenamiento.

“Las baterías en Colombia ya son accesibles y rentables para todos al brindar confiabilidad en el suministro de la energía eléctrica generando ahorros de hasta el 100%. Los beneficios tributarios han reducido notablemente el tiempo de retorno de las inversiones y en ciertas zonas donde los cortes de energía son frecuentes, estas alternativas cobran mucho sentido”, señala.

Según el ingeniero eléctrico, las mejores baterías para la instalación solar son las de plomo ácido tipo gel y las de litio. No obstante, al comparar ambas tecnologías entre sí, sugiere optar por las de litio al ser más eficientes a largo plazo.

“Las tipo gel no son reciclables y tienen una menor vida útil (5 años) pero son más económicas. En cambio, las de litio presentan una alta vida útil (15 años), altas profundidades de descargas pero son más costosas», explica.

De acuerdo al experto si bien la inversión inicial es más alta, los sistemas de almacenamiento serán las más eficientes a futuro. Por ello, recomiendan a los clientes con presupuestos acotados, comenzar con las plomo ácidos y una vez que ya se cuenta con el capital hacer una transición hacia las de litio.

De todas formas, Monroy Ortiz sugiere que el principal reto para llevar a feliz término proyectos de almacenamiento es identificar de forma correcta la necesidad a través de monitores continuos del consumo para no sobredimensionar los sistemas.

“Reducir y acotar el problema para llegar a una solución directa acorde a la necesidad ayuda a evitar costos de energía altos. Por ello, desde Calom Solar llevamos soluciones rentables y eficientes a la medida de las demandas de nuestros clientes”, afirma.

Por último, al ser consultado por las nuevas consideraciones del RETIE 2024 mediante resolución 40117 del 2 de abril de 2024, el experto señaló los efectos que tendrá  esta actualización en los proyectos fotovoltaicos.

“Es positivo porque contaremos con equipos avalados y certificados con alta confiabilidad en todos los requerimientos de las instalaciones. Sin embargo, como contraparte, se extenderán los tiempos de importación y se puede dar un posible ascenso en costos de los equipos teniendo en cuenta que estas nuevas certificaciones van a requerir más ensayos”, concluyó.

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Energía Estratégica comunicó ayer que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) lanzó un nuevo Concurso Privado Nacional destinado a realizar un «Análisis de contratos prexistentes conforme a la normativa vigente» (ver). Este medio reconoce que esta medida que busca proveer de armonía al mercado eléctrico hondureño, se vio deslucida por una serie de interrogantes planteados en la publicación precedente, que a su vez fueron malinterpretados en redes sociales.

Es por ello que se ofreció a comisionados de la CREE hacer uso de su derecho a replica para despejar dudas al rededor del proceso; entre ellas, que este concurso no debió ser interpretado como una indicación de renegociaciones futuras.

Desde el organismo regulador, expresaron: «En respuesta a las recientes consultas sobre las actividades de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), deseamos aclarar la situación actual y disipar cualquier malentendido. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CREE, en su rol de ente regulador, no posee la potestad para renegociar contratos preexistentes con empresas generadoras, dicha atribución es exclusiva de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ya que son acuerdos entre partes.

La convocatoria a un proceso de concurso privado no tiene como objetivo la renegociación de contratos, sino más bien asegurar que ciertas acciones particulares que emanan de la función publica estén en plena armonía con la legislación y normativas vigentes. El numero de 12 contratos para ser analizados representa una muestra de los mas de 70 contratos preexistentes en operación.

El proceso de revisión que se está llevando a cabo es una medida estándar de due diligence y cumplimiento a la función de fiscalización, que busca la alineación de los actos administrativos con los marcos legales actuales. Este proceso es una práctica común en la función regulatoria y no debe interpretarse como una indicación de renegociaciones futuras.

Entendemos que la confianza de los inversionistas es fundamental para el desarrollo sostenible del sector energético. Por lo tanto, queremos reiterar que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está comprometida con la transparencia, la estabilidad contractual y el respeto a los acuerdos ya establecidos. Este proceso de revisión contractual es un paso hacia la optimización de la eficiencia operativa y la seguridad jurídica, elementos clave para mantener y fortalecer la confianza de los inversionistas y promover el desarrollo futuro de la energía en el país. Para finalizar, reiterar que esta Comisión no participó ni participara en procesos de renegociación de contratos, dichas actuaciones son exclusivas para los agentes que forman parte del Mercado Eléctrico Nacional (MEN)».

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La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) presentó su postura ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) sobre la solicitud de la rebaja al límite de potencia conectada para que los usuarios puedan optar a ser clientes libres, de 500 kW a 300 kW. 

Hoy en día la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) actualmente establece el umbral en los 500 kW, pero la iniciativa busca disminuirlo hasta los 300 kW y que más usuarios del sistema opten por el acceso a más renovables y mejores precios. 

Tal es así que meses atrás el TDLC recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre, entre ellas de parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE) que planteó un impacto negativo en los contratos de suministro, como también por parte de ACEN que remarcó la importancia de que más usuarios opten por el acceso a más renovables y mejores precios y que esa transición será paulatina y no moverá la aguja en el sistema.

Por lo que en esta oportunidad, desde ACEN reflotaron el debate ante el TDLC e insistieron en la importancia de que más usuarios del sistema opten por esta alternativa que permitiría el acceso a más renovables y mejores precios. 

“Pensar que en 20 años no podemos bajar el límite de 500 kW a 300 kW parece que tiene por objetivo mantener cautivos a los usuarios en un régimen regulado que, lejos de protegerlos, los perjudica. Todos ellos podrían tener la libertad de elección y los únicos que se oponen son aquellos que los tienen cautivos, apuntó Rodrigo Castillo, abogado en representación de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía

“Por ejemplo, el segmento de 500 a 600 kW ha optado, con información y conocimiento, a cambiarse de régimen. Y no existe un solo caso de abusos en la materia o arrepentimiento por parte de los clientes”, agregó. 

Además, comparó la situación de la parte elegible más pequeña en el mercado libre (500 kW a 600 kW), con la última licitación pública para el suministro de energía y potencia eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios. 

De modo tal que en el primero de los casos existen 37 distintos suministradores según el especialista, mientras que en la licitación de suministro 2023/01 sólo hubo 5 oferentes y una empresa adjudicada (Enel) de los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

“Es decir que el mercado para clientes libres pequeños es mucho más competitivo de aquel para clientes regulados. Y el cambio será paulatino en el tiempo, considerando que el efecto teórico no superaría el 3% de la disminución de competitividad de los contratos regulados”, sostuvo Castillo. 

“Incluso cambiaron las circunstancias de contratación para los usuarios que optan por el régimen libre, de tal manera que existen contratos simplificados, plataformas que pueden hacer las licitaciones on-line”, agregó. 

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil recibió 24 propuestas en el llamado para proyectos de hidrógeno del Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI), por un valor de inversión esperado de R$ 2.700.000.000 lo que representa el mayor volumen jamás invertido en una convocatoria esta índole. 

Las iniciativas fueron desarrolladas por 10 empresas junto con 40 cooperativas, 33 entidades ejecutoras y 23 instituciones socias de todo el país, en pos de lograr la integración total con la industria, con soluciones que benefician principalmente a las industrias petroquímica, siderúrgica, alimentaria, papelera y celulósica, según informaron desde ANEEL. 

De la totalidad de las iniciativas, 19 corresponden a plantas piloto de producción de H2 bajo en emisiones de gases de efecto invernadero, que suman 131,74 MW de capacidad por un valor total de R$ 2.684.807.564,93 (aproximadamente USD 483.975.760). 

La mayoría de las propuestas proponen el uso de electrólisis, con variaciones entre electrólisis no especificada (11 ofertas), electrólisis de membrana polimérica protónica (PEM – 6 proyectos) y electrólisis alcalina (2 propuestas).

Los usos finales varían para consumo industrial (12 iniciativas), la elaboración de amoníaco o fertilizantes bajos en carbono (2), el acceso universal a la electricidad (2), proyectos Power-to-X para combustibles sintéticos, movilidad sostenible y blending con gas natural para inyectar en gasoductos. 

Cabe recordar que esa alternativa permitía la presentación de proyectos sistemas de 1 a 10 MW de potencia; aunque aquellos que se ubicaran en sistemas aislados de la red podían tener una capacidad mínima de 50 kW. 

En tanto que dichas plantas piloto podían tener una central anexa construida para producir hidrógeno o puede contratar la energía en el mercado libre de electricidad y el costo será aportado como contrapartida económica del proyecto. 

Por otro lado, también se presentaron 5 iniciativas vinculadas al avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido que abarcan aproximadamente R$ 76.428.630 de inversión (USD 13769435).

Esta alternativa en la convocatoria del Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI) alcanzaba tanto al desarrollo de sistemas de conversión (electrolizadores, pirolizadores, pilas de combustible o máquinas térmicas) como al almacenamiento de H2 (restringido a aumentar la eficiencia energética o desarrollar sistemas de recuperación de energía). Por lo que las tecnologías y usos se detallan a continuación: 

Tecnologías: reformado en seco – plasma, H2 comprimido, hidruros metálicos, infraestructura para electrolizadores y equipos de certificación.
Usos finales: producción de H2 y subproductos, almacenamiento de hidrógeno, infraestructura eléctrica, infraestructura de medición, verificación y seguimiento.

Las propuestas serán sometidas a la evaluación por parte de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica hasta el 26 de julio y la expectativa es que sean aprobadas por el Directorio de la ANEEL dentro de 50 días, si se cumplen todos los requisitos.

Una vez transcurrido ese plazo y demostrado el verdadero interés en la ejecución del proyecto, habrá un plazo de 120 días para que den inicio las obras, mientras que en 48 meses deberán estar puestos en marcha. 

La entrada Brasil recibe el interés de más de 130 MW en proyectos piloto de hidrógeno se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en junio de 2024, XM, empresa que administra el Mercado de Energía Mayorista de Colombia, publicó un detallado informe que advierte una tendencia creciente en la adopción de energías renovables dentro del sector energético colombiano, sobre todo de energía solar.

En línea con este crecimiento, la cadena francesa enfocada en la eficiencia energética presente en 17 países del mundo, Green Yellow se compromete a seguir invirtiendo en la región con ambiciosos objetivos para este año.

En conversaciones con este medio, Felipe Camargo, CEO de GreenYellow en Colombia destaca: “Si bien durante la primera década, invertimos 30 mil millones de pesos al año, en 2022 elevamos esa inversión a 170 mil millones y luego a 270 mil millones en 2023, consolidando nuestra fase de crecimiento con velocidad crucero”. 

Y agrega: “Hemos multiplicado la compañía por un número muy grande y esperamos continuar con ese nivel en los años que siguen, con una inversión que ronde los 250 mil millones de pesos. En términos de proyectos solares, el objetivo es iniciar la construcción de al menos 40 MW este año en Colombia”.

En Colombia, la compañía se enfoca en dos vertientes de la energía solar: por un lado construyen plantas conectadas a la red donde inferiores a 20 MW y, por otro lado, instalan granjas de autoconsumo. 

La potencia o dimensión de los proyectos de autoconsumo es directamente proporcional al tipo de negocio y al consumo de energía de sus clientes. Instalan proyectos de 500 kW a 14 MW para diversas industrias como la del retail, agropecuaria, hotelera, etc.

En tanto a las granjas solares conectadas a la red, el ejecutivo explica que se enfocan en proyectos menores a 20 MW porque estos exigen menos trámites ambientales y son más expeditos. 

“La forma de comercializar esa energía varía según la estrategia del momento. Tenemos una comercializadora de energía propia y acudimos a contratos PPAS con distintos plazos o tenemos una exposición a bolsa temporal donde nos favorecemos de lo financiero para luego iniciar un PPA”, afirma.

“Nuestros negocios están bien estructurados: tenemos rigor técnico, jurídico, comercial y financiero. Hemos iniciado varias financiaciones con los principales bancos de Colombia para proyectos solares y de eficiencia energética”, enfatiza.

De acuerdo a la filosofía de la empresa, sus clientes no son una contraparte, sino un aliado estratégico: proporcionan soluciones gana-gana al mercado, a través del ahorro en el consumo y en la tarifa tanto en energía solar de autoconsumo como en proyecto de eficiencia energética. 

De esta forma, a través de la energía solar y la eficiencia energética, la compañía busca contribuir a la estrategia denominada “Estallido 6GW”, liderada por el Gobierno Nacional a través de la cartera de energía.

En línea con estos compromisos, en abril de este año la empresa logró conectar el parque solar Alejandría, en la región de Córdoba, con 22 mil módulos solares distribuidos en 21 hectáreas y una capacidad instalada de 14,3 MWp. 

De acuerdo a la compañía, con este parque se generará 21 mil MWh/año y se espera que se reduzcan 11 mil toneladas de emisiones de CO2, contribuyendo significativamente a la mitigación del cambio climático y al cuidado del medio ambiente. Las emisiones de CO2 evitadas equivalen, en perspectiva, a la siembra de 320 mil nuevos árboles en Colombia.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó un proceso de Concurso Privado Nacional bajo el expediente CPRN-CREE-01-2024 destinado a realizar un «Análisis de contratos prexistentes conforme a la normativa vigente».

Según consta en Honducompras, el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras administrado por la ONCAE, las firmas que ya recibieron invitación formal de la CNEE hasta la fecha son: Aguilar Castillo Love, Lexincorp, Arias, Gufa Law, García & Bordán, Central Law Honduras S.A. y Bufete Rumman Amaya.

El proceso de contratación que inició el pasado miércoles 17 de julio, prevé por calendario responder a todas las consultas de los convocados hasta este viernes 26 de julio, para que la recepción de ofertas se realice el martes 06 de agosto.

Los estudios que confirmen su participación como oferentes competirán por un servicio de consultoría de cuatro meses que incluiría primeramente la revisión integral de doce contratos con el objetivo de analizar minuciosamente cada uno de ellos para identificar cláusulas que podrían verse comprometidas por las disposiciones establecidas en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), su reglamento y otras normas técnicas del subsector eléctrico.

Además, se prevé que los abogados identifiquen posibles riesgos legales asociados con los contratos preexistentes y sugerir estrategias para mitigarlos, así como llevar a cabo una capacitación para los equipos técnicos y legales de la CREE sobre los contratos preexistentes y la comprensión y adaptación de la LGIE.

Esta convocatoria se da en un momento delicado entre la sociedad civil, generadores y la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) donde se cuestionan adendas presentadas al Congreso Nacional vinculadas a 18 contratos de energía renegociados durante el año 2022 a días del inicio de la actual administración de gobierno.

¿Se avecina una nueva renegociación de contratos? ¿Esto reducirá la certeza jurídica para los inversionistas? ¿Cómo impactará este proceso a nuevos desarrollos privados de generación eléctrica, en la antesala del inicio de la licitación de 1500 MW? Son algunos de los interrogantes que sobrevuelan este asunto en el mercado hondureño.

ASJ argumenta por qué fue un error renegociar contratos antes de lanzar una licitación en Honduras

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Ignacio Lucas, líder de desarrollo de negocio para Centroamérica y Caribe en AES, expresó preocupaciones significativas sobre los desafíos que enfrentan los proyectos eólicos. Según el referente de nuevos negocios de AES en la región, varios factores están limitando el crecimiento de la energía eólica en comparación con el auge que ha experimentado la energía solar.

Uno de los principales obstáculos identificados por Ignacio Lucas durante su participación en el evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe es la falta de infraestructura de transmisión. «La infraestructura de transmisión no está disponible allá donde vamos a desarrollar», explicó. En lugares como República Dominicana, mencionó que existen limitaciones significativas en la red eléctrica, que están siendo abordadas a medida que se desarrollan nuevos proyectos, pero que, a día de hoy, limitan la conexión de nuevos proyectos eólicos. Esta indisponibilidad de infraestructura sería tal vez el reto más crítico que debiera superarse para permitir la expansión de la energía eólica, pero no el único.

Siguiendo con el análisis del portavoz de AES, otro desafío es la determinación del recurso eólico. «Son solo unos pocos lugares del país donde realmente podemos desarrollar este tipo de proyectos», indicó, refiriéndose a que en el caso del mercado dominicano cada vez son menos las áreas del país donde ya se ha comprobado que es viable desarrollar proyectos eólicos. Además, mencionó que el riesgo climático, especialmente en zonas propensas a huracanes, añade complejidad a la situación. «Hay riesgos asociados. Por eso, desde la parte de seguros, probablemente va a ser muy difícil asegurar un proyecto en determinadas zonas», agregó.

Desde la óptica de Lucas, el tercer reto principal que enfrentan es tecnológico. Lucas destacó que los fabricantes de turbinas están atravesando dificultades económicas, lo que ha llevado a una polarización entre fabricantes occidentales y chinos, con diferencias notables en precios y confiabilidad. «Hay que ver qué tan bancables pueden ser ciertas soluciones y qué tan dispuestos estamos a asumir ciertos riesgos con esa tecnología», afirmó. La incertidumbre en la confiabilidad de las tecnologías disponibles plantea un desafío adicional para asegurar la financiación de los proyectos eólicos.

Además de estos tres retos principales, Ignacio Lucas, líder de desarrollo de negocio para Centroamérica y Caribe en AES, mencionó tres factores secundarios que también están limitando el desarrollo de la energía eólica: la política de promoción, el marco regulatorio y los mecanismos de compensación. En el caso dominicano consideró que la política estaría clara para la promoción de energías renovables y que el marco regulatorio se vendría trabajando a la par. No obstante, en cuanto a los mecanismos de compensación, Lucas explicó que la energía eólica, debido a sus mayores costos asociados y tecnología más cara en la actualidad, está perdiendo competitividad frente a la solar y debería ser fomentada más.

«Nosotros creemos que la energía eólica sigue teniendo y que tiene un espacio dentro de la matriz energética para asegurar esa diversificación, que definitivamente va a aportar a la resiliencia y que va a ayudar a tener un sistema mucho más robusto y estable», expresó en FES Caribe.

Por lo tanto, vio como necesario que mercados como el dominicano empiecen a desarrollar mecanismos de compensación diferenciados para asegurar que la energía eólica pueda competir y complementarse con otras fuentes de generación sostenibles en la matriz energética.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay hoy finalmente conocerá las ofertas para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque fotovoltaico Punta del Tigre. 

La planta solar se instalará en la localidad catastral Cerámicas del Sur (departamento de San José) y deberá contar con una potencia instalada en inversores de, al menos, 25 MW en corriente alterna a 25°C, y paneles de al menos 27.5 MWp de capacidad STC. 

Y tras diversas prórrogas de la apertura de sobres (cierre inicial previsto para el 22 de mayo), y a pocas horas de conocerse las empresas interesadas y los precios ofertados, la presidenta de UTE, Silvia Emaldi, conversó con Energía Estratégica sobre las expectativas de la convocatoria y cuáles serán los próximos pasos. 

“Encontramos mucho interés en el mercado, tanto de empresas nacionales e internacionales de las cuales seguramente algunas conformen un consorcio para presentarse. Por lo que hay grandes y buenas expectativas y esperamos que haya varias ofertas, dadas las instancias de visitas que se hicieron al lugar como de consultas que llegaron formalmente”, aseguró. 

“Incluso, muchos de los oferentes también estarán interesados en un futuro parque solar que prevemos desde UTE en los terrenos de Cerro Largo para seguir incorporando energía fotovoltaica”, agregó. 

Si bien Emaldi no se arriesgó en cuanto al número de ofertas y posibles precios para el PS Punta del Tigre, es preciso recordar que la licitación detalla que el valor cotizado por los suministros principales (paneles solares, inversores y estructuras con trackers) no deberá exceder los UYU 400.000.000 (cerca de USD 9.926.000 a tipo de cambio oficial); mientras que la puesta en servicio y recepción final no podrá ser inferior a UYU 40.000.000 (aproximadamente USD 992.600). 

Cabe aclarar que, en caso de cotizar en moneda extranjera, se aplicará el tipo de cambio billete vendedor que rija al cierre del último día hábil anterior a la fecha de apertura de las ofertas, publicados por la Mesa de Cambios del Banco Central del Uruguay.

A partir de la adjudicación realizada por UTE, el ganador de esta licitación tendrá un plazo máximo de 548 días corridos (cerca de un año y seis meses) para la finalización de la obra y las instalaciones deberán estar diseñadas para una vida útil de 30 años.

Además, la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas analizará los resultados de la actual convocatoria para terminar de pulir el nuevo pliego del parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), considerando que la entidad tiene previsto que, a partir de 2026, debe incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

“Queremos ver cuán competitivas son las ofertas y precios y qué aspectos debemos considerar. Luego veremos en qué momento haremos el lanzamiento de la nueva licitación, pero trabajamos en detalles del pliego dado que recién estamos licitando el primer parque fotovoltaico”, aclaró Emaldi. 

“Además, apostamos fuertemente a la segunda transformación energética del país y la descarbonización de la oferta mediante la propia generación eólica, el uso de electrodomésticos eficientes, la movilidad eléctrica y la incorporación de nuevas tecnologías, como por ejemplo bombas de calor en usos industriales y edificios públicos, entre otros”, complementó.

La entrada UTE de Uruguay reconoce “grandes expectativas” por la licitación del parque solar Punta del Tigre se publicó primero en Energía Estratégica.

Growatt ha sido recientemente clasificado como el número uno en el mercado residencial de México y el número dos en el mercado residencial de América por S&P Global, gracias a nuestra alta cuota de mercado en estas regiones. Además de nuestro éxito en términos de mercado, Growatt también se destaca por su compromiso con la innovación, la reputación de la marca, la calidad del servicio y la responsabilidad social, consolidando nuestra posición como líder en la industria fotovoltaica.

Innovación y Calidad

El éxito de Growatt no es casualidad. Con un portafolio de productos que incluye inversores solares, sistemas de almacenamiento de energía y cargadores de vehículos eléctricos, Growatt demuestra su capacidad para satisfacer las diversas necesidades de clientes residenciales, comerciales e industriales. Su compromiso con la innovación tecnológica es evidente en cada inversión que hacen en eficiencia energética y soluciones inteligentes, asegurando que sus productos se mantengan a la vanguardia del mercado.

Presencia Global y Enfoque en el Cliente

Los productos de Growatt son sinónimo de calidad y fiabilidad, respaldados por numerosas certificaciones y elogios en la industria. La empresa ha establecido una presencia global robusta, apoyada por una red de distribución y servicio que garantiza el acceso a sus productos en todo el mundo, con un soporte postventa local confiable y eficiente. Este enfoque en la satisfacción del cliente fortalece las relaciones a largo plazo y genera confianza.

Compromiso con la Sostenibilidad

La misión de Growatt de promover soluciones energéticas sostenibles resuena con las tendencias globales hacia la adopción de energías renovables y la reducción de la huella de carbono. Esta dedicación a la sostenibilidad no solo mejora su reputación, sino que también alinea a la empresa con un futuro más verde.

Expansión en América Latina

En México, Growatt ha reforzado su presencia con la creación de una subsidiaria y un equipo de servicio postventa local, garantizando un soporte aún mejor para sus clientes en América Latina. Productos como el microinversor NEO 2000M-X y el inversor híbrido SPH 10000TL-HU-US han sido recibidos con entusiasmo en la región. Además, en el ámbito comercial e industrial, la solución integrada WIT con la batería APX ha demostrado ser un avance significativo.

A nivel global, Growatt continúa su expansión, logrando avances importantes en el mercado estadounidense. Fundada en 2010, Growatt ha crecido hasta convertirse en un proveedor líder de inversores solares, con una presencia en más de 100 países. Con una visión a largo plazo de consolidarse como líder en soluciones energéticas sostenibles en América, Growatt sigue estableciendo estándares en la industria fotovoltaica.

La entrada Growatt lidera el sector fotovoltaico residencial en México y América se publicó primero en Energía Estratégica.

Las Estadísticas de Energía Renovable 2024 publicadas hoy por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) muestran que, a pesar de que las energías renovables se están convirtiendo en la fuente de energía de más rápido crecimiento, el mundo corre el riesgo de no alcanzar el objetivo de triplicar las energías renovables prometido en la COP28. Para mantener el rumbo, el mundo tendrá que aumentar la capacidad de energía renovable a un ritmo mínimo del 16,4 % anual hasta 2030.

El aumento sin precedentes del 14% de la capacidad de energías renovables durante 2023 estableció una tasa de crecimiento anual compuesta del 10% (2017-2023). Combinado con la constante disminución de la incorporación de capacidad no renovable a lo largo de los años, la tendencia indica que las energías renovables están en camino de superar a los combustibles fósiles en la capacidad energética instalada mundial.

Sin embargo, si el ritmo de aumento del 14% del año pasado continúa, el objetivo de triplicar 11,2 teravatios (TW) en 2030 delineado por el Escenario de 1,5 ° C de IRENA se quedará 1,5 TW por debajo del objetivo, incumpliendo el objetivo en un 13,5%. Además, si el mundo mantiene la tasa histórica de crecimiento anual del 10%, solo acumulará 7,5 TW de capacidad de energías renovables para 2030, incumpliendo el objetivo en casi un tercio.

La entrada Triplicar las energías renovables para 2030 requiere una tasa de crecimiento anual mínima del 16,4% se publicó primero en Energía Estratégica.

El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), bajo el liderazgo del Ministerio de Minas y Energía, entregó un balance positivo del primer semestre de 2024, destacando el impacto significativo de la ejecución e implementación de proyectos energéticos y la estrategia de Comunidades Energéticas que, a la fecha, ha transformado la vida de 8.872 familias con el acceso continuo a la energía eléctrica.

«Los resultados de este semestre son un testimonio del poder transformador de la energía. No solo hemos llevado electricidad a los hogares, sino que estamos impulsado el desarrollo y la esperanza en comunidades que antes vivían en la oscuridad. Ahora podemos ver los frutos de este esfuerzo conjunto que nos permite llegar a las Zonas No Interconectadas del país con proyectos de alta tecnología e innovación como las centrales de generación híbrida, centrales agrovoltaicas y la instalación de soluciones individuales fotovoltaicas que generan un impacto real y duradero en estas familias”, aseguró Danny Ramírez, director del IPSE.

Entre los proyectos más destacados, se encuentra la central de generación híbrida en Miraflores, Guaviare, que con sus 1323 paneles solares y una potencia de 701KWp, proporciona energía 24/7 a 710 familias.

También, en el corregimiento de Puerto Cachicamo, en San José del Guaviare, el sistema híbrido compuesto por 266 paneles solares, 48 baterías y un grupo electrógeno diésel de respaldo garantiza el suministro a cerca de 100 hogares, brindando estabilidad y seguridad a una comunidad que antes vivía en con horas reducidas del servicio.

Otro avance significativo se ha logrado en Casuarito, corregimiento de Puerto Carreño, Vichada, donde la instalación de 810 paneles solares, con una capacidad total de 372,6 KWp, beneficia a 239 familias. A esto se suma que las comunidades indígenas de Chatare, Carpintero y Venado, en Guainía, han sido beneficiadas con centrales agrovoltaicas que, gracias a las estructuras elevadas, permiten la generación de energía 24/7 y ofrecen espacios para desarrollar actividades productivas, beneficiando a 540 grupos familiares con el desarrollo económico sostenible y respetuoso con el medio ambiente.

Además, el IPSE ha entregado soluciones fotovoltaicas individuales que aseguran que las poblaciones en ubicaciones geográficas dispersas tengan acceso a la energía, beneficiando a 7.283 familias. Entre las zonas favorecidas están Inírida, Barrancominas en Guainía; Pailitas, Cesar; Albania, Barrancas, Hato Nuevo, Maicao, Manaure; Riohacha, VillaNueva en La Guajira; Arauca, Arauquita, Puerto Rondón en Arauca; San Vicente del Caguán, Miraflores en Caquetá; San José del Guaviare, Guaviare; La Primavera, Vichada; Frontino, Urrao en Antioquia; Ipiales, Rosario en Nariño y Puerto Asís, Puerto Leguizamo, San Francisco en Putumayo.

La inversión total entre los proyectos de Centrales Híbridas, Agrovoltaicas y Soluciones Fotovoltaicas Individuales, ha superado los $190 mil millones, reflejando el compromiso con la transformación y el desarrollo de las Zonas No Interconectadas del país. El IPSE continuará su misión de llevar la Energía del Cambio a todos los rincones de Colombia, cruzando cielo, tierra y mar para que cada habitante pueda gozar de este derecho fundamental.

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Ecoener recibió el máximo “Reconocimiento a la inversión extranjera directa en la República Dominicana”, concedido en la edición 2024 durante un evento que tuvo lugar en la sede del Banco Central del país. 

La distinción, otorgada por ProDominicana (Centro de Exportación e Inversión del gobierno de la República Dominicana), premia la trayectoria y la aportación de la compañía presidida por Luis de Valdivia, en su apuesta por ampliar sus operaciones y contribuir positivamente al desarrollo económico y social del país. Durante el evento, se puso también en valor la contribución de Ecoener a la soberanía energética del país y en la lucha contra el cambio climático. 

El presidente de la República Dominicana, Luis Abinader Corona entregó el galardón al vicepresidente ejecutivo de Ecoener, Fernando Rodríguez Alfonso.

República Dominicana ha experimentado un notable crecimiento, convirtiéndose en una economía de referencia en Latinoamérica. Su PIB ha aumentado entorno al 5% de media anual en los últimos años como destaca un reciente estudio del Fondo Monetario Internacional (FMI). 

Rodríguez Alfonso agradeció este reconocimiento y manifestó que “la economía de República Dominicana está creciendo de manera sostenida y estable. Desde Ecoener queremos contribuir a este progreso invirtiendo y haciendo crecer nuestra compañía de manera sólida, como lo está haciendo el país”. 

En el acto estuvieron también presentes el ministro de Industria, Comercio y Mypimes, Víctor Bizonó; el ministro de la Presidencia, Joel Santos; la directora ejecutiva de ProDominicana, Biviana Riveiro, o el embajador de España en la República Dominicana, Antonio Pérez-Hernández y Torra, entre otras autoridades.

Inversión de 289 millones de dólares

En este momento, el plan de inversión de Ecoener en la República Dominica alcanza los 289 millones de dólares para la puesta en marcha de 5 parques fotovoltaicos que aportarán a la empresa 279 MW de potencia instalada.

Dos de ellos, Cumayasa 1 y 2 (97 MW), se encuentran en operación desde el pasado mes de noviembre. Estas instalaciones producen el volumen de energía equivalente al consumo anual de 48.000 hogares, evitan la emisión anual de 140.000 toneladas de CO2 a la atmósfera y el consumo de 17.000 toneladas de combustibles fósiles.

Ecoener generó 300 puestos de trabajo en su construcción y la instalación de los paneles fue realizada mayoritariamente por mujeres, formadas y empleadas específicamente para ello. 

Cumayasa 1 y 2, que contó con una inversión de 100 millones de dólares, incorporan además una novedosa experiencia de agrivoltaica, en la que se combina la producción de energía solar con el pastoreo. Es un modo de implicar y favorecer la simbiosis de la compañía con la sociedad local, conjugando seguridad alimentaria y energética de manera equilibrada y respetuosa con el medio ambiente.

Tres nuevos activos en construcción

Además de las instalaciones ya operativas, Ecoener está construyendo otras tres plantas fotovoltaicas en República Dominicana. 

Por un lado, Cumayasa 4 (62 MW), ubicada en la provincia de La Romana y donde la compañía está invirtiendo más de 63 millones de dólares. 

Por otro lado, las plantas Payita 1 y 2 (60 MW cada una), localizadas en el norte del país, y en las que Ecoener realiza una inversión conjunta de 126 millones de dólares.

Estos tres activos de Ecoener poseerán una capacidad de producción anual conjunta equivalente al consumo de 93.000 hogares, evitarán el consumo de 34.000 toneladas de combustibles fósiles y la emisión de cerca de 200.000 toneladas de CO2 a la atmósfera.

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El Departamento de Estado de los Estados Unidos elaboró un nuevo informe denominado “Declaraciones de Clima de Inversión 2024”. En el documento publicado esta semana se recomienda cautela al apostar por nuevos proyectos en Nicaragua.

Esto fue ratificado por el economista y precandidato a la presidencia Juan Sebastián Chamorro, quien en los últimos días calificó el ambiente de negocios en el mercado nicaragüense como “extremadamente hostil para el inversionista”.

La situación no sería nueva, pero se habría acentuado en el último tiempo una ambigüedad entre “apertura y restricciones a la inversión extranjera”. De acuerdo al informe de Estados Unidos, “las autoridades nicaragüenses buscan la inversión extranjera directa para proyectar normalidad y dar señales de apoyo internacional”.

En concreto, sobre políticas industriales vinculadas a energías renovables una serie de beneficios estarían vigentes. Según detalla el informe, habría exenciones fiscales que resultarían de gran atractivo para players que se encuentran ampliando su cartera de proyectos.

Entre los beneficios, se menciona la Ley de Promoción de la Energía Hidroeléctrica (enmendada en 2005/531) y la Ley de Promoción de la Generación de Electricidad a Partir de Recursos Renovables (2005/532). Políticas industriales que ofrecen incentivos para invertir en la generación de electricidad, incluidas las importaciones libres de impuestos de bienes de capital y exenciones de impuestos sobre la renta y la propiedad.

No obstante, indican que “las preocupaciones regulatorias limitan la inversión a pesar de estos incentivos”. Como consideración adicional, apuntan a que la Asamblea Nacional debe aprobar todos los proyectos mayores de 30 MW, lo que daría una cuota de discrecionalidad y no de fundamentos técnicos para autorizar nuevas inversiones en el sector.

En adición, se menciona que la ley que promueve la energía renovable ofrece exenciones fiscales a los inversores en el sector de la energía renovable e incluso que Nicaragua ha modificado la ley varias veces para ampliar las exenciones, la más reciente en septiembre de 2020. “La ley incluye exenciones, cada una válida de dos a cinco años, de los siguientes impuestos: derechos de importación; impuesto al valor agregado; impuesto sobre la renta; impuesto municipal; impuesto sobre la explotación de recursos naturales; y timbre fiscal”, enumera el documento americano.

De hecho, desde Estados Unidos observan que el país ha otorgado ocasionalmente incentivos fiscales amplios para promover grandes inversiones únicas, como aquella que se realizó en 2020 para una planta de energía de propiedad extranjera.

Sin embargo, Nicaragua tiene una larga historia de demandas de expropiaciones gubernamentales sin el debido proceso que ponen en jaque a cualquier inversionista.

“Sigue habiendo una considerable incertidumbre en cuanto a la protección de los derechos de propiedad. Abundan las demandas conflictivas sobre títulos de propiedad y las apelaciones judiciales son lentas y engorrosas. Desde 2018, numerosos terratenientes han denunciado invasiones de tierras por parte de actores afiliados al régimen”, advierte el Departamento de Estado de los Estados Unidos, que además apunta a que no suelen aplicarse mecanismos de solución de controversias entre inversionistas y Estados debido al alto costo y la probabilidad de represalias por parte de las autoridades nicaragüenses.

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El Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) en su versión a mediados del año pasado había anticipado cifras ambiciosas para la instalación de nuevas centrales eléctricas en México, proyectando una adición en el orden de 20 GW de capacidad instalada renovable para 2026 y, aunque hay una gran cantidad de proyectos que aún no se interconectan, el PRODESEN publicado este año aumenta esta cifra a más de 30 GW solo de energía eólica y solar hacia el 2038. 

¿Es posible lograr ese volumen de proyectos? Si bien analistas del mercado advierten que es preciso superar retos en el corto y mediano plazo, algo innegable es el interés que existe para desarrollar proyectos de energías limpias en el mercado mexicano. 

“Desde el punto de vista comercial, es altamente probable porque los inversionistas tienen intenciones en seguir invirtiendo en México. Los recursos solares y eólicos existen y hay distintas zonas que aún no se han explorado. Con una buena evaluación técnica, ambiental y social, los proyectos podrían ser altamente viables”, observó Admonitor. 

La experiencia con las primeras subastas de largo plazo en México fue positiva en términos de inversión y precios alcanzados, aunque también evidenció la necesidad de mejoras en los procesos. Según el consultor de Admonitor, la legislación vigente permite avanzar con mejoras de subastas o la creación de otro tipo de procesos que contemplen proyectos semejantes a los clústeres de generación y transmisión que existen en Brasil. 

“Esos clústeres, con proyectos de 1000 MW o 2000 MW combinados con proyectos de transmisión, se evalúan a 10 o 15 años en Brasil. La ley de la industria eléctrica y las bases del mercado prevén este tipo de inversiones, pero hace falta regulación secundaria que establezca los procesos por los cuales el Cenace haga la evaluación pertinente y los inversionistas puedan proponer estos proyectos en conjunto”, explicó Admonitor.

La necesidad de una regulación secundaria

En México las subastas de largo plazo eran un mecanismo clave para fomentar la inversión en generación, pero tras la revisión y cancelación de la cuarta subasta, no se han lanzado nuevas convocatorias. “No hay un proceso o un manual que permita a los participantes proponer proyectos conjuntos o clústeres para mejorar la transmisión y la generación en México”, lamenta el consultor de Admonitor, quien apuntó a que la ausencia de regulaciones secundarias estaría impidiendo que el sector aproveche plenamente las oportunidades de crecimiento y los recursos disponibles.

Otro de los puntos críticos que se han identificado para dar lugar a nuevos proyectos es la necesidad de definir zonas estratégicas para la localización de nuevas centrales de generación. Durante el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) subrayó la importancia de que el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) retome las subastas y defina los lugares donde se necesitan refuerzos en la red.

“Si hay unas subastas eléctricas que demanden renovables -solares o eólicas o inclusive geotérmicas- que requieran almacenamiento, que el sistema diga dónde las quiere; no es donde tenga el terreno el privado y donde lo quiera desarrollar, sino donde el sistema realmente lo necesite para brindarle seguridad y confiabilidad al mismo”, consideró Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la CFE. 

En línea con esto, Admonitor explicó que el sistema eléctrico nacional se ha convertido en un “tablero de ajedrez” debido a las limitaciones en la infraestructura de transmisión y distribución. “Zonas como Monterrey están experimentando un crecimiento significativo derivado del nearshoring, pero su mapa eléctrico está altamente congestionado. Es complicado que un proyecto de generación encaje en esa infraestructura debido a la falta de inversión en capacidad de transmisión y distribución”, detalló el consultor de Admonitor, indicando que se debe analizar caso por caso.

“Si te volteas a la parte noroeste del país, es una sección donde excede la capacidad de generación y eso repercute también en la definición de los precios y en su congestión negativa. Por otro lado, la Península de Yucatán podría ser una infraestructura  que permita ampliamente la inversión de proyectos de generación pero el punto de vista ambiental y social representan retos importantes para invertir en esta zona”, añade el consultor de Admonitor subrayando la necesidad de proyectos integrales que consideren todos estos aspectos.

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Días atrás, ejecutivos de la empresa de África del Sur, Phelan Green Energy, representantes del Gobierno Regional de Arequipa y de la Presidencia del Consejo de Ministros (PCM) y otros proveedores de servicios y bancos se reunieron para debatir la potencialidad de montar una planta de hidrógeno verde en Arequipa.

Con alto apoyo de las autoridades peruanas, se acordó avanzar en un megaproyecto de producción de amoniaco verde para exportación a Europa y Asia. Este incluye la construcción de una planta fotovoltaica ubicada en La Joya/San José a 1,200m de altitud y de una planta de hidrógeno y amoniaco verde en la ZED de Matarani.

En conversaciones con Energía Estratégica, Jean-Louis Gelot, country manager de Phelan Green Hydrogen Perú habló del encuentro con los principales stakeholders y brindó más detalles del prometedor desarrollo.

“El balance de las reuniones con las autoridades políticas y el sector privado fue muy positivo. Desde el inicio de la propuesta de PHELAN GREEN ENERGY con el GORE-Arequipa en agosto 2023, vemos un Perú que da la bienvenida a la inversión extranjera y una visión estratégica de desarrollar una nueva industria que permitirá descarbonizar las industrias con altas emisiones en CO2”, explicó. 

Y agregó: “La PCM se ha comprometido en facilitar el acceso a terrenos del estado para una planta fotovoltaica de 1,800 MW en una superficie de 4,000ha. Las empresas de servicios nos ha confirmado la disponibilidad en el Perú de las firmas que podrán participar en la construcción de la planta solar, la línea de alta tensión hasta Matarani y la construcción de la planta de H2 y de amoniaco verde cerca del Puerto de Matarani operado por TISUR” . 

A su vez, reveló que se presentaron varias opciones de financiamiento con bancos locales y extranjeros e instituciones financieras internacionales.

Según el ejecutivo, la construcción debería empezar en 2026 y la inversión total será de unos 2,400 millones de dólares para llegar a la capacidad máxima de 85,000 t/año de H2 verde en 5 años. Además, adelantó que la primera fase de 18 meses permitirá producir 20,000 t/año.

Con esta planta, la compañía se propone mitigar 1,2 millones de toneladas de CO2 /año, lo cual equivale a las emisiones promedio de 264,000 vehículos por año.

«Este proyecto será uno de los más grandes del mundo y es de gran importancia para Perú. No solo generará 1,600 empleos durante su construcción y 500 durante su operación, numerosos empleos indirectos e ingresos tributarios, sino que también establecerá un polo de excelencia en energías renovables con talento peruano. Además, atraerá a industrias como las de fertilizantes, explosivos y aceros a Arequipa, las cuales necesitan estar cerca de una fuente de energía verde para ser más competitivas», explicó Gelot.

De esta forma, se espera que ese amoniaco verde sea exportado a industrias pesadas como acero, vidrio, cemento de países europeos y asiáticos.

Y concluyó: “Recordemos que el precio del hidrógeno verde en Europa, será unas 4 veces más alto que en Perú. Hoy exportamos concentrados de cobre que son refinados en China con muy altas emisiones en CO2. Es tiempo de exportar cobre verde refinado en Perú con hidrógeno verde”.

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La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) advirtió sobre la urgencia de corregir los desequilibrios en los subsidios que actualmente otorgan los Poderes Ejecutivo y Legislativo a las distintas fuentes del sector energético del país.  

“Brasil habla mucho de la transición energética, está en una posición diferenciada pero la máquina pública y las leyes construidas durante décadas todavía no juegan a favor de la transición energética”, manifestó Rodrigo Sauaia, presidente ejecutivo de ABSOLAR. 

“Tenemos un volumen mucho mayor de incentivos destinados a fuentes emisoras de gases de efecto invernadero que a fuentes limpias y renovables. A tal punto que las subvenciones para fuentes fósiles son 5,6 veces mayores que para las renovables en todo el sector energético”, agregó durante un webinar organizado por el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil. 

Según el Instituto Nacional de Estudios Socioeconómicos, entre 2018 y 2022 se asignaron:

R$ 80,9 mil millones en subsidios para el consumo y la producción de combustibles fósiles.
R$ 12 mil millones para pagar centrales termoeléctricas a diésel fósil.
R$ 1,13 mil millones para subsidiar termoeléctricas a carbón, pagados por los consumidores a través del CDE.
Sólo se asignaron R$ 15,5 mil millones en subsidios a las energías renovables en el mismo año.

“No existe ninguna disposición legal para suspender incentivos fósiles. Necesitamos establecer un límite, hablar de equilibrio y justicia. Por lo que necesitamos reconstruir un modelo, entendiendo cuál es el destino al que queremos llegar: una economía neutra en emisiones al 2050, que pasa por corregir una distorsión histórica presente en las tarifas de energía y electricidad”, continuó. 

Sauaia llamó la atención sobre el incumplimiento de las leyes de generación centralizada (Ley N° 14.120/2021) y de generación distribuida (N° 14.300/2022), principalmente en lo que respecta a los plazos del Régimen Especial de Incentivos al Desarrollo de Infraestructura (REIDI), el retraso en el cálculo de costos y beneficios de GD, la necesidad de mayor supervisión y sanción para las distribuidoras que incumplan la ley y su reglamento.

“Ley de generación centralizada lamentablemente no está siendo cumplida, dado que preveía la inclusión de atributos ambientales en el sector eléctrico desde 2022, pero no se hizo y los empresarios no logran emitir una nueva subvención sin la tarifa de uso del sistema de transmisión (TUST), porque no tienen un atributo ambiental con un precio establecido, por lo que se debe negociar con claridad”, apuntó el presidente ejecutivo de ABSOLAR. 

ANEEL de Brasil impedirá que las distribuidoras cancelen proyectos renovables aprobados

“Mientras que la ley de generación distribuida ya tiene directrices para el cálculo de costos y beneficios, lo que fue una gran conquista de la sociedad y el sector eléctrico. Pero esa ley también es incumplida, ya que los incentivos previstos para el REIDI aún no fueron implementados”, subrayó.. 

Es decir que el retraso ya hay alrededor de dos años de retraso en el cálculo de costos y beneficios de la generación distribuida para reducir las facturas de electricidad de los consumidores. 

Cálculo que ya está en manos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), lo que representa un “paso adelante” para el sector fotovoltaico, pero el mismo debió estar listo antes del último trimestre del año pasado, por lo que también está tarde dicha entidad. 

“Si tomamos una metodología de cálculo, apenas con números oficiales del gobierno e instituciones públicas, los beneficios y costos de la GD, con Tasa de Descuento 2023-2030 aportan alrededor de R$ 403,9 MWh en el segmento de la generación distribuida. Es otra cara de la moneda que queda fuera del subsidio y debe incluirse en la subvención”, aportó Sauaia. 

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Días atrás, la Secretaría de Energía de Argentina derogó facultades de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), por lo que ya no podrá suscribir contratos de abastecimiento de energía eléctrica y por tanto no será un organismo comprador de combustibles y vendedor de electricidad. 

Esta medida, catalizada bajo la Res. SE 150/2024 y la desregulación de la entidad a fin de virar hacia hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada, generó diversidad de opiniones a lo largo del sector energético del país. 

Una de esas miradas es la de Juan Bosch, CEO de SAESA, quien analizó la iniciativa del Poder Ejecutivo Nacional en materia de energía eléctrica y consideró que, dentro del proceso de cambio previsto, la resolución es “un hito más”. 

“Una de las acciones centrales es volver a un sistema de despacho ordenado por costos y un mandato muy fuerte que va desde los consumidores hacia atrás en la cadena energética: organizar el sector eléctrico en un marco de libre competencia, transparencia, multiplicidad de actores que garanticen a todos los usuarios la posibilidad de elegir el proveedor y las mejores condiciones para su suministro”, sostuvo. 

“Vamos hacia otro modelo de mercado de energía. Es un paso necesario si queremos cumplir el mandato legal de ser un actor energético global y la ventaja puede ser tener más competencia en la provisión del servicio energético, por tanto más transparencia, libertad y abre la posibilidad que sólo se pueda elegir comprar energía proveniente de fuentes renovables”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

Cabe recordar que el gobierno de Javier Milei – con Eduardo Rodríguez Chirillo a la cabeza de la Sec. de Energía – cumple una de sus premisas de campaña en materia energética: devolver a CAMMESA a su rol original de operador del sistema y que no compre más el combustible requerido para todos los generadores, sino que éstos lo adquieran por motus propia. 

Incluso, esta medida va en línea con la recientemente aprobada Ley de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos, por la que el Poder Ejecutivo prevé liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

De todos modos, aún resta por conocer la alternativa que tomará la Secretaría de Energía para sustituir el esquema y las labores que tenía CAMMESA desde hace casi dos décadas, que ahora se dieron de baja tras la derogación de la Res. 2022/05. 

“CAMMESA deberá cumplir los roles que le competen y la Sec. de Energía marcará la política con una serie de normas que definan en qué momento los usuarios finales podrán comprar su energía, los cogeneradores su combustible, entre otros puntos”, subrayó Bosch.

“Es decir que el usuario podrá decidir de dónde proviene la energía consumida, tipos de tarifas, bloques horario por el que se pueda preparar para que sus elementos de consumos funcionen en esos horarios, entre muchas más variables u opciones con los proveedores. Y si hubiera un mercado eléctrico de esta índole podría haber más actores en el sector, lo que será mejor para el consumidor”, concluyó. 

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Días atrás, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó para comentarios el proyecto de resolución número 701 054 de 2024 para la permanencia del Mecanismo de Respuesta de la Demanda (RD), programa ya había sido lanzado durante el periodo de “El Niño” y fue finalizado anticipadamente. 

Se trata de una medida que busca incentivar la participación de los usuarios en el mercado de energía mayorista mediante ofertas de reducción de demanda para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía.

La participación por parte de los usuarios es voluntaria y debe realizarse a través de un representante. Este ofertará diariamente una reducción de demanda de cero o de un valor igual o superior a 1 MWh, siempre en números enteros de MWh, para cada hora del día, con un precio único para todos los 24 periodos expresado en pesos por megavatio hora ($/MWh).

Tal como establece la regulación, las ofertas deberán ser presentadas al Centro Nacional de Despacho (CND) en los mismos plazos de los generadores despachados centralmente, empleando el procedimiento, medios y formatos que este establezca para ello.

Proyecto_Resolución_CREG_701_054_2024

En este marco, expertos del sector energético, le dieron el visto bueno a la normativa y destacaron los beneficios que traería a los consumidores su aprobación.

“Esta es una excelente noticia para los consumidores, ya que ha demostrado ser una herramienta eficaz para reducir los costos de la energía, mejorar la eficiencia del mercado y contribuir a una gestión más equilibrada del sistema eléctrico”, explica Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, el primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía.

Y agrega: “Los usuarios que participan activamente en el mecanismo pueden generar ingresos al reducir su consumo en momentos específicos, contribuyendo así a la estabilidad del sistema y recibiendo compensaciones económicas por su participación”.

De esta forma, Quintana asegura que se logra una optimización de las redes de distribución y transmisión, al reducir la cantidad de energía que debe ser transportada durante períodos de alta demanda. Esto alivia la carga sobre las infraestructuras, resultando en una optimización general del sistema y en una reducción de los costos operativos.

A su vez, portavoces de la compañía JULIA-RD S.A E.S.P, agente especializado en el mercado de la Respuesta de la Demanda, también consideraron esta permanencia como un hito positivo e hicieron un balance de los resultados obtenidos durante el período de “El Niño”.

“Durante la fase transitoria, se lograron reducciones significativas en el consumo de energía, con un total de 55,06 GWh despachados. Además, los participantes en el mecanismo transitorio obtuvieron ingresos significativos, con más de $9.000 millones de pesos generados”, revelaron.

En este sentido, la compañía señaló que fue líder en ingresos, con más de $5.000 millones de pesos y una alta tasa de cumplimiento del 91% en las ofertas de reducción de demanda, mostrando la eficacia y fiabilidad del mecanismo para los participantes.

Y concluyó: “La importancia de este Proyecto de Resolución se explica por los resultados obtenidos durante la etapa transitoria, este mecanismo demostró ser una herramienta efectiva. Ahora, con la permanencia de este programa, se asegura una participación continua y beneficios sostenibles para todos los usuarios participantes en programas de Respuesta de la Demanda”.

De esta forma, la CREG invita a las empresas, los usuarios, las autoridades y demás partes interesadas a presentar sus observaciones y sugerencias dentro del plazo establecido (29 de julio), mediante comunicaciones electrónicas dirigidas a la Dirección Ejecutiva de la CREG, a la cuenta creg@creg.gov.co

Al vencimiento de la consulta pública, la CREG determinará si el proyecto debe ser informado a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), para el ejercicio de la Abogacía de la Competencia, con fundamento en las disposiciones del Decreto 1074 de 2015, artículo 2.2.2.30.5.  

La entrada ¿Cuáles son los beneficios del proyecto de resolución para la permanencia del Mecanismo de Respuesta de la Demanda? se publicó primero en Energía Estratégica.

El Departamento de Energía de EE. UU. (U.S. Department of Energy, DOE) anunció su intención de emitir una oportunidad de financiamiento de $325 millones para el nuevo Programa de Comunidades Resilientes, financiado por el Fondo de Resiliencia Energética de Puerto Rico (PR-ERF) del DOE. Este nuevo programa tiene como objetivo mejorar la resiliencia energética a nivel comunitario para las poblaciones vulnerables en Puerto Rico a través del financiamiento de instalaciones de sistemas solares fotovoltaicos y de almacenamiento en baterías para facilidades de salud comunitarias, así como centros comunitarios y áreas comunes dentro de propiedades de viviendas multifamiliares subsidiadas.

«La Administración Biden-Harris ha demostrado su compromiso de ayudar a miles de hogares de Puerto Rico a acceder a energía solar y almacenamiento en baterías asequible, pero el hogar no es el único lugar donde se necesita electricidad durante y después de una emergencia,” dijo la Secretaria de Energía de EE.UU., Jennifer M. Granholm. “A través del Programa de Comunidades Resilientes, estamos aumentando el acceso solar a las facilidades de salud comunitarias y viviendas multifamiliares subsidiadas, ayudando a llevar resiliencia y seguridad a aún más familias en la Isla.»

Los solicitantes pueden incluir entidades individuales o equipos con sede en Puerto Rico que puedan coordinar la implementación de sistemas solares fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento en baterías en numerosos sitios individuales. El DOE prevé que estarán disponibles hasta $325 millones a través del Programa de Comunidades Resilientes para sistemas solares fotovoltaicos y de almacenamiento en baterías en dos tipos de infraestructura comunitaria:

Facilidades de salud comunitarias: El DOE puede otorgar entre $70 millones y $140 millones para financiar soluciones de resiliencia energética para centros de diálisis, centros de diagnóstico y tratamiento y centros de salud calificados por el gobierno federal.
Propiedades de viviendas multifamiliares: El DOE puede otorgar entre $93 millones y $185 millones para financiar soluciones de resiliencia energética para centros comunitarios y áreas comunes dentro de propiedades de viviendas multifamiliares públicas o de propiedad privada subsidiadas por el Departamento de Vivienda y Desarrollo Urbano (HUD) de los EE. UU. El DOE prevé financiar proyectos para las viviendas multifamiliares subsidiadas que dan energía a ciertos espacios comunes accesibles para todos los residentes, así como la infraestructura compartida de edificios que depende de la electricidad, como los ascensores. Además, el DOE prevé que los centros comunitarios ubicados en propiedades de viviendas públicas de Puerto Rico también serían elegibles para las instalaciones a través del Programa de Comunidades Resilientes.

En diciembre de 2022, el Presidente Biden autorizó $1,000 millones para el establecimiento del PR-ERF con el fin de impulsar inversiones clave en infraestructura de energía renovable y resiliente en Puerto Rico. En febrero de 2024, el DOE lanzó el Programa Acceso Solar a través del PR-ERF para conectar a hogares puertorriqueños de bajos ingresos con sistemas solares fotovoltaicos y de almacenamiento en baterías residenciales y subsidiados. Los residentes de Puerto Rico pueden visitar energy.gov/solarPR o llamar al 1 (833) 822-8628 para verificar su elegibilidad y comunicarse con su Embajador de Energía Solar local para presentar una solicitud.

Lea el Aviso de intención completo.

Obtenga más información sobre la Oficina de Desarrollo del Sistema Eléctrico. 

La entrada DOE anuncia la intención de financiar sistemas de energía solar y de almacenamiento en baterías en Puerto Rico se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES) volverá a realizar un mega evento en Chile por tercer año consecutivo, en el que espera reunir a más de 400, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región.

La cumbre FES Chile se realizará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago. Es decir que serán dos jornadas llenas de oportunidades de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales.

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Uno de esos debates estará destinado al futuro de la energía solar, tanto en el segmento de la gran escala, como también la generación distribuida y el papel del almacenamiento. 

Para dicho panel de debate, ya confirmaron la participación dos empresas con amplia trayectoria en el sector renovable de la región y que ofrecen productos a medida para el avance de la transición energética: Enlight y Chemik Group. 

Enlight es una firma con más de una década en el mercado energético global, especializada en sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS), integraciones en grandes redes para centrales generadoras, red de transmisión y microrredes para grandes empresas. desde la fase de diagnóstico, diseño, implementación y mantenimiento. 

Aura Rearte, gerente de Desarrollo de Negocios de Enlight, será quien aportará la perspectivas de la energía fotovoltaica por parte de la entidad con presencia en México y Chile; sumado a que es embajadora WiE en el Consejo Mundial de Energía (WEC); por lo que será una voz autorizada en FES Chile. 

Chemik Group, por su parte, es una empresa con más de 25 años de historia especializada en la fabricación de cuadros eléctricos, ya sea en serie (lotes) o bajo proyectos de forma individualizada, incluyendo el diseño, desarrollo y producción de dichas soluciones. 

Héctor Erdociain, CSO de Chemik Group, estará en el panel de debate tras su reciente participación en el mega evento FES Iberia, donde se dieron a conocer las principales novedades y puntos de vista a futuro para las energías renovables de España y Latinoamérica. 

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Incluso, en FES Iberia, Erdociain aconsejó la participación temprana de los fabricantes para optimizar los proyectos de plantas renovables, a la par que presentó innovaciones como el St+ (string plus), que optimiza la instalación de módulos y reduce la huella de carbono.

Además, la tercera edición de un evento de Future Energy Summit en territorio chileno ya cuenta con entradas Early Bird a la venta (hasta el 2 de septiembre) y dos jornadas llenas networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales, junto a diversos partners; entre los que se destacan Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar. 

Asimismo,  ACEN, ACENOR, ACESOL, ACSP, Generadoras de Chile, ADELAT, ACERA, MERL, AUDER, GPM AG, AICE, OLADE, Raveza y AtZ acompañarán la cumbre del 27 y 28 de noviembre como strategic partners. 

Por lo que FES Chile nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable del Cono Sur. Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir a este mega evento!

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Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, tiene una fuerte presencia en México desde el año 2017  y se destaca como una de las marcas que ha superado participaciones del 10% en la cuota de mercado con sus módulos solares de alta calidad. En la actualidad, su equipo está desplegando una estrategia integral para recuperar aquel ritmo de ventas y aspirar a más.

«México para nosotros es un mercado no solamente importante por lo que reviste como potencial sino con la realidad que tiene también», afirmó José Luis Blesa González, gerente regional para Latinoamérica de Seraphim.

Para adaptarse de la mejor forma a las demandas del mercado mexicano, la empresa ha implementado cambios significativos en sus políticas de asociación con distribuidores y en su infraestructura de recursos humanos tanto en el país como en el resto de la región.

«En función de la información que hemos recibido directamente de los clientes, hemos tomado una decisión muy importante que es la de reestructurar nuestros canales de distribución», explicó José Luis Blesa González. Esta definición estratégica estaría destinada a recuperar y fortalecer su participación en el mercado, que históricamente ha sido significativa para la empresa.

Actualmente, Seraphim posee alrededor del 4% del market share en México, en los segmentos de generación distribuida y utility scale. Y ya empiezan a ver los resultados al alza para acercarse a su 10% histórico a través de nuevas alianzas con actores estratégicos.

«Hoy por hoy, estoy con proyectos de utility en cartera y con grandes probabilidades de consecución», indicó Blesa.

La receptividad de México hacia los productos de Seraphim ha sido sobresaliente, lo que llevó a que la marca permanezca entre los líderes del mercado. Según comentó Blesa Gonzáles, tras la pandemia en el periodo de transición de 2022 a 2023, e incluso hasta 2024, el mercado mexicano ha visto una reconfiguración significativa, con la entrada y salida de marcas de la categoría Tier One. Seraphim ha logrado mantenerse en esta lista exclusiva, lo que ha generado un aumento en la demanda directa de sus productos por parte de los clientes.

Como parte de su compromiso con el crecimiento de la energía renovable en Latinoamérica y su participación activa en cada mercado, Seraphim confirmó su permanencia durante este año como una de las Diamond Partners principales para los eventos Future Energy Summit (FES) en Argentina, México, Centroamérica y el Caribe, donde sus directivos tuvieron una participación destacada.

En el marco de una entrevista exclusiva en FES Mexico, el gerente regional para Latinoamérica de Seraphim expresó su gratitud hacia FES, señalando que «provee una vidriera de alta calidad y de renombre», lo cual es crucial para su estrategia de posicionamiento de marca.

Expectativas del mercado y planes futuros

Durante una entrevista con Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica, el gerente regional de Seraphim también compartió sus perspectivas sobre el futuro del mercado mexicano de energía renovable. Con el nuevo gobierno enfocado en este sector, Blesa considera que las estimaciones actuales de entre 800 MW y 1 GW de generación distribuida podrían ser superadas ampliamente. «Sinceramente creo que pueden quedarse muy cortos; por ahí pueden llegar quizás a un 50 % o un 60 % más», estimó.

Para aprovechar estas oportunidades, Seraphim está trabajando en el fortalecimiento de su red de distribuidores para localizar su oferta de productos. Blesa señaló con orgullo que los distribuidores recalificados y potenciados de la empresa ya están adoptando el último de sus módulos con tecnología TOPCon con eficiencias del 22.8% superiores a los monoPERC, en potencias entre 580 W y 585 W.

«Siempre suele haber como una especie de miedo de reticencia a hacer ese cambio, como una especie de dislexia cognitiva diría yo, por el miedo al desconocimiento», observó Blesa. Sin embargo, destacó que en México partners de Seraphim, como Corporativo Soles, Solarama y Enerpoint,  han superado estas barreras y están logrando cifras de ventas impresionantes, con una demanda constante.

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