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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) lidera en el desarrollo del subsector eléctrico de Guatemala. De conformidad con lo estipulado en la Ley General de Electricidad (LGE) la entidad continúa evaluando la pertinencia de nuevos proyectos de generación y emitiendo nuevas resoluciones para autorizar su conexión, garantizando el libre acceso y uso de las líneas de transmisión y redes de distribución disponibles.

Tal es así que en el primer semestre del año 2024 los comisionados resolvieron la incorporación de 10 centrales de generación distribuida renovable al Sistema Nacional Interconectado (SNI) mediante su conexión a las redes de empresas distribuidoras.

Los nuevos emprendimientos, en su mayoría de tecnología solar fotovoltaica, cuentan con potencias máximas autorizadas de hasta 5 MW y entre todos suman 34,42 MW de capacidad.

A continuación se detalla, resolución junto al nombre de empresa propietaria, distribuidora en la zona de concesión y proyecto junto a su potencia máxima autorizada:

CNEE-60-2024 – Autorizar a la entidad Central Hidroeléctrica Sulin, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Hidroeléctrica San Antonio» (2 MW)
CNEE-61-2024 – Autorizar a la entidad IELOU ENERGY, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar Fénix 2 Monterrico» (4.8 MW)
CNEE-62-2024 – Autorizar a la entidad Gadissa, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar El Obispo» (5 MW)
CNEE-80-2024 – Autorizar a la entidad Tuncaj, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Planta Solar Las Pilas», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 508 en 13.8 kV, alimentado desde la Subestación Los Lirios (5 MW)
CNEE-83-2024 – Autorizar a la entidad Caudales Renovables, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Occidente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Los Soles», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado en la salida de media tensión Santo Domingo en 13.8 kV, alimentado desde la Subestación Mazatenango. (1.95 MW)
CNEE-125-2024 – Autorizar a la entidad Guatemala Solar Group, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «El Canizo 1», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en la salida de media tensión Morazán en 34.5 kV, alimentado desde la Subestación El Rancho (2.26 MW)
CNEE-126-2024 – Autorizar a la entidad Constructora e Ingeniería Aplicada, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado ‘Parque Solar La Bendición», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado en el circuito de media tensión 271 en 13.8 kv, alimentado desde la Subestación Cenosa (5 MW)
CNEE-130-2024 – Autorizar a la entidad Iliakós, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «ENA», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 72, en 13.2 kV, alimentado desde la Subestación Santa Lucia (1.03 MW)
CNEE-132-2024 – Autorizar a la entidad Uno y Siete, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar San Antonio», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en la salida de media tensión San Juan Tecuaco en 13.8 Kv, alimentado desde la Subestación Chiquimulilla, a 10 metros aproximadamente desde dicha subestación (4.88 MW)
CNEE-144-2024 – Autorizar a la entidad Helios Power Guatemala, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar Helios 1», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 96 en 13.8 kV alimentado desde la Subestación Acacias (2.5 MW)

El ritmo de adición de nuevos proyectos no se detuvo en el inicio de un nuevo semestre. Además de los antes mencionados que fueron aprobados durante la primera mitad del año, la CNEE confirmó mediante la resolución CNEE-151-2024 una nueva autorización a la entidad Agro Moller para la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala SA para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Agrosolar», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 261, en 13.2 kV, alimentado desde la Subestación Costa Linda (4.8 MW).

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anunció mediante la Resolución N° 105 009 de 2024 la designación del santandereano Antonio Jiménez Rivera como nuevo director ejecutivo, por un periodo de un año.

Jiménez cuenta con cerca de 20 años de experiencia en el sector de la energía eléctrica. Es Ingeniero Eléctrico graduado de la Universidad Industrial de Santander (UIS) y tiene una especialización en Administración Financiera y un magíster en Ingeniería Eléctrica, ambos de la Universidad de Los Andes.

En los últimos meses, se desempeñó como Comisionado Experto Encargado de la CREG, asesor del Ministerio de Minas y Energía, director técnico de gestión de energía eléctrica de la Superintendencia de Servicios Públicos y lideró el equipo de seguimiento de los mercados mayoristas de energía y gas en esta misma entidad.

Además, ha brindado asesoramiento para entidades como la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), destacándose por su análisis técnico-económico del sistema interconectado nacional y como responsable de la coordinación en la elaboración de los planes de expansión de la transmisión de energía eléctrica entre 2013 y 2020.

Estos planes definieron las obras para la atención de la demanda en ese periodo, en los que se incluyeron proyectos significativos como la línea colectora, proyectos para asegurar la prestación del servicio en el centro del país, la extensión de la red de transmisión hasta Casanare con su interconexión posterior al departamento de Arauca, y el cierre del anillo en 500 kV en la Costa Caribe, y obras a nivel de los sistemas regionales entre otros. Además, desarrolló un papel técnico en el análisis para el definición de la planta de regasificación en el Caribe.

Inició su trayectoria profesional en GENELEC, una empresa que brinda servicios de consultoría en ingeniería eléctrica. Posteriormente, se desempeñó como jefe de operación y mantenimiento en DISTASA, empresa de transmisión de energía. También, desempeñó labores en DISPAC relacionadas con asesorías para la ampliación de cobertura a través de interconexiones, además de participar en proyectos de técnicas avanzadas en el análisis de sistemas de potencia en la Universidad de los Andes.

Tiene experiencia docente liderando tesis de pregrado y posgrado en diversas universidades en el área energética, destacándose como profesor de cátedra en la Universidad Industrial de Santander, específicamente en programas de postgrado en ingeniería eléctrica.

Una vez designado como director ejecutivo, el ingeniero Jiménez señaló: «Mi compromiso es liderar la transición energética, dando las señales regulatorias necesarias para garantizar la confiabilidad del sistema energético y poniendo siempre a los usuarios en el centro de nuestras decisiones. Actualmente, estamos avanzando con resoluciones que promueven las comunidades energéticas, señales para una transición energética segura, y balances de oferta y demanda».

Y agregó: También estamos modernizando el mercado eléctrico buscando una mayor eficiencia, con regulaciones que optimizan los recursos energéticos disponibles, como el gas, GLP y otras fuentes, en el contexto de una transición energética justa, así como, aumentando la participación de actores en el mercado. Tenemos un objetivo claro de reducir las tarifas en el menor tiempo posible, escuchando a las empresas y a los usuarios, y garantizando un acceso eficiente a la energía, gas, GLP y combustibles líquidos. Seguiré trabajando para convertir estas propuestas en una realidad tangible».

El artículo 18 de la Resolución CREG 105-003 de 2023 establece que el Comité de expertos comisionados propondrá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la designación del director ejecutivo, quien debe ser uno de los expertos. En la sesión 1327 del 9 de julio de 2024, la CREG en pleno aprobó la designación de Jiménez como director ejecutivo.

Según el mismo artículo, la Comisión de Regulación realizará la designación para periodos de un año. Un experto comisionado puede ser elegido como director ejecutivo hasta dos periodos anuales consecutivos o no consecutivos, durante cada cuatrienio.

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A partir del 1 de julio, las cuentas de electricidad en Chile comenzaron a experimentar un alza significativa, la cual se incrementará progresivamente entre 2024 y 2025. Se estima que el aumento podría llegar hasta un 60% en 2025. Este ajuste se debe a una deuda acumulada por el gobierno con el sector de generación eléctrica, responsable de aproximadamente el 70% del costo final de la electricidad. Esta deuda se originó a partir de una política de estabilización de precios implementada en 2019 y extendida por el gobierno actual. La deuda ha superado el umbral establecido, haciendo inviable la continuación de la estabilización de precios a largo plazo, obligando a los precios a alinearse nuevamente con el mercado.

Este desafiante escenario presenta una oportunidad única para impulsar la implementación de proyectos solares fotovoltaicos, especialmente en el ámbito del netbilling, que se vería significativamente afectado por las nuevas medidas adoptadas.

Actualmente, existen diversos mecanismos para promover la energía solar fotovoltaica en Chile. Uno de los más destacados es el programa Casa Solar, implementado por la Agencia de Sostenibilidad Energética. Este programa permite a los usuarios acceder a un cofinanciamiento de hasta un 50% para la instalación de sistemas fotovoltaicos, además de ofrecer la compra agregada de estos sistemas, logrando un descuento adicional de alrededor de un 30%.

Para enfrentar la posible demanda de productos solares, Growatt ofrece diversas soluciones adaptadas a estos mercados. En el ámbito residencial, la compañía cuenta con inversores desde los 600 W (Microinversor NEO 600-1000M-X) hasta inversores on-grid monofásicos y trifásicos (MIN 2500-10000TL-X y MOD3-15KTL3-X, respectivamente), además de sus equivalentes híbridos (MIN 2500-6000TL-XH y MOD3-10KTL3-XH), que permiten flexibilizar el consumo y la generación, optimizando los indicadores económicos gracias al almacenamiento de energía.

En la línea comercial e industrial (C&I), Growatt ofrece una amplia gama de productos on-grid (MID 15-50KTL3-X, MAX 50-80KTL3-X y MAX 100-150KTL3-X), con un rango de potencia que va desde los 15 hasta los 150 kW. En la línea híbrida, se encuentran los modelos WIT 50-100K-HU, que permiten un almacenamiento de hasta 200 kWh por inversor, facilitando la gestión de energía tanto para clientes regulados como para clientes libres.

En palabras de Lisa, Vicepresidenta de Growatt: «En Growatt, nos enorgullece ofrecer una solución para cada tipo de proyecto y escala. Ya sea un sistema residencial pequeño o una instalación industrial de gran envergadura, contamos con productos y tecnologías avanzadas que se adaptan a las necesidades específicas de nuestros clientes. Nuestro compromiso es proporcionar las mejores herramientas para optimizar la generación y el consumo de energía, contribuyendo así a un futuro más sostenible y eficiente.»

Este contexto de aumento en los costos de electricidad subraya la importancia de explorar y adoptar alternativas energéticas sostenibles, como la solar fotovoltaica, no solo para mitigar el impacto económico, sino también para avanzar hacia un futuro más limpio y autosuficiente en términos energéticos.

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Las calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech representan una evaluación exhaustiva que evalúa a los fabricantes en función de criterios clave como la fortaleza de la cadena de valor, las capacidades de producción, los perfiles de envío globales, el capex, la inversión en I+D, la gestión del flujo de caja, la rentabilidad y el volumen de negocio.

La longevidad de la clasificación AAA de LONGi refleja su sólido rendimiento en todas estas métricas, lo que refuerza su posición como líder de confianza en el mercado.

El compromiso de la empresa con la innovación se mantiene constante, con una inversión continua en investigación y desarrollo destinada a hacer avanzar la tecnología solar, y su dedicación a mejorar la eficiencia y confiabilidad de los productos subraya su liderazgo a la hora de satisfacer las necesidades cambiantes de los mercados energéticos mundiales.

La empresa ha realizado avances significativos en varios campos de nuevas tecnologías, lanzando productos importantes como la oblea de silicio TaiRay, HPBC 2.0, Hi-MO 9 y Hi-MO X6 Max. Estos lanzamientos demostraron la profunda experiencia de LONGi en tecnología de obleas y celdas de silicio y su compromiso con el camino de la tecnología BC, captando rápidamente la atención del mercado.

Aprovechando el sólido potencial de crecimiento de la tecnología de plataforma BC, LONGi está preparada para introducir rápidamente nuevos productos adaptados a las demandas del mercado.

Durante el primer semestre de 2024, LONGi ya ha establecido una serie de nuevos récords mundiales de eficiencia de celdas solares. En mayo, la empresa anunció un récord mundial de eficiencia del 27.30% para sus celdas de silicio de heterounión de contacto posterior (HBC), certificado por el ISFH de Alemania, con un nuevo récord de eficiencia del 30.1% para celdas comerciales en tándem de silicio-perovskita de tamaño M6 en junio, certificado por el Fraunhofer ISE. Ambos hitos se alcanzaron inmediatamente después de que se anunciara en SNEC 2024 otro récord del 34.6% para la eficiencia de celdas en tándem.

Los récords mundiales ponen de relieve la posición de liderazgo de LONGi en la superación de los límites de eficiencia de los prototipos de celdas solares en tándem y marcan hitos significativos en la viabilidad comercial de la tecnología.

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El Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) de la Universidad de Chile lanzó un informe sobre recomendaciones regulatorias para la descarbonización de la matriz eléctrica chilena, encargado por el Ministerio de Energía. 

Una de las propuestas más relevantes es el rediseño de las licitaciones de suministro, para considerar contratos a corto, mediano y largo plazo mediante un portafolio de proyectos capaces de cubrir toda la demanda con distintos tiempos de inicio. 

“Se permitiría optimizar el momento en que se realiza la subasta, buscando que la compra se realice cuando existan mejores condiciones de mercado y evitando esperar a encontrarse próximo al vencimiento de los contratos para realizar una nueva subasta”, señala el archivo. 

“Para asegurar que los contratos adjudicados estén alineados con los objetivos de la transición, se propone incluir, en los criterios de asignación, metas de reducción de emisiones y cuotas de generación renovable”, añade. 

Asimismo, se aconsejó reconocer en el mecanismo de casación los costos y beneficios sistémicos asociados a nuevos proyectos de generación para contratos de mayor duración mediante:

Casación en base a un software que seleccione ofertas vía requerimientos operacionales del sistema, como por ejemplo límites de transmisión o restricciones asociadas a la flexibilidad. 
Inclusión de reglas simplificadas en la casación, de modo de dar mayor ventaja a proyectos con un perfil de generación estable o con capacidad de almacenamiento, u ofertas por zona de la red.

Y cabe recordar que en la última licitación de suministro, en la que Enel se consolidó como la gran ganadora al adjudicarse los 3600 GWh subastados a un precio de USD 56,679 MWh, hubo incentivos a la presentación de ofertas mediantes medios de almacenamiento y de generación renovable con capacidad de regulación 

Aunque a pesar de los resultados y de que se volvió a adjudicar toda la energía licitada, desde el sector remarcaron una serie de trasfondos que derivaron en la baja competitividad de players y ofertas de la convocatoria, por lo que dejaron la puerta abierta a cambios para el futuro. 

Por otro lado, el Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería recomienda mayor contribución de los recursos energéticos distribuidos (DER) en la demanda, generación y almacenamiento, mediante su participación en mercados mayoristas de energía, mercado de servicios complementarios y de potencia firme, como también por contratos bilaterales con distintos agentes del sistema.

“Para que los DERs puedan prestar efectivamente los servicios descritos, se propone definir la figura del agregador, cuyo objetivo es operar de una forma costo-eficiente los retiros y/o inyecciones de los diversos recursos distribuidos”, aclara el informe.

Además, el ISCI plantea la incorporación de los DER en la metodología de planificación de la transmisión nacional y zonal, a fin de evaluar su complementariedad así como la necesidad de posibles expansiones zonales para permitir aumentos en las inyecciones o retiros.

Con una regulación correspondiente, dichas inversiones serían remuneradas por los usuarios, tanto demanda como generación distribuida, que se vean beneficiados por ellas. 

“Esta consideración es crucial, ya que bajo el sistema tarifario actual donde solo la demanda remunera las obras de transmisión zonal, las expansiones motivadas por la generación distribuida podrían incrementar desproporcionadamente las tarifas, generando una situación desfavorable para el usuario final y creando un posible subsidio cruzado”, subraya el documento. 

Más cambios en la transmisión

El reporte del Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería también poco foco en la posibilidad de descoordinación entre los desarrollos en generación y transmisión, que potencialmente producen zonas de oferta excesiva que repercute negativamente en el estado financiero de los participantes del sector, debido a la reducción de precios en el mercado spot y altos vertimientos renovables. 

Por tal motivo es que propone abordar el dilema mediante la integración de tres elementos: 

Implementación de Derechos Financieros de Transmisión (FTRs) que, en sinergia con los Acuerdos de Compra de Energía (PPAs), facilitan una cobertura financiera más eficaz para los generadores. 
La aplicación de una tarificación basada en los beneficiarios. 
Un régimen de inversiones en transmisión más flexible que permita obras que promuevan los agentes.

“Un aspecto relevante de la propuesta es que el peaje sea establecido ex-ante, es decir, que no dependa de la operación real para cada año en particular y que se mantenga fijo por un período razonable, de manera de reducir la incertidumbre asociada a dichos pagos”, resalta.

“Asimismo, se plantea la creación FTRs, permitiendo a los generadores contar con instrumentos de cobertura que mitiguen el riesgo de congestión. Estos contratos se establecen para dos puntos específicos en la red y para una capacidad determinada (en MW) y otorgan al titular el derecho a recibir un pago equivalente a la diferencia de precio de energía entre el punto de origen y el punto de destino, según la capacidad definida en el contrato”, explica.

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El Proyecto de Ley (PL) nº 2.038/2023, que crea el marco legal para el hidrógeno bajo en carbono en Brasil, fue aprobado el pasado jueves 11 de julio en la Cámara de Diputados. Ahora el texto pasa al presidente Lula para su aprobación. El PL prevé la Política Nacional de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono – coordinada por el Ministerio de Minas y Energía (MME) – y establece incentivos para desarrollar esta industria en el país.

El proyecto aprobado trae la gobernanza del proceso de certificación de hidrógeno, elaborado por el Comité de Gestión del Programa Nacional de Hidrógeno (Coges-PNH2), que propuso la creación del Sistema Brasileño de Certificación de Hidrógeno (SBCH2).

“Con este nuevo instrumento, Brasil tendrá más seguridad jurídica con previsibilidad para las inversiones en proyectos de hidrógeno, además de contribuir a la descarbonización de la matriz energética brasileña. Otro paso importante hacia una transición energética justa e inclusiva”, afirmó el ministro de Minas y Energía de Brasil Alexandre Silveira.

El proyecto sigue las mejores prácticas adoptadas internacionalmente y representa lo que el MME considera más adecuado para que Brasil se posicione en el mercado global del hidrógeno bajo en carbono, aportando la credibilidad y transparencia necesarias para que este producto sea comercializado.

“Estamos avanzando, todos los días, para sentar bases sólidas para que Brasil certifique la calidad del hidrógeno que aquí se producirá, brindando más desarrollo, innovación y oportunidades para nuestro país. Quisiera aprovechar esta oportunidad para felicitar y resaltar el relevante trabajo que la Cámara de Diputados y el Senado Federal realizaron para aprobar este mecanismo tan fundamental para futuros procesos de negociación internacional”, destacó Alexandre Silveira.

Definir el marco jurídico-regulatorio del hidrógeno fue una de las prioridades del Plan Trienal 2023-2025 del Programa Nacional del Hidrógeno (PNH2). Ahora, el Proyecto de Ley (PL) pasa a la aprobación presidencial. El compromiso del gobierno brasileño es ampliar la oferta de financiamiento competitivo para el desarrollo de proyectos de hidrógeno bajo en carbono en el país, de ahí la importancia y necesidad del marco legal.
Dentro de la estrategia establecida en el marco del Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2), Brasil pretende tener hubs de hidrógeno bajo en carbono consolidados en el país para 2035. A la fecha, Brasil ya tiene más de 30 mil millones de dólares en proyectos de hidrógeno anunciados.

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UL Solutions se ha posicionado como una aliada clave para proyectos de energías renovables en Latinoamérica y el Caribe. Además de ser conocida por ser parte de la certificadora UL con más de 125 años de trayectoria, esta empresa acumula una enorme expertise en consultoría en el sector energético, ofreciendo una gama de servicios diseñados para viabilizar nuevos proyectos y maximizar la eficiencia en la producción de energía.

Luigi Zenteno, ejecutivo senior de Ventas para Latinoamérica de UL Solutions, tuvo una participación destacada en el último Future Energy Summit (FES) en el Caribe, donde se refirió a la importancia de realizar un análisis exhaustivo desde las etapas más tempranas de los proyectos para asegurar su éxito a corto, mediano y largo plazo.

En el marco del panel de debate denominado «Las oportunidades de la energía eólica en la región», Zenteno sostuvo que la incertidumbre y el riesgo son dos factores críticos que hay que poder gestionar para brindar certeza a la banca. Para abordar esto en el caso eólico, respondió que UL Solutions utiliza herramientas avanzadas como Windnavigator para no sólo identificar las zonas con viento, sino también para analizar su comportamiento a lo largo del año y tomar decisiones informadas junto a la utilización de mapas de viento que consideren las periodicidades para disminuir la incertidumbre y evitar pérdidas financieras.

«Hay que ser honestos, a la hora de llevar a cabo y materializar un proyecto de esta índole, los proyectos eólicos necesitan de la banca y las entidades financiadoras para poder realizarse», indicó el ejecutivo.

UL Solutions ha ido perfeccionando su servicio para agregar valor en cada etapa del proyecto. Zenteno destaca la importancia de la fase de medición de datos para mitigar la incertidumbre y medir el riesgo. «Antes, los layouts eólicos se hacían de manera casi matemática, pero ahora hay muchos más factores a considerar, desde la disponibilidad de tierras hasta las políticas ESG».

Para enfrentar estos desafíos, la empresa ha desarrollado herramientas digitales que permiten un análisis algorítmico iterativo. Estas herramientas no solo facilitan un layout optimizado, sino que también ofrecen una interfaz visualmente agradable e intuitiva para la toma de decisiones. «Es la misma herramienta que usamos para nuestros estudios de producción y due diligence», explica Zenteno. Esta herramienta permite a los desarrolladores estimar su propia producción de energía de manera fiable. Y no solo eso.

Otro aspecto fundamental sobre el que se expresó Luigi Zenteno es la correcta selección del sitio y la configuración de la torre. UL Solutions realiza análisis algorítmicos para determinar la mejor configuración y el número óptimo de torres para minimizar la incertidumbre. Por ello, Zenteno recomienda que se debe ser muy minucioso con los datos para elegir qué tipo de torre instalar, cuántas y poner en consideración las características de las turbinas más óptimas para minimizar riesgos tecnológicos e incertidumbre en los estudios de producción de energía, de manera que no generen un P90 mucho más bajo del que esperaría la banca.

Aquel análisis de datos se volvería cada vez más relevante hacerlo en periodos de tiempo más extensos. En atención a factores como la intervariabilidad anual del viento, que puede ser afectada por fenómenos como El Niño y La Niña, y en el caso de la región caribe por temporadas de huracanes, el portavoz de UL Solutions apuntó a que el largo plazo debe ser visto como un aliado en el desarrollo de proyectos eólicos, no como un enemigo.

«Es evidente que los huracanes golpean frecuentemente estas zonas», afirma Zenteno. Identificar los parámetros de velocidad de referencia de las turbinas es esencial para asegurar su resistencia, aunque recomendó también anticiparse con soluciones de seguros que también contemplen este tipo de situaciones extremas.

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YPF Luz anuncia la construcción de un nuevo proyecto destinado a  continuar aportando energía renovable y competitiva a las industrias y empresas del país, a  través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). Se trata del Parque Solar Fotovoltaico “El Quemado 1”, que estará ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, a 53 km de la ciudad capital, y a 13 km de la localidad de Jocolí.  

El proyecto desarrollado junto con EMESA (empresa mendocina de energía), está ubicado en  una zona de alta radiación, y se estima que tendrá un factor de capacidad estimado de 31.4%.  En esta primera etapa, el parque contará con más de 330.000 paneles bifaciales de última  generación, instalados en una superficie de 350 hectáreas. 

La potencia instalada de esta etapa será de 200 MW, que equivale a la energía que utilizan más  de 180.000 hogares y evita la emisión de más de 298.000 toneladas de dióxido de carbono al  año. Su puesta en marcha se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de  construcción de 18 meses, y una inversión estimada de USD 170 millones en la primera etapa.  

“Estamos felices de anunciar este proyecto que reafirma el compromiso con nuestra estrategia  de acompañar a las empresas e industrias para que produzcan con energía eficiente y  sustentable. Este nuevo parque nos permite ampliar a 8 provincias el desarrollo de nuestras  operaciones a lo largo del país para continuar diversificando la matriz energética nacional”,  expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.  

El Parque Solar Fotovoltaico El Quemado I permitirá a YPF Luz alcanzar 915 MW de capacidad  instalada renovable. Actualmente, la compañía cuenta con 497 MW en operación y 418 MW en  construcción, que corresponden al nuevo parque de 200 MW, al Parque Eólico General Levalle,  de 155 MW en la provincia de Córdoba, y al Parque Eólico CASA de 63 MW, ubicado en Olavarría,  provincia de Buenos Aires. Estos proyectos reafirman el liderazgo de YPF Luz en la provisión de  energía renovable y su presencia federal en 8 provincias del país.

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado 1: 

Inversión: US$ 170 millones. 
Factor de capacidad: de 31,4%. 
Potencia instalada: 200 MW.
Energía equivalente a más 180.000 hogares.
Ahorro de 298.609 toneladas de CO2 al año.
Paneles: 337.212 paneles fotovoltaicos bifaciales. 
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.  
Superficie: 350 hectáreas en una superficie total de 2816.  
El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico a través de la  actual Línea de Alta Tensión 220 kV “Cruz de Piedra (Mendoza) – San Juan” que incluye  la construcción de la nueva Subestación Transformadora El Quemado.  
Fecha de inauguración: primer trimestre de 2026. 

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Comprometida con seguir entregando energía segura y confiable para el país, y luego de más de un mes de trabajo en labores de intervención, mantenimiento y reemplazo de equipamiento afectado en la Central Hidroeléctrica Chivor, AES Colombia ha puesto en operación nuevamente a esta central, la cuarta de mayor capacidad en el país, y está entregando cerca de 375 MW/hora de energía al Sistema Interconectado Nacional desde las 21:00 horas del domingo 14 de julio.

La salida de operación de Chivor se dio el pasado 6 de junio luego de una creciente histórica que trajo un alto volumen de sedimentos que afectaron las unidades de generación e impidieron la continuidad de operación de la central.

Desde ese momento, el equipo técnico de AES Colombia, conformado por más de 260 personas, entre ingenieros y técnicos mecánicos, eléctricos y de obras civiles ha trabajado de manera continua, completando más de 100 mil horas laboradas para la recuperación de la central y su reinicio de operaciones; hito que se logró ayer con la puesta en servicio de las primeras tres unidades de la central, que suman 375 MW de capacidad instalada, y que están operando a máxima capacidad.

Las actividades de recuperación en Chivor tuvieron dos frentes principales: los túneles de conducción y las unidades de generación. En cuanto a los túneles, denominados Chivor 1 y Chivor 2, se realizó el vaciado total de los mismos, así como una inspección detallada y remoción de sedimentos en estas estructuras que superan los 13 km de longitud.

Respecto a las unidades de generación, se hizo intervención en siete de las ocho con que cuenta la central, se realizaron trabajos de recuperación de 42 inyectores de turbinas, se hizo limpieza de blindajes, foso de turbinas y pozos de refrigeración; y se intervinieron cuatro válvulas esféricas.

Con estas actividades realizadas, el pasado 4 de julio se inició el proceso de llenado del túnel Chivor 2, que se completó este fin de semana, permitiendo realizar las maniobras de prueba para reiniciar la generación de energía en la central que alcanzó 38 días fuera de operación.

“Aplicando los más altos estándares en seguridad y calidad, hemos logrado el reinicio de operaciones en Chivor para que Colombia cuente nuevamente con la energía de esta central, así como lo ha hecho en sus casi 50 años de operación. Todo nuestro equipo humano sigue trabajando de manera esforzada y comprometida con el país para que paulatinamente pongamos en funcionamiento las cinco unidades restantes, lo cual esperamos ocurra hacia principios de agosto, logrando entonces que los 1.000 MW de capacidad de la central estén disponibles y operando”, destaca William Alarcón, Gerente de Operaciones de AES Colombia.

Junto con la entrada en operación de la central, la Compañía también detuvo los reboses en el embalse La Esmeralda, los cuales se han realizado desde el pasado 12 de junio de manera controlada, atendiendo lo establecido en el manual de operaciones y permisos ambientales existentes. Dichos reboses fueron necesarios para mantener el embalse por debajo del 80% de su volumen útil y asegurar así su función de amortiguación de nuevas crecientes que se presentaron en esta temporada de lluvias, prestando su servicio ambiental de regulación de caudales.

De igual manera, junto con las labores de recuperación de la central, se hicieron las respectivas inspecciones y análisis de las grandes infraestructuras de Chivor como el rebosadero, la presa y la casa de máquinas, las cuales se encuentran en óptimas condiciones y sin ninguna afectación por el incidente ocurrido.

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¿Cuál es la diferencia entre IA Generativa y la IA y ML tradicionales?

La mayoría de los casos de uso de ML que implementamos en 7Puentes requieren un conjunto de datos etiquetados como entrada básica. Es decir, ejemplos para que el algoritmo o modelo se adapte a los patrones presentes en los datos. A menudo, obtener un buen conjunto de datos es una tarea laboriosa para las organizaciones, ya que requiere descubrir características o variables que sean relevantes para la predicción, limpiar los datos e, incluso, esfuerzo humano para etiquetarlos correctamente.

En los casos de GenAI, este problema se reduce significativamente porque los LLMs han sido preentrenados con enormes conjuntos de datos públicos que capturan estos patrones, incluso si los datos no son del dominio del cliente en cuestión (en algunos casos). ¿Qué queda por hacer para aprovechar esto? Solo afinar y trabajar con los prompts (proporcionando ejemplos) para adaptarlos al caso de uso y también al dominio del cliente. 

Otra diferencia importante es que los modelos típicamente utilizados para la generación de texto no funcionan para muchos de los problemas típicos de la industria asociados con series temporales o información geoestadística típica de la industria del petróleo y gas. 

¿Cuáles son las oportunidades en la industria del petróleo y gas?

En el sector del petróleo y gas, diversos roles industriales coexisten con operadores de maquinaria pesada, supervisores de tareas, organizadores y planificadores. Es en estas interfaces entre los sistemas informáticos que los humanos operan donde aparece la mayor oportunidad. 

Clasificación de texto y toma de decisiones: Los operadores en el campo a menudo registran observaciones y notas sobre mantenimiento, seguridad, higiene, calidad y otros aspectos de los procesos. Estos informes generalmente se recopilan y almacenan en los sistemas de gestión de la planta, pero necesitan ser leídos por otros humanos para la toma de decisiones estratégicas subsiguientes. Hoy en día, las tecnologías de IA generativa permiten leer automáticamente estas observaciones y categorizar o extraer nuevo conocimiento de grandes volúmenes de ellas. En este caso, un humano necesitaría días para leer muchos textos, pero una IA puede hacerlo en pocos minutos.
Interpretación de gráficos e informes: Los últimos modelos son multimodales y tienden a ser efectivos interpretando gráficos y diagramas de manera básica. Esto puede contribuir mucho a la lectura de visualizaciones de datos geológicos como datos sísmicos, registros de pozos y recortes. El beneficio es claro. Puede ahorrar tiempo significativo cuando un analista tiene que leer 500 páginas de informes técnicos. Sin duda, la IA generativa acelerará estas tareas y simplificará los procesos, liberando al personal humano para enfocarse en otras actividades estratégicas del negocio.
Consultas rápidas y Text2SQL: Las organizaciones de petróleo y gas tienen muchos sistemas, y en muchos casos, la información está muy fragmentada entre los mismos sistemas. Esto suele ser una consecuencia natural de la organización de la industria y los proveedores de software específicos. Desarrollar una interfaz de texto o incluso de audio integrada que sea conveniente para los niveles de gestión para resolver consultas rápidas es un caso de uso muy interesante.

Un aspecto a considerar: OpenAI vs. OpenSource

Este es un aspecto muy importante a considerar porque hay dos barreras para usar los modelos de OpenAI, asumiendo que son los mejores para las tareas que se busca realizar.

Por un lado, está el precio, ya que estos modelos no son gratuitos y cobran por tokens, similar a cobrar por palabras, lo que puede aumentar el costo significativamente.

Por otro lado, la propiedad intelectual y la sensibilidad de la información manejada en este sector suelen impedir el uso de este tipo de servicio. Hoy en día, no se puede tener un control del 100% sobre el software de OpenAI en una instalación on-premises o en una nube privada y altamente segura. Esto lleva a muchos a tratar de lograr los mismos resultados con código abierto. Requiere, además, estar al día con los últimos modelos, ya que cada semana aparecen nuevas versiones de modelos que los superan. 

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La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) aplicó la multa más alta e histórica en materia de deficiencia en la calidad de la prestación del servicio de distribución eléctrica, por la suma de 14 millones de balboas, reveló Zelmar Rodríguez Crespo en calidad de administradora general nominada.

De acuerdo con la información, la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET) y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI), ambas del grupo Naturgy, incumplieron con las normas de calidad del servicio vigentes en materia de electricidad.

En virtud del ejercicio regulatorio, la ASEP ordena a la empresa EDECHI y EDEMET aplicar un crédito a favor de sus clientes afectados por  incumplimiento en la calidad del servicio, por el orden de B/.3,6 millones de balboas y B/.10.7 millones de balboas, respectivamente.

Rodríguez Crespo, advierte a todas las empresas concesionarias elevar la calidad de la prestación de los servicios públicos en beneficio de los panameños.

“Estamos trabajando por una transformación integral de los servicios públicos en el país”, sostuvo la administradora nominada, al tiempo que expresó su compromiso de recorrer el país.

La ASEP es un organismo autónomo que controla, regula, ordena y fiscaliza la prestación de los servicios públicos de abastecimiento de agua potable, alcantarillado sanitario, electricidad, telecomunicaciones, radio y televisión, así como la transmisión y distribución de gas natural.

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Este año Future Energy Summit (FES) aterrizará en Colombia por cuarta vez con el mega evento que todo el sector energético de la región está esperando para continuar con el camino de la transición energética.

Más de 500 profesionales asistirán a esta cita que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este 2024.

Tal como ocurrió en la edición del año pasado (ver transmisión), disertantes de envergadura se subirán al escenario para formar parte de los paneles de debate y cientos de asistentes podrán participar en los más sofisticados espacios para networking.

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Y dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento FES Colombia, Sungrow y Seraphim son quienes encabezarán el primer panel de la jornada, con la mirada puesta en analizar el Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes

Durante el debate moderado por Raúl Lancheros,director de Asuntos Sectoriales de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), se intercambiarán posiciones sobre las innovaciones más eficientes de la industria solar y se propondrán cambios regulatorios para facilitar el desarrollo de proyectos fotovoltaicos en el país.

Sungrow, fabricante de inversores líder a nivel mundial, participará a través de su North Latam Head of Sales, Héctor Núñez quien presentará las últimas soluciones en las que han estado trabajando para adaptarse a las necesidades de sus clientes. A su vez, planteará las oportunidades que presentan los sistemas de almacenamiento como complemento para resolver las intermitencias de las instalaciones solares en el país y garantizar la confiabilidad del sistema.

También participará Mayron Morales, Sales Manager Colombia de Seraphim, fabricante de módulos solares a nivel mundial, cuyos productos se distribuyen en 28 países de Latam, y abarcan una amplia gama de proyectos, desde instalaciones a gran escala hasta sistemas residenciales y comerciales del segmento de generación distribuida. El ejecutivo describirá cómo los módulos han evolucionado en los últimos años, pasando de la tecnología Mono PERC, a la TopCON.

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

Cabe destacar que el sistema eléctrico colombiano alcanzó el hito de superar 1 GW de capacidad instalada solar con la entrada en operación comercial de los proyectos solares La Loma y Fundación, gestionados por Enel.

Con esta incorporación, el sistema eléctrico del país cuenta ahora con 1.333 megavatios (MW) de capacidad instalada en operación comercial, de los cuales 697 MW han sido instalados en lo corrido de 2024.

En línea con esta tendencia, Future Energy Summit llega a Colombia en un momento oportuno ya que se espera la entrada de nuevos proyectos fotovoltaicos a corto plazo en el país. 

Con la participación de estos destacados oradores, la megaferia ofrece el escenario ideal para que stakeholders puedan intercambiar posiciones sobre estos temas y explorar sinergias y nuevos negocios en torno a la industria fotovoltaica.

¡No te pierdas la oportunidad de ser parte de este evento de FES,  adquirí tu entrada a través del siguiente link!

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La motosierra del gobierno de Javier Milei otra vez llegó al sector energético de Argentina y ahora los generadores renovables del país están en alerta por una nueva falta de pagos. 

Varios titulares de  proyectos adjudicados en el Programa RenovAr conversaron con Energía Estratégica y denunciaron que sólo recibieron entre el 35 y 40% de la liquidación total, por lo que están a la espera de que se resuelva la situación en el corto plazo. 

“El viernes 12 de julio debió haber entrado la liquidación completa, pero sólo ingresó entre 39-40%. Es la primera vez que nos sucede algo así”, manifestaron desde una empresa con parques ganadores en las licitaciones públicas hechas durante el gobierno de Mauricio Macri. 

¿Cuál fue la causa de la deuda? Este nuevo incumplimiento se debió a falta de capitales en el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER). Es decir que “no hay plata”, rememorando la advertencia de Milei en su primer discurso presidencial. 

“El pago del viernes fue parcial, por un 39,5%, que se corresponde con el dinero que disponíamos perteneciente al FODER, dicho fideicomiso es el que garantiza el pago a los Renovables adheridos al mismo la cobranza al vencimiento, mediante transferencias a nuestras cuentas de los importes necesarios para realizar el pago”, asegura una carta de CAMMESA a la que accedió Energía Estratégica.

“Dichas transferencias no se han producido a la fecha, ese es el motivo del pago parcial. El resto de los generadores no han cobrado porcentaje alguno de sus acreencias, ya que nuestras disponibilidades de fondos no nos lo permiten”, agrega.

Cabe recordar que el FODER es una creación de la Ley N° 27191 (régimen de fomento a las renovables) de Argentina que fue fondeado exclusivamente por aportes del tesoro realizados por el Estado Nacional. 

El mismo actúa como un fideicomiso de garantía, y como tal, se limita a otorgar dos tipos de garantías con respecto a las rondas 1, 1.5 y 2 del Programa RenovAr y la Resolución 202/2016 del ahora ex Ministerio de Energía y Minería: 

Garantía de pago por la energía abastecida
Garantía del Put-Option (precio de venta del proyecto)

“Llamó la atención que, si bien el responsable de la liquidación es CAMMESA, está el hito del FODER para actuar como garantía en caso de incumplimiento de pagos, pero desconocía que ya CAMMESA estaba recurriendo al fondo para abonar”, sostuvieron desde otra empresa adjudicada en RenovAr. 

Esta no es la primera vez que se da una situación de impagos en el sector energético tras la llegada de Milei al gobierno, dado que en el cuatrimestre inicial del 2024 se confirmó una multimillonaria deuda de alrededor de USD 1250 millones.

Tras varios cruces entre generadoras y petroleras con el Poder Ejecutivo Nacional, el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, anunció la total adhesión al bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38), que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad. 

Sin embargo, en esta oportunidad se prevé que la situación no pase a mayores, sino que proyecta que se definirá en el transcurso de los próximos días. 

“Si bien la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA pagó el 35% del vencimiento de julio, informaron que estiman cancelar el saldo restante a lo largo de esta semana con aportes del Tesoro Nacional”, confió una fuente cercana a este portal de noticias.

“Desde CAMMESA indicaron que llamemos en 48 horas. Sólo queremos saber cómo sigue esto, con tal de no llegar a la situación dada con otros agentes del MEM a principios de año”, agregaron desde otra empresa del sector renovable de Argentina.   

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El Directorio de la Corporación Eléctrica del Ecuador  – CELEC EP, presidido por el  ministro de Energía y  Minas, Antonio Goncalves; y conformado por la secretaria nacional de Planificación, Sariha Moya, y el delegado del presidente de la República, Michelle Sensi Contugi, aprobó el reglamento que permitirá a esta Empresa Pública Estratégica asociarse con capitales privados para la construcción de nuevos proyectos de generación de energía eléctrica, conforme establece la Ley de Empresas Públicas (LOEP).

Su aprobación y puesta en ejecución es una de las acciones planteadas por el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Energía y Minas y  CELEC EP, para enfrentar la crisis eléctrica, ya que permitirá la atracción de recursos privados para el desarrollo de nuevos proyectos de generación, que no se pueden desarrollar por falta de recursos fiscales.

En el documento se establecen las normas para ejecutar proyectos a través de la capacidad asociativa (alianzas estratégicas, consorcios o empresas de economía mixta), para cumplir los fines y objetivos empresariales; y para ampliar actividades, acceder a tecnologías avanzadas y alcanzar las metas de productividad y eficiencia.

El ámbito de aplicación del reglamento es personas naturales o jurídicas, públicas y privadas, nacionales o internacionales que se puedan asociar con CELEC EP. No constituyen una delegación para la prestación del servicio público, pues esta se rige por la ley sectorial o de Alianzas Público-Privadas.

Una vez que se aprobó el reglamento, hasta finales de agosto de 2024 se procederá con la conformación de la Comisión de Procesos Asociativos y el desarrollo de las guías técnicas.

Entre septiembre y octubre se realizará la  selección de los proyectos mediante alianzas estratégicas, así como la elaboración de los términos de referencia y las bases licitatorias.

Entre noviembre y enero de 2025 vendrá el proceso de licitación para la selección del socio estratégico, mientras que entre febrero y marzo se realizará el proceso licitatorio y firma del contrato de alianzas estratégica. Finalmente, entre abril y mayo de 2025 iniciará la administración – ejecución del contrato.

Reglamento-de-Procesos-Asociativos

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El almacenamiento energético ha comenzado a ocupar un lugar importante en la agenda de las empresas mexicanas, especialmente tras la publicación del anteproyecto de acuerdo por el cual se emitirán las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía al Sistema Eléctrico Nacional (ver más).

Haciéndose eco de estos avances, la Agencia de Energías Renovables de Nuevo León, invitó a empresas del sector a discutir las oportunidades existentes con esta tecnología, así como las opciones de financiamiento que están surgiendo para facilitar su adopción.

Ana Muradás Lorenzo, Sales & Business Engineer Manager de Quartux, explicó que los sistemas de almacenamiento son viables y ya se implementan en diversas partes del mundo, incluyendo México. Sin embargo, reconoció que son proyectos costosos y subrayó la importancia de comprender cómo hacer realidad estas inversiones. «Cada proyecto será diferente según el tamaño y consumo del cliente, lo que afectará el costo y el retorno de inversión», comentó Muradás. Según sus observaciones, el retorno de inversión para proyectos de «Load Shifting» y «Peak Shaving» puede ser de aproximadamente dos a tres años.

La portavoz de Quartux también destacó la integración de baterías en proyectos de generación, como parques solares, para mejorar la rentabilidad. En cuanto a la implementación sin un capital inicial disponible, mencionó dos modelos principales de financiamiento que Quartux maneja: Leasing (arrendamiento) y Storage as a Service (Saas). Estos modelos permiten a las empresas instalar sistemas de almacenamiento y ver los beneficios económicos sin realizar una inversión inicial significativa.

Aquellas no serían las únicas alternativas en el mercado mexicano. Francisco Cervantes, Chief Commercial Officer (CCO) de Skysense, abordó la cuestión del financiamiento, señalando que no siempre se dispone del CAPEX necesario para una adquisición inmediata. «Esto nos lleva a generar diferentes opciones de financiamiento atractivas e innovadoras», indicó Cervantes. En tal sentido, Skysense ofrece sistemas de financiamiento basados en el desempeño de los equipos, especialmente para sistemas UPS de respaldo ininterrumpido, microrredes inteligentes y soluciones de ahorro energético. Además, subrayó que estos esquemas pueden variar desde plazos cortos de hasta cinco años, hasta arrendamientos financieros de 10 a 15 años.

Al igual que Quartux, Skysense también maneja el modelo de energía como servicio, donde la inversión inicial corre a cargo de la empresa y los ahorros generados se comparten con el cliente. «El panorama luce muy bien con la nueva regulación, ya que cubre más temas de energía y nos permite empezar a implementar proyectos con beneficios claros», añadió Cervantes.

Definición de necesidades y optimización de proyectos

Por su parte, Israel Rodríguez, Commercial Manager de Intermepro en México, enfatizó la importancia de definir el uso del sistema conforme a las necesidades técnicas y económicas de cada planta. «Es necesario contar con la mayor información posible, lo cual implica auditorías y evaluaciones, incluyendo estudios de energía, mediciones y recopilación de información relevante», explicó Rodríguez. Esta fase es sumamente determinante para avanzar con el estudio de factibilidad y, si es favorable, proceder con el diseño y planificación del proyecto.

El referente de Intermepro en México también mencionó las opciones de financiamiento disponibles en esta compañía, como PPA para solar o arrendamientos financieros para sistemas híbridos. Un detalle no menor es que esta empresa, una vez definida la viabilidad del proyecto, se vuelve un aliado ideal para acompañar a los clientes en la instalación, puesta en marcha, y pruebas, asegurando el correcto funcionamiento del sistema.

Sungrow fue otra de las empresas que se sumó al evento de la Agencia de Energías Renovables de Nuevo León, y José Alfredo Medina Jara, Application Engineer ESS en Sungrow Latam, puso el acento en ajustar el proyecto de almacenamiento de energía a sus necesidades específicas para asegurar su rentabilidad. «Es crucial realizar un diseño detallado y mapear el perfil de consumo para evitar sorpresas que afecten los ingresos proyectados», indicó Medina. Además, subrayó la necesidad de minimizar los consumos auxiliares del sistema, recomendando el uso de tecnologías de refrigeración líquida más eficientes.

Medina Jara sugirió que un diseño adecuado y ajustado a las proyecciones de consumo permitirá obtener los retornos esperados y aumentar la rentabilidad del proyecto. «Mientras menos energía necesitemos sacar del sistema de baterías para alimentarlo a los consumos auxiliares, mayor será el ingreso económico asociado», concluyó.

Beneficios Fiscales y Perspectivas Futuras

Alejandro Pantoja, Energy Director de CADIA, señaló que las empresas mexicanas ya pueden empezar a gozar de los beneficios de contar con una solución de almacenamiento y que uno de los principales incentivos actuales que eliminan las barreras de acceso a esta tecnología es el beneficio fiscal del 100% de la utilidad del primer año del Impuesto Sobre la Renta (ISR) para sistemas renovables. «Esto aplica principalmente para sistemas renovables. Sin embargo, la ley establece que tanto los sistemas de energía renovables como los cambios sucesivos de estas pueden acceder a este beneficio», explicó Pantoja.

En términos de tecnología y minimización de riesgos, Alejandro Pantoja apuntó a los avances significativos en los últimos años, con sistemas más compactos y eficientes que pueden almacenar mayor cantidad de energía. «Las garantías de los sistemas han aumentado de 7-10 años a 15-20 años, lo que habla de la fiabilidad y perspectivas futuras», añadió.

Considerando todo lo antes expuesto, aunque la regulación en México aún está en proceso, los proveedores de estas soluciones argumentan que es posible instalar sistemas de almacenamiento sin requerir permisos adicionales, siempre y cuando no se busque inyectar energía a la red. No obstante, están atentos a la nueva regulación por aprobarse para ir contemplando la creación de un registro para estos sistemas, permisos para inyección y acceso a beneficios económicos por servicios adicionales que podría brindar.

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El mes pasado, en Múnich se realizó con éxito Intersolar Europe, la feria más grande de la industria de la energía solar, donde empresas líderes del sector fotovoltaico presentan sus últimos avances tecnológicos con el objetivo de demostrar su compromiso con la innovación y la excelencia.

Una de ellas fue GCL, proveedor líder de polisilicio, obleas de silicio y otras materias primas fotovoltaicas, quien reveló las estrategias de sostenibilidad para permitir a sus clientes la toma de decisiones informada para la reducción de su huella de carbono.

En diálogo con Energía Estratégica, Enrique García, responsable de Iberoamérica en la compañía destacó: “Por los compromisos internacionales asumidos y las nuevas regulaciones que se vienen, la banca europea y americana dejarán de financiar a los proyectos que no tengan trazabilidad. Esto obligará al instalador y al epecista reducir su huella de carbono”.

Esa exigente demanda de sostenibilidad y transparencia existente hoy en el mercado impulsó a GCL a trabajar en una estrategia de ESG totalmente enfocada a las necesidades de sus clientes y un sistema de trazabilidad continua para que las empresas puedan tener una visión completa de la procedencia y los procesos de fabricación, con solo escanear el código QR presente en sus productos.

“GCL es el mayor fabricante de silicio del mundo y eso nos permite tener toda la cadena de valor integrada. Vamos a lanzar un QR con la trazabilidad de nuestros productos. Este expondrá dónde se ha producido el silicio, la célula y el módulo y qué huella de carbono ha generado. De esta forma, le damos al cliente toda la capacidad para descarbonizar sus procesos productivos”, explicó.

Esta iniciativa no solo mejora el impacto en el medioambiente y es un atractivo mayor para los consumidores, sino que además vuelve más competitivos los precios de los insumos.

Utility vs generación distribuida

Si bien GCL hace más de siete años se dedica exclusivamente a trabajar con promotores de parques de gran escala, de entre 50 y 500 MW de potencia instalada, García reveló que el futuro del mercado se dirige hacia la generación distribuida.

“Tenemos muchísimo más proyectos de utility que de generación distribuida: estamos en un 60 contra un 40%. No obstante, sabemos que la generación distribuida es lo que copará el mercado. A nivel económico, el negocio de ese segmento es muy interesante. Aunque dependemos de las coyunturas económicas de cada país, esta tendencia en Europa es evidente”, analizó.

A su vez, el ejecutivo advirtió que el autoconsumo está creciendo mucho en países latinoamericanos como Brasil, Colombia, Chile y México, siendo este último el mercado que más tracciona aun con un límite de bajo de potencia (500 kW).

Por otro lado, augura un aumento prolongado de proyectos fotovoltaicos de diversas dimensiones en Perú, al ser una región con “mucho potencial para hacer instalaciones”.

“Tenemos en la mira 4 proyectos de mucha capacidad en Perú y estamos trabajando para ser su proveedor. Vemos muy interesante la interconexión del país con Ecuador ya que permitirá el intercambio de energía a futuro. Si bien se tiene que desarrollar más a nivel de infraestructura, me parece un actor que puede jugar un papel muy importante en esa región”, alertó.

Y concluyó: “Perú está en la misma situación que estaba Chile en 2014: se muestra esperanzador con ansias de crecimiento y efervescencia. Es muy probable que con los años haya un mayor desembarco de desarrolladores epecistas y se cree una sólida industria solar. Por ahora, está muy apoyada por los chilenos que están allí y conocen el mercado y el know-how. Eso va a permitir que el país crezca lo más rápido posible”.

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DAS Solar, líder en tecnología de tipo N, ha recibido una clasificación «A» en el último informe trimestral PV Bankability Ratings Quarterly de PV ModuleTech para el segundo trimestre de 2024, lo que confirma el sólido desempeño financiero de la empresa, la innovación tecnológica continua y la confiabilidad superior del producto.

Como herramienta analítica autorizada en la industria, el informe trimestral PV ModuleTech Bankability Ratings no solo proporciona un análisis profundo de las capacidades de fabricación y la estabilidad financiera de una empresa, sino que también evalúa de manera integral la fortaleza general de la empresa en la gestión de riesgos de inversión y financiamiento, la garantía de confiabilidad del producto, los sistemas de entrega eficientes y la construcción de reputación.

Como uno de los principales fabricantes de PV, DAS Solar se dedica a la exploración continua y la investigación rigurosa en tecnología de tipo N, superando constantemente los estándares de la industria en eficiencia de células y módulos. Aprovechando la eficiente tecnología TOPCon 4.0 de tipo N, la empresa ha liderado la industria fotovoltaica hacia el avance tecnológico, clasificándose constantemente entre los 10 primeros en envíos de módulos fotovoltaicos debido a su alta eficiencia de conversión, baja tasa de degradación y excelente coeficiente de temperatura.

En la actualidad, las células TOPCon 4.0 Plus de DAS Solar tienen una eficiencia de producción en masa del 26,6 %, lo que ha batido récords mundiales en repetidas ocasiones y ha situado a la empresa a la vanguardia de la tecnología de tipo N. Los módulos BC de la serie Diamond de DAS Solar se dieron a conocer en la exposición SNEC 2024, que obtuvo un amplio reconocimiento y confianza en el mercado por la alta potencia, la seguridad y la estabilidad del módulo. Además, DAS Solar ha establecido profundas asociaciones entre la industria y el mundo académico con la Universidad de Nueva Gales del Sur, formulando una estrategia de desarrollo tecnológico. Basándose en la estructura avanzada de células TOPCon de contacto pasivado, la tecnología de contacto posterior DBC, la tecnología en tándem de perovskita/silicio TSiP y la tecnología de células de multiplicación de excitones basada en silicio SFOS impulsan colectivamente el despliegue integral de tecnologías futuras, esforzándose por lograr una nueva eficiencia máxima del 40 %.

Además, como parte de su constante progreso y sus destacadas contribuciones al desarrollo sostenible, ampliamente reconocidas por la comunidad internacional, DAS Solar también se ha unido a Achilles, la plataforma líder en gestión de ESG. DAS Solar presentó recientemente su nuevo concepto de sostenibilidad, DASGREEN, lo que demuestra su compromiso con el desarrollo sostenible ecológico y su profundo conocimiento.

La mejora de la calificación de bancabilidad de PV ModuleTech es un testimonio de la excepcional fortaleza y el vasto potencial de desarrollo de DAS Solar, así como una confirmación de la innovación continua de la empresa en la industria fotovoltaica. Al brindar un sólido respaldo y garantía para la expansión comercial de DAS Solar en el mercado global, este galardón consolida y mejora aún más la confianza de los inversores globales. En el futuro, DAS Solar mantendrá su filosofía de desarrollo ecológico, buscará incansablemente la innovación y ayudará a construir una economía verde, baja en carbono y circular.

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Grupo JR Ortiz ha completado con éxito la construcción  de una de las mayores plantas fotovoltaicas de Perú, marcando un hito significativo en  su expansión regional. Ubicada en el departamento de Arequipa, conocido por su excepcional radiación solar, esta planta de 100 MW se posiciona como la tercera instalación renovable más grande del país, reforzando la posición de Grupo JR Ortiz  como líder en el sector de energías renovables en América Latina. 

Situada en el desierto de Mollendo y recientemente conectada, la planta  proporcionará energía renovable suficiente para abastecer al sistema eléctrico  nacional, equivalente al consumo de aproximadamente 62,000 hogares. Además de  este impacto energético, impulsará la economía local mediante la creación de  empleos y la implementación de programas de desarrollo comunitario, promoviendo  un crecimiento sostenible para la región de Arequipa. 

«La conexión de nuestra primera planta fotovoltaica en Perú es un hito significativo que  refleja el arduo trabajo y la dedicación de nuestro equipo. Este logro no solo fortalece  nuestra capacidad operativa, sino que también demuestra la confianza depositada en  nosotros por nuestros clientes y socios. Estamos comprometidos a seguir avanzando  en nuestra misión hacia un futuro más limpio y sostenible, generando un impacto  positivo en las comunidades y economías locales,» explica José Ramón Ortiz,  Presidente del conglomerado. 

Compromiso con la Sostenibilidad y Desarrollo Comunitario 

La construcción de la planta fotovoltaica en Mollendo no solo demuestra la sólida  capacidad técnica y financiera de Grupo JR Ortiz, sino también su firme dedicación  hacia la sostenibilidad y la reducción de emisiones de carbono. Este proyecto  específico refuerza el compromiso firme del grupo con la descarbonización y la lucha  contra el cambio climático, contribuyendo significativamente a evitar la emisión de  56,092 toneladas de CO2 anualmente. Asimismo, la empresa impulsa activamente  tecnologías limpias y apoya el desarrollo local mediante la generación de empleo y la  implementación de programas de responsabilidad social. Además, la planta  contribuirá a diversificar la matriz energética de Perú, fortaleciendo la seguridad  energética nacional y reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.

Visión y Expansión Futura 

Grupo JR Ortiz ha consolidado su presencia en América Latina con la reciente  construcción de 1 GW en la región. Junto con Estados Unidos y Europa, estas áreas son  fundamentales para las operaciones de la empresa, que tiene planes ambiciosos de  expansión. Actualmente, la compañía tiene 1,000 MW conectados, lo que ha generado  más de 250 empleos directos en América Latina. Este crecimiento refleja el  compromiso del conglomerado con el desarrollo sostenible y su capacidad para  adaptarse a las futuras necesidades energéticas, facilitando el crecimiento  económico regional y fortaleciendo las comunidades locales a través de la creación de  oportunidades laborales y la promoción de tecnologías limpias.

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En pleno desierto de Atacama, en un evento de gran relevancia para el futuro energético, el subsecretario, Luis Felipe Ramos, encabezó la inauguración de la planta solar CEME1, ubicada a cinco kilómetros de la comuna de María Elena en la región de Antofagasta.

La planta CEME1, de propiedad de la empresa Generadora Metropolitana, en alianza estratégica entre la francesa EDF y la chilena AME, cuenta con una capacidad instalada de 480MW y 882 mil paneles de estructura fija, constituyéndose en la planta fotovoltaicas más grande del país.

Este parque se emplaza en un área total de 435 hectáreas -lo que equivale a 609 canchas de fútbol del estadio nacional – y contempla una línea de transmisión de aproximadamente 9,6 kilómetros, que se conectará al Sistema Eléctrico Nacional en la Subestación Miraje.

En su discurso, la autoridad ministerial destacó la importancia de esta inauguración, subrayando que la planta solar CEME1 no solo es un hito en la infraestructura energética, sino también un claro ejemplo de cómo Chile avanza en el segundo tiempo de la transición energética.

“El segundo tiempo de la transición energética, las energías renovables constituyen las principales fuentes energéticas para luego alcanzar, antes del 2050, la carbono neutralidad”, dijo el subsecretario.

En este sentido, resaltó que “gracias a proyectos como CEME1, lo que sumado a las políticas de Estado de amplio consenso, damos un paso importante en la transición energética, lo que nos permitirá seguir haciendo de nuestro país un destino atractivo para el desarrollo de inversiones en ERNC, alcanzar la carbono neutralidad antes del 2050, y con ello hacer de Chile un mejor país para vivir y protagonista de un planeta mejor habitable”.

Además, el subsecretario, destacó el trabajo legislativo que impulsa el Ministerio de Energía para alcanzar las metas de aumento de participación de ERNC en la matriz eléctrica.  “Estamos llevando a cabo diversas políticas públicas, entre las cuales, destaca el PDL que impulsa la participación de energías renovables y el proyecto de Ley de Transición Energética ambas en tramitación legislativa en el Congreso Nacional”, puntualizó.

Potencial energético de la región de Antofagasta

La región de Antofagasta es conocida como la Capital Energética de Chile, y así lo confirman las cifras, pues según los datos del Coordinador Eléctrico Nacional, la región posee una capacidad instalada total de 8.059 MW, de los cuales 4.305MW corresponde a fuentes renovables como: la solar, eólica y geotérmica, lo que significa el 53% de la matriz.

En esta línea, la seremi, Dafne Pino Riffo, comentó que la región es líder en el despliegue de las energías renovables y estratégica para alcanzar las metas país. “La región sigue liderando el desarrollo energético renovable, muestra de ello es que con la inauguración de CEME 1, cotamos con 44 plantas fotovoltaicas, que en conjunto alcanzan 3.226 MW de capacidad instalada de energía solar, aportando esta fuente el 66% de la matriz energética regional”, precisó la autoridad regional.

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El mega evento FES Iberia, organizado por Future Energy Summit, reunió a más 400 empresarios, académicos, y funcionarios del sector de las renovables con el fin de debatir sobre los principales temas de la agenda energética de España y Latinoamérica.

Uno de los paneles de debate estuvo orientado al panorama internacional de la transición energética en Iberoamérica, en el que Martín Parodi, managing director de TotalEnergies, analizó los retos y oportunidades para el avance de las renovables en Argentina. 

“Tuvimos un muy buen arranque desde el 2017 con la Ley N° 27191, de tal modo que hay poco más de 6000 GW de potencia instalada (sin contar hidroeléctricas de más de 50 MW de capacidad); pero aún en el total de la matriz, cerca del 45% aún es capacidad térmica fósil, por lo que hay margen donde crecer”, aseguró. 

“Aunque actualmente no se explora mucho la parte renovable y hay que construir líneas, es buen momento para entrar con inversiones renovables en Argentina y esperar un par de años más para estar preparados”, complementó. 

Entre los desafíos se destacan las dificultades para el pago de dividendos o compras de materiales y productos. Aunque, de acuerdo a lo que explicó Parodi, esto último se está flexibilizando, dado que antiguamente no se podían pagar paneles solares por adelantado sino que podía tocar a 180 o 360 días; pero actualmente se abonan en 30, 60, 90 o 120 días.

“El gobierno habla de que vendrá una inyección muy grande de dólares, lo que alentará a que esos pedidos y productos se puedan pagar inmediatamente”, añadió el especialista. 

Además, Argentina cuenta con poca o nula capacidad de transporte disponible en aquellas zonas con mejor factor de carga fotovoltaica o eólica, lo que deriva en que las empresas busquen llevar a cabo los parques en provincias con menos recursos e industrias vinculadas a la materia. 

Por ejemplo, en el mecanismo de asignación “pleno” del último llamado del Mercado a Término (MATER) sólo hay 280 MW para exportar en el corredor integrado por Misiones, Noreste Argentino y el Litoral.

Mientras que el mecanismo Ref “A” (curtailment de hasta 8%), sí posee potencia disponible para todos los corredores, puntualmente desde 1254 MW hasta 1754 MW, dependiendo si en algunos de ellos se adjudican centrales eólicas o fotovoltaicas (ver nota). 

Siguiendo esa línea, TotalEnergies ya confió que espera presentarse en alguna convocatoria del MATER antes de fin de año, que evalúa otras tecnologías además de parques solares y eólicos e intenta encontrar el mejor recurso donde haya disponibilidad de red o teniendo en cuenta el curtailment con alguna inversión en el sistema.

Una vez concretado su parque solar Amanecer, y si logra asignación con algún otra central, la compañía aumentará su capacidad renovable operativa en Argentina, la cual actualmente es de 278,4 MW repartidos en una planta fotovoltaica (Caldenes del Oeste – 30 MW) y tres parques eólicos (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina de 100 MW, 98 MW y 50,4 MW, respectivamente) 

¿Qué impacto puede tener un nuevo marco normativo?

Martín Parodi también reflexionó respecto a la ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”, recientemente aprobada en el Congreso de Argentina y que contempla una serie de cambios e incentivos para el sector energético nacional. 

“En la ley de Bases hay una innovación para las inversiones a gran escala, es un paso adelante en hidrógeno”, sostuvo durante FES Iberia, pero dejando en claro que requieren grandes líneas de transmisión, puertos e inversiones para ese tipo de proyectos, como también la importancia de una ley propia de hidrógeno de bajas emisiones. 

Y cabe recordar que, semanas atrás, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, dejó entrever que el Poder Ejecutivo presentaría un nuevo proyecto de ley de H2, vinculado con las normas técnicas, esquemas de certificación y blending, a la par que actualizarán la  Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno que lanzó el gobierno anterior. 

“Por otro lado, la minería es un foco en crecimiento, que a partir de la ley de bases hay mucho interés. Incluso, varias empresas mineras con las que estamos en contacto quieren volverse verdes, ser más renovables, cambiar fuente su generación, ya sea con sistemas off grid o conectados a la red”, agregó Parodi. 

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Continúa pendiente en Puerto Rico la elaboración del nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR). Este documento, central para la planificación energética del archipiélago, debía ser revisado este año según lo estipulado en la Ley 57 del 2014. Sin embargo, la realidad ha sido diferente, dejando en vilo a todo el sector energético, que aguarda por esta hoja de ruta para el desarrollo y gestión de los recursos energéticos de Puerto Rico.

Ángel Rivera, CEO de Nu Energy Consulting Group LLC y excomisionado Asociado del Negociado de Energía de Puerto Rico, detalló en una entrevista con Energía Estratégica la serie de eventos que llevaron a la actual situación.

«Originalmente, la fecha de la nueva revisión era alrededor de enero de este año 2024. Sin embargo, luego de varias mociones de LUMA, porque se había atrasado un poco en contratar a la firma que le iba a dar asesoría para desarrollar el plan, el Negociado había establecido como nueva fecha de entrega al 28 de junio de este año», explicó Rivera.

Desde el año pasado, el Negociado había estado colaborando en la fase inicial del PIR, evaluando la estrategia de LUMA para su preparación. Durante este periodo, LUMA no había presentado problemas significativos y mantenía una perspectiva positiva sobre cumplir con la fecha establecida. Sin embargo, en mayo de este año, la empresa presentó una moción indicando que sería imposible cumplir con la entrega del plan en junio y solicitó una prórroga.

«La razón por la cual LUMA solicita la suspensión de esa fecha era de que aparentemente había tenido un problema en la utilización del modelo de expansión de capacidad que se supone que se utiliza para desarrollar el plan y que estaba en el proceso de resolverlo», explicó Rivera. Finalmente, el 28 de junio, LUMA solicitó una nueva prórroga hasta el 28 de mayo del próximo año, argumentando que ya había resuelto el problema técnico pero que aún estaban en proceso de completar el desarrollo del plan.

Este retraso ha generado preocupaciones significativas, especialmente considerando que el PIR actual señala la necesidad urgente de añadir al menos 3,750 megavatios (MW) de generación renovable y unos 1,750 MW en baterías para hacer frente a la creciente demanda energética. Rivera destacó que aunque los contratos del primer tramo de estas adiciones ya fueron adjudicados y están en construcción con una fecha de operación comercial antes de finales de 2025, los tramos dos y tres ni siquiera han sido adjudicados aún. «Es altamente probable que esa meta del plan integrado de recursos de desarrollar toda esta energía renovable antes de ese plazo del 2025 no se cumpla», alertó el CEO de Nu Energy Consulting Group LLC y excomisionado Asociado del Negociado de Energía de Puerto Rico.

La situación se agrava aún más cuando se considera el estado actual de las generadoras base en Puerto Rico, muchas de las cuales datan de los años 60 y 70 y están al borde de su vida útil. «El asunto de generación aquí en Puerto Rico es un asunto serio. Estos atrasos significan que esa transición que se supone que se diera a fuentes renovables se va a atrasar», enfatizó Rivera.

De allí, también se refirió a la importancia de actualizar los presupuestos y datos utilizados en el PIR actual, que datan de 2018-2019 y ya están obsoletos. «Es imprescindible actualizar el PIR, especialmente dado el caso que el mandato de ley es que las acciones que se pueden utilizar para el upgrade del grid tienen que venir del plan integrado. Así que, en la medida en que estemos con algo que tiene datos de 6 años atrás, que no se ha podido desarrollar, que no se dieron las expectativas, no se dieron los desarrollos según la planificación previa, pues nos ponen una situación bastante crítica específicamente en términos de generación», puntualizó.

Y concluyó: «Es crítico tratar de buscar la manera de adelantar ese análisis lo más posible».

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Días atrás, Munich fue sede de Intersolar Europe, la feria más grande de la industria de la energía solar, donde importantes players del sector fotovoltaico presentaron sus últimos avances tecnológicos con el objetivo de demostrar su compromiso con la innovación y la excelencia.

Una de ellas, fue Gonvarri Solar Steel, líder en el suministro de seguidores solares y estructuras fijas que si bien su sede central está en España, también tiene fuerte presencia en mercados estratégicos de Latinoamérica.

En el marco de la feria, Ignacio Aybar, director de desarrollo de negocios de la compañía , reveló en exclusiva a Energía Estratégica, el valor agregado que ofrecen las últimas soluciones fotovoltaicas que lanzaron.

“Nuestro producto estrella es el Tracker bifila V1. Una solución altamente probada y asequible que actualmente se consolida como la más demandada en Iberoamérica. Con el tiempo hemos ido añadiendo mejoras no solo en la calidad sino también en el ahorro de costes para nuestros clientes” , explicó.

Y agregó: “Ya vamos por la revisión cuatro de nuestro tracker 1V y estamos casi a punto de avanzar con la revisión cinco (R5) .Esperamos que su lanzamiento oficial sea en noviembre de este año”. 

Se trata de una solución versátil y eficiente que permite un amplio rango de seguimiento solar. Ofrece configuraciones monofila y bifila con sistema de accionamiento por cardan, adaptándose a diferentes terrenos con su sistema IPS. Con un diseño robusto y protección estructural, cumple con estándares internacionales y normas estructurales y de protección contra la corrosión.

Estos modelos están especialmente preparados para enfrentarse a condiciones climáticas complejas, gracias a continuos procesos de validación que aseguran su rendimiento óptimo. Además, se aplica un riguroso control de calidad en todas las etapas, desde el suministro hasta la supervisión del montaje.

De acuerdo a Aybar, el objetivo es seguir innovando en sus trackers no solo para España que ha sido desde siempre su negocio principal sino también para países emergentes de Latinoamérica.

“El mercado sí que detecta los cambios incorporados entre una revisión y otra. En muchas de ellas, optimizamos los diseños y estandarizamos perfiles para facilitar la postventa. Cuanto más estándar es el producto más fácil es la obtención de repuestos y más rápida es la respuesta a los clientes”, advirtió.

No obstante, el ejecutivo enfatizó que ofrecen una amplia variedad de trackers teniendo en cuenta los suelos donde se montarán los proyectos y las particularidades de cada región.

 “Buscamos que nuestros seguidores tengan el diseño más óptimo y más eficiente en términos de costos focalizándose en las necesidades de cada mercado. En cada innovación buscamos abaratar el precio del suministro, logística y el montaje mecánico del tracker. Que al cliente le salga más barato sin comprometer la calidad”, enfatizó.

Mercados más atractivos de Latam

Según Aybar, si bien la compañía ha crecido a un ritmo exponencial en España, decidieron no focalizarse en un solo mercado y se expandieron en Latinoamérica donde pusieron en marcha un gran número de proyectos.

En este sentido, el experto señaló el top tres de los países latinoamericanos más pujantes para la multinacional.

“Tenemos fuerte presencia en Chile que fue el primer mercado que focalizamos y en  Colombia, donde contamos con una fábrica que nos facilita mucho el desembarco en el país. A su vez, en Perú estamos a punto de poner en marcha el mayor proyecto del país de 400 MW”, destacó.

En efecto, la firma se comprometió a suministrar 5.400 de sus innovadores seguidores solares monofila y bifila TracSmarT+ 1V para dos proyectos ubicados junto a las provincias peruanas de Islay y Chiclayo. Esto la posiciona como una de las empresas con mayor cuota de mercado del país.

En síntesis, el especialista concluyó: “Sudamérica aprendió de los problemas que tuvo hace unos años de interconexión. Han fijado cuáles son las nuevas normas para las plantas fotovoltaicas y están empezando a desarrollar nuevos proyectos. Nos distinguimos mucho y estamos bien preparados en el terreno para acompañar toda esa ola de renovables que se viene en la región”.

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El objetivo de Amara NZero en República Dominicana es claro y ambicioso: convertirse en el distribuidor líder de confianza para el sector energético, ofreciendo una gama completa de productos necesarios para nuevos proyectos. De esta manera, instaladores e integradores solares podrán encontrar en Amara NZero un aliado en el cual contar para suplir desde paneles solares, cables, estructuras, inversores, fusibles y demás componentes y accesorios.

La empresa tiene grandes expectativas de crecimiento en el mercado dominicano. Maury Alberto Pierret Guzman, Country Manager República Dominicana de Amara NZero, subrayó la importancia de tener presencia con oficinas y almacenes locales para abarcar el mayor territorio posible en todo el país.

«La estrategia es comenzar con una oficina comercial en Santo Domingo, que ya está básicamente lista, y nuestros almacenes, por ejemplo, uno ubicado en la ciudad capital. Una segunda etapa sería expandirse a Santiago de los Caballeros, la segunda ciudad más grande de República Dominicana», indicó Pierret Guzman. Asimismo, consideró a Punta Cana como una tercera ubicación estratégica para futuras oficinas, lo que demuestra el compromiso de la empresa en cubrir ampliamente el territorio nacional.

Además de la expansión dentro de República Dominicana, Amara NZero tiene planes para atender a varias islas del Caribe. «Entendemos que República Dominicana es uno de los países con mayor crecimiento de la región en el Caribe, la economía más grande del Caribe y está ubicada estratégicamente en el centro. Desde allí podemos exportar a Jamaica, Barbados y las Islas Vírgenes, que son próximos objetivos después de que estemos bien asentados en el territorio de República Dominicana», añadió Pierret Guzman.

Amara NZero impulsa el crecimiento de la energía solar en República Dominicana

En cuanto a las oportunidades de mejora en el programa de medición neta (net metering), Pierret Guzman expresó su satisfacción con el diseño actual del mecanismo, aunque mencionó la posibilidad de futuros cambios. «Entendemos que funciona excelentemente bien. Se escucha que posiblemente cambie. A nosotros nos gustaría que, si cambiara, fuera para incentivar más a las renovables y no para que se limitara», señaló durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica.

Pierret Guzman sugirió que se podrían ofrecer más incentivos a los generadores y clientes que inyectan energía a la red, lo que aceleraría la adopción de sistemas solares. «Eso haría que el solar explotara. Somos una isla que depende mucho de la importación de petróleo, que es caro, y lo ideal sería que más dominicanos puedan proveer su propia energía al sistema interconectado», subrayó.

A pesar de los avances, existen desafíos en la implementación de, por ejemplo estudios de penetración fotovoltaica en redes de distribución y sistemas aislados, que permitan una mayor participación de prosumidores renovables en el país. Haciéndose eco de esta situación, Pierret Guzman afirmó que Amara NZero, como entidad privada que apoya al 100% la energía renovable, está comprometida con acelerar estos estudios y hacer un llamado de atención a las autoridades para que se ejecuten los planes acordados.

«República Dominicana estuvo de acuerdo con los objetivos de la ONU y el Acuerdo de París. Queremos que estos planes se ejecuten no solo para que Amara o cualquier compañía del sector venda más, sino para que el país llegue a sus objetivos comprometidos para 2030 y 2050», explicó.

Amara NZero se ha comprometido a apoyar a cualquier organización sin fines de lucro dispuesta a promover estos objetivos y a hacer visibles sus esfuerzos en todas las campañas en el país. «El objetivo es net cero para 2050 y nosotros estamos 100% comprometidos con esa labor», concluyó Pierret Guzman.

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Días atrás, la Asociación de Energías Renovables (SER Colombia) convocó a una mesa de alto nivel que contó con la participación del viceministro de energía, Javier Campillo, integrantes del grupo estrategia 6GW,  desarrolladores de proyectos, epecistas, operadores de red y otros actores relevantes del sector con el objetivo de proponer soluciones a los cuellos de botella que enfrentan los proyectos de generación distribuida y autogeneración.

Además de identificar las principales barreras por las cuales los Generadores Distribuidos (GD) deben contar con mayor tiempo de vigencia de la conexión,  los mencionados actores públicos y privados propusieron una serie de iniciativas que ayudarían a incrementar el numero de proyectos de esta naturaleza en el país.

Tras el encuentro, Alexandra Hernández, Presidente ejecutiva de ser Colombia destacó a través de un video institucional: «Estos espacios de diálogo son fundamentales para el desarrollo de las energías no convencionales en Colombia».

Y agregó: «La generación distribuida es muy importante para el país porque permite acercar la oferta de energía con los usuarios. Hoy en día tenemos 450 MW instalados en este tipo de proyectos de pequeña escala y autogeneración. Esto representa un 26% adicional a la capacidad que actualmente se está generando y aportando al sistema y al mercado mayorista nacional».

A su turno, Ricardo Álvarez, CEO de We Power la compañía enfocada en en facilitar la transición a la energía renovable también participó de la mesa de diálogo y destacó tres desafíos que dificultan a los proyectos de generación distribuida:

1. Falta de Igualdad: Los proyectos de generación distribuida tienen compromisos financieros de entrega física de energía al sistema, similares a los Generadores Puros (CREG 075). Sin embargo, los GD no gozan de las mismas condiciones de aplazamiento de la Fecha de Puesta de Operación (FPO). En efecto, mientras los generadores puros pueden aplazar la FPO, los GD solo tienen una prórroga de tres meses, haciendo que el tiempo total de ejecución sea de nueve meses, lo cual no contempla imprevistos o casos de fuerza mayor.

2. Demoras en los trámites de permisos y licencias: los GD requieren certificaciones de entidades como la Dirección la Autoridad Nacional de Consulta Previa (DANCP), Corporaciones Autónomas Regionales (CAR), Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Agencia Nacional de Minería (ANM), entre otras, cuyos tiempos de respuesta son extensos. «El corto tiempo regulatorio para la construcción de los GD y la falta de posibilidad de prórroga de la FPO ponen a los GD en desventaja frente a los GP, creando una barrera de entrada al MEM y violando los criterios de libre competencia y asignación eficiente de recursos», enfatiza Álvarez.

3. La línea de Conexión: esta se define solo tras la aprobación de la capacidad de transporte por parte del Operador de Red. Los trámites para el licenciamiento de la línea solo pueden iniciar una vez aprobada la conexión, dejando solo nueve meses para licenciar la línea, construir y conectar el parque.

De esta forma, para dar solución a estos obstáculos, Álvarez hizo hincapié en una serie de iniciativas que mejorarán la integración de la generación distribuida en Colombia según los actores reunidos:

1. Mayor transparencia en la información: Es fundamental que todos los actores del sector tengan acceso a datos precisos y actualizados sobre la capacidad de transporte y la viabilidad de los proyectos, permitiendo una toma de decisiones más informada y eficiente.

2. Redefinir los Tiempos de Aprobación: Es necesario ajustar los tiempos de aprobación de capacidad de transporte de los Generaciones distribuidos, agilizando los procesos y eliminando cuellos de botella que retrasan el desarrollo de proyectos.

3. Ajustar los procedimientos de conexión: simplificar y estandarizar los procedimientos de conexión  es esencial para facilitar su integración en la red y maximizar su impacto positivo en el sistema energético nacional.

Por último, Sebastián Vargas , Gerente de Negocio Generation Hybrytec Solar señaló: «Mediante este encuentro pudimos presentar nuestros problemas, inquietudes y las dificultades de la regulación que si bien hoy funciona, esta lejos de ser perfecta. Debemos trabajar en conjunto para seguir avanzando en la transición energética y en eso estamos».

Cabe destacar que también participaron del debate portavoces de Afinia Grupo EPM, Air-e S.A.S. E.S.P., Celsia Energía, UPME Oficial, GreenYellow Colombia, Erco Energía y Rayo Energia, 

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La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) firmó un acuerdo con Climate Group, organización internacional sin fines de lucro fundada en 2004 que busca impulsar la acción climática, para ser el implementador local de la iniciativa RE100 en Argentina.

Los miembros de RE100 son algunos de los mayores consumidores de energía en todo el mundo. Estas corporaciones están comprometidas con el uso de electricidad 100% renovable y con acelerar el cambio hacia redes eléctricas sin emisiones de carbono. De las más de 400 entidades que engloba la campaña de RE100, 76 tienen presencia en Argentina, que a su vez es el tercer mercado eléctrico de Latinoamérica. Por lo que el objetivo del acuerdo es movilizar a más corporaciones del país para que aborden las barreras políticas y de mercado que impiden que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable.

Este acuerdo de colaboración se trabaja desde hace un año, incluyendo reuniones presenciales en la 28ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28), celebrada en Dubai (Emiratos Árabes Unidos), como también en las oficinas de Climate Group en la ciudad de Londres (Inglaterra).

“Para nosotros es un acuerdo muy importante, porque permite que CADER sea el vehículo para canalizar el interés del sector corporativo y ayudarlos a que se convierta en una realidad. A partir de la interacción con las grandes empresas consumidoras de energía, vamos a identificar las barreras que hoy están demorando las inversiones. El sector privado es, sin lugar a dudas, quien puede moverse a mayor velocidad en relación a los cambios que requiere la transición energética para el cumplimento de los objetivos del Acuerdo de París”, indicó Martín Dapelo, miembro de Comisión Directiva y coordinador del Comité de Financiamiento de CADER.

A partir de este acuerdo, CADER y Climate Group realizarán un evento en Buenos Aires el que se convocarán a las grandes empresas interesadas en participar de la iniciativa RE100, 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.

“Este convenio aporta un valor agregado a CADER para que sus empresas socias ofrezcan servicios y contratos de energías renovables a los principales actores de la transformación energética en Argentina; a la par de brindar opciones locales para los grandes jugadores globales vinculados a Climate Group que aún no tienen identificada la oferta local disponible”, agregó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER.

“Como uno de los mayores mercados de electricidad en América Latina, Argentina tiene un papel fundamental en liderar la lucha de la región contra el cambio climático. Estamos encantados de trabajar con CADER para ayudar a las grandes corporaciones argentinas a tener un mayor acceso a la electricidad renovable y avanzar en la descarbonización del país. Esperamos dar la bienvenida a nuestras primeras empresas argentinas a RE100”, afirmó Ollie Wilson, jefe de RE100.

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La IEA está convocando una nueva Comisión Global sobre Transiciones de Energía Limpia Centradas en las Personas para examinar cómo diseñar e implementar políticas que conduzcan a un sistema energético más equitativo, apoyando a los tomadores de decisiones de todo el mundo en su búsqueda de priorizar la asequibilidad y la equidad en las transiciones de energía limpia.

La nueva Comisión se basará en las mejores prácticas internacionales y en las experiencias de sus miembros para elaborar recomendaciones viables. Está copresidida por Teresa Ribera , vicepresidenta del Gobierno y ministra de Transición Ecológica y Reto Demográfico de España, y Alexandre Silveira de Oliveira , ministro de Minas y Energía de Brasil, y está integrada por líderes de los sectores de la energía, el clima y el trabajo de gobiernos de todo el mundo, junto con representantes de alto nivel de organizaciones internacionales y grupos de trabajadores, indígenas, jóvenes y de la sociedad civil.

Sobre la base de las recomendaciones emitidas en 2021 por la primera Comisión Global sobre Transiciones a Energías Limpias Centradas en las Personas, los miembros trabajarán para identificar estrategias que aseguren que todas las políticas de transición energética reflejen el principio de equidad y contribuyan a mejorar la asequibilidad de la energía. También procurarán establecer mecanismos clave para monitorear y medir la eficacia de estas herramientas de política, así como los impactos sociales de las transiciones en términos más generales.

El lanzamiento de la Comisión se anunció por primera vez en la Cumbre Global sobre Transiciones a Energías Limpias Centradas en las Personas, organizada por la IEA en su sede en abril. La IEA actuará como coordinador principal y órgano administrativo de la Comisión. También realizará análisis o investigaciones específicas según lo soliciten los miembros de la Comisión.

“Las transiciones hacia energías limpias solo tendrán éxito si sus ventajas se comparten con todos los sectores de la sociedad, incluidas las comunidades que históricamente han estado al margen de la economía energética. Esto comienza con políticas justas y equitativas, que son el foco de esta nueva Comisión Global”, dijo el Director Ejecutivo de la IEA, Fatih Birol . “Estoy encantado de que el Viceprimer Ministro Ribera y el Ministro Silveira hayan aceptado ejercer como copresidentes. Esperamos con interés las conclusiones y la orientación de la Comisión Global sobre esta cuestión crítica, que fortalecerán los debates sobre políticas sobre este tema a nivel nacional e internacional”.

“Garantizar una transición energética justa es una responsabilidad compartida. La transición energética no debe ser solo un cambio de color de los electrones o de las moléculas, sino también una oportunidad para garantizar el acceso a una energía asequible, reducir las desigualdades y generar oportunidades económicas redistributivas”, afirmó la viceprimera ministra Ribera . “Esta Comisión Global es una herramienta importante para coordinar nuestro trabajo en este sentido”.

“Creemos que la transición energética no puede entenderse únicamente como un proceso de reemplazo tecnológico. Los líderes mundiales en materia de energía deben comprometerse a hacer que esta transición sea justa e inclusiva, concibiéndola como un nuevo modelo de desarrollo económico y social para garantizar que nadie se quede atrás”, afirmó el Ministro Silveira . “Brasil se siente honrado de contribuir a las actividades de esta Comisión Global, que se alinea estrechamente con nuestra agenda del G20”.

La primera reunión de la Comisión se llevará a cabo en octubre, durante la Reunión Ministerial sobre Transiciones Energéticas del G20 en Foz de Iguazú (Brasil). Los temas que analice la Comisión ocuparán un lugar destacado en la agenda del G20 de este año y de la COP30 del año próximo, ambas bajo la presidencia de Brasil.

Además de los dos copresidentes, los miembros de la Comisión que representan a los gobiernos incluyen:

Jonathan Wilkinson , Ministro de Recursos Naturales de Canadá
Omar Andrés Camacho , Ministro de Minas y Energía de Colombia
Diego Pardow Lorenzo , Ministro de Energía de Chile
Dan Jorgensen , Ministro de Clima, Energía y Servicios Públicos de Dinamarca
Jennifer Morgan , Secretaria de Estado y Enviada Especial de Alemania para la Acción Climática Internacional
Arifin Tasrif , Ministro de Energía y Recursos Minerales de Indonesia
Fareed Yasseen , enviado especial de Irak para el clima
Zulfiya Suleimenova , Representante Especial del Presidente de Kazajstán para la Cooperación Ambiental Internacional
Sang-hyup Kim , copresidente de la Comisión Presidencial de Neutralidad de Carbono y Crecimiento Verde de Corea
Nkeiruka Onyejeocha , Ministro de Trabajo y Empleo de Nigeria
Paulina Hennig-Kloska , ministra de Clima y Medio Ambiente de Polonia
Maria da Graça Carvalho , ministra de Medio Ambiente y Energía de Portugal

Los miembros que representan a organizaciones internacionales, sindicatos y otros sectores de la sociedad civil incluyen:

Hadiza Abdulmumini , Punto Focal Global para el Sector Juvenil del ODS 7
Yvonne Aki-Sawyerr , alcaldesa de Freetown y copresidenta de C40 Cities
Jean-Pierre Clamadieu , presidente del consejo de administración de ENGIE
John WH Denton AO , Secretario General de la Cámara de Comercio Internacional
Jefa Sharleen Gale , presidenta de la Coalición de Proyectos Importantes de las Primeras Naciones
Selwin Hart , Asesor Especial del Secretario General de las Naciones Unidas sobre Acción Climática y Transición Justa
Gilbert F. Houngbo , Director General de la Organización Internacional del Trabajo
Helena Leurent , directora general de Consumers International
Zingiswa Losi , presidenta del Congreso de Sindicatos Sudafricanos
Sheila Oparaocha , Directora de la Red Internacional de Género y Energía Sostenible
Ayisha Siddiqa , asesora juvenil sobre clima del Secretario General de las Naciones Unidas
Luc Triangle , Secretario General de la Confederación Sindical Internacional
Laurence Tubiana , Director Ejecutivo de la Fundación Europea del Clima

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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, volverá a reunir a cientos de referentes del sector renovable de la región en Chile por tercer año consecutivo. 

Más de 400 profesionales se congregarán en el mega evento Future Energy Summit Southern Cone, el cual se celebrará los días 27 y 28 de noviembre de este año en el Hotel Intercontinental Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes, Región Metropolitana). 

Entre ellos participarán empresas de renombre y líderes del sector que estuvieron presentes en la reciente cumbre FES Iberia, donde se dieron a conocer las principales novedades y perspectivas para las energías renovables tanto en España como en Latinoamérica. 

Por ejemplo, durante el séptimo panel de FES Iberia, Sphera Energy analizó los retos y oportunidades para la implementación de más sistemas de almacenamiento en Chile, en tanto que la entidad Red Eléctrica Internacional identificó los desafíos en la transmisión que se deben superar para avanzar en la transición energética en Iberoamérica.

Además, FES Iberia tuvo grandes anuncios en la materia, tal como lo dicho por Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes, que ratificó que la compañía tendrá en operación 600 MW de almacenamiento a finales de 2024 en Chile, que se sumarán al amplio abanico de casi 3,8 GW de la compañía en dicho país. 

Por lo que, en línea con esta convocatoria de lujo, se espera que diversos disertantes de envergadura se suban al escenario en FES Southern Cone, en lo que será el último mega evento de la gira 2024 de Future Energy Summit, en pos de conocer las innovaciones para el sector, el estado de los proyectos en carpeta y de explorar más oportunidades para el Cono Sur.

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Y cabe recordar que este evento llegará al cierre de un año 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

La tercera edición de un evento de FES en Chile 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. 

Además, dirán presente líderes del sector como 

Daniel Camac, presidente de H2 Perú
Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Polux Comunicaciones
Susana Morales, project acquisition & new business manager de Atlas Renewable Energy
Héctor Erdociain, CSO de Chemik
Aura Rearte, business development manager de Enlight
Angela Castillo, business  development manager de Black and Veatch
Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad

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Con la participación de estos destacados oradores y muchos más, Future Energy Summit ofrece paneles exclusivos de debate y espacios claves para el más sofisticado networking en el que las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable de la región puedan intercambiar posiciones y explorar sinergias. 

¡No deje pasar la oportunidad de asistir al mega evento FES Southern Cone!

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile, los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

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La Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA), distribuidora parte del Grupo EPM Guatemala, anunció que en octubre recibirán ofertas para suscribir contratos por diferencias con curva de carga y contratos de opción de compra de energía de corto plazo.

Este proceso se enmarca en la Licitación Abierta 1-24 EEGSA que ya adjudicó en el primer semestre del año un primer bloque enfocado a cubrir 36 MW de potencia y energía, pero que tras cuatro rondas de ofertas sucesivas sólo resultaron 15 MW adjudicados. En esa ocasión, el gran ganador fue la central térmica San José a partir de carbón, dejando 21 MW del requerimiento desierto.

Tras una segunda adenda a las bases de Licitación, se determinó que los próximos bloques deberían ser llevados a cabo durante este semestre y de una manera que se busque la mayor participación en el proceso.

Es así que llegamos a una nueva etapa de la licitación que incluye un Bloque de 107 MW para cubrir los requerimientos del año estacional 2025-2026 y un Bloque 155 MW para el periodo de cinco años comprendido desde 2025 al 2030.

Los interesados en participar podrán competir en rondas sucesivas para lograr que las ofertas más competitivas obtengan contratos por diferencias con curva de carga y contrato de opción de compra de energía.

¿Podrán participar las centrales renovables? Sí, solo las existentes. Y según pudo saber Energía Estratégica los ingenios con centrales de biomasa ya han asistido a reuniones informativas y se encuentran evaluando si participarán o no.

«Las centrales existentes con biomasa están en proceso de análisis para participar en licitaciones de corto plazo. La decisión de participar se sujeta principalmente, a los criterios para definir las ofertas virtuales, ya que estas podrían ser atractivas, pero al utilizar como único criterio la determinación del precio mas bajo por medio de ofertas virtuales, dejando de lado las características específicas tanto de las plantas, como de requerimiento del sistema, se genera un desincentivo para estas tecnologías renovables y podría ser más atractivo en el corto plazo buscar contratos con demanda no regulada», explicó Edson Raymundo, gerente de inteligencia de mercado en la Asociación de Cogeneradores Independientes de Guatemala (ACI).

Aquello explica el resultado del primer bloque cuya mayoría del requerimiento quedó desierto y otra parte fue adjudicada a un solo a un oferente.

No obstante, tras la adenda publicada el pasado mes de junio, se está a la expectativa de que puedan generarse las condiciones para que más centrales de generación participen; entre las renovables, los ingenios antes mencionados e hidroeléctricas que ya han recuperado sus aportes históricos tras la crisis, podrían analizar hasta octubre de este año si es que competirán.

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La Secretaría de Energía de la Nación derogó la Resolución N° 2022/2005, que permitía que Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) realice diferentes operaciones a la planteadas originalmente, entre las que se destacaba la suscripción de contratos por instrucciones regulatorias y la importación de combustibles líquidos. 

Es decir que, a través de la nueva Res. SE 150/2024, el gobierno le quitó facultades a CAMMESA, que ya no podrá suscribir contratos de abastecimiento de energía eléctrica (como por ejemplo el Programa RenovAr o RenMDI) y por tanto no será un organismo comprador de combustibles y vendedor de electricidad. 

“Es necesario encauzar gradualmente al sector eléctrico nacional hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada, promoviendo un régimen de mayor libertad y competencia en el MEM, en consonancia con la actual política energética a los fines de reducir la intervención del Estado Nacional, propiciando un mercado en el que la oferta y la demanda realicen transacciones libremente, regulado por normativas que promuevan su funcionamiento autónomo y competitivo, contribuyendo a una mayor eficiencia y sostenibilidad económica”, menciona la Res. SE 150/24.

“Que, así las cosas, el ordenamiento del sector eléctrico importa dejar sin efecto esquemas normativos que no se condicen con los principios antes señalados, y que implican un involucramiento excesivo del Estado Nacional y/o CAMMESA en la operatividad y en el funcionamiento del MEM”, agrega entre los considerandos.

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. 

Gobierno de Argentina abre las puertas a nueva propuesta para proyectos renovables truncados

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.

“Es un hito más en una política ya comunicada por el gobierno, que no habrá más contractualización, se respetarán todos los contratos y se darán de baja aquellos no firmados, tal como pasó con anulación de la adjudicación de la licitación TerCONF (3340 MW de potencia térmica)”, señaló una fuente cercana a Energía Estratégica. 

“Aunque no perjudicaría al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), ya que no lo articula y no lo hace usando esta facultad; sino más bien que afecta a licitaciones públicas”, añadió en diálogo con este portal de noticias. 

La cuestión a resolver es que todavía no queda claro cuál será la alternativa que tomará la Secretaría de Energía de la Nación 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. 

“No es que la Secretaría de Energía ya tomó la posta o se esté ocupando de estos temas. Naturalmente lo hará la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Damian Sanfilippo, pero será de un modo reactivo”, advirtieron desde el sector renovable de Argentina.  

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Perú es uno de los países latinoamericanos pioneros en contemplar a la generación distribuida con energías renovables en su marco legal. La Ley 28832 impulsada en 2006 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica ya incluía su definición para la posterior promoción.

Sin embargo, a 18 años de aquello, aún no se reglamenta la posibilidad de inyectar a la red eléctrica junto a una eventual venta de excedentes a las distribuidoras.

En este contexto, expertos del sector eléctrico ven a la normativa como una herramienta fundamental para contribuir al crecimiento de las energías renovables en Perú.

Uno de ellos es Eduar Salinas, quien en conversaciones con este medio, destaca: “El ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, dijo que el reglamento de generación distribuida va a salir en el segundo semestre de este año y esperamos que así sea”. 

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

“Si bien en los últimos años se ha avanzado mucho en este segmento a nivel industrial, muchos clientes quieren instalar sistemas más grandes pero la limitación que tienen es que no pueden inyectar energía a la red”, explica. 

Y agrega: “Se puede instalar un sistema fotovoltaico behind the meter pero limitado a su consumo máximo a las horas del día. Esa es una tarea para este reglamento que esperamos salga en la fecha prometida”.

De esta forma, el experto sugiere que este nuevo marco regulatorio brinde incentivos para que más usuarios adopten esta modalidad y la complementen con sistemas de almacenamiento para impulsar el crecimiento de las energías renovables a nivel local.

“Hay muchos proyectos nuevos off grid con sistemas fotovoltaicos híbridos de almacenamiento en diferentes industrias como la alimenticia, agraria y minera. La industria está creciendo sin una regulación específica que la incentive. Por eso es fundamental no perder más tiempo y reglamentar la actividad y sacarle el mayor provecho a la energía solar”, concluye.

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La Secretaría Nacional de Energía ha suspendido el Acto de Licitación para la compra de Energía y Potencia, puesto en marcha durante la Administración anterior, al concluir que no cumplía con los requisitos mínimos para garantizar transparencia a los inversionistas ni mejoras en los precios para los panameños.

Esta acción busca promover procesos equitativos y favorables a la inclusión de fuentes renovables, en aras de beneficiar a los ciudadanos con tarifas más competitivas y avanzar hacia un desarrollo sostenible en el sector energético del país.

El Secretario de Energía, Juan M. Urriola, destacó la importancia de esta revisión, señalando que es vital para asegurar un suministro eléctrico eficiente. “Esta decisión responde a la necesidad de disponer de Pliegos de Licitación que sean lo suficientemente claros para asegurar una competencia justa y efectiva”, agregó.

La Secretaría Nacional de Energía emitió las Resoluciones N.° 01 y N.° 02 (ver al pie), dejando sin efecto todas las Resoluciones previas relacionadas con la Contratación de Potencia y Energía a corto y largo plazo.

Tras una exhaustiva revisión del Esquema de Contratación, se determinó que los parámetros presentados por la pasada Administración no garantizaban la claridad y transparencia necesarias para una competencia efectiva. Sumado, al numeroso volumen de comentarios y aclaraciones recibidos durante el período de consultas, recalcaron la necesidad de realizar sustanciales ajustes en los requerimientos de la Licitación.

La Resolución N.° MIPRE-2024-0001384, emitida el 15 de enero de 2024, había recomendado a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) presentar los pliegos necesarios para llevar a cabo una licitación pública que asegurase el suministro eléctrico para los clientes finales de las empresas distribuidoras de electricidad. Esta directriz fue posteriormente modificada por la Resolución N.° MIPRE-2024-0013955 el 23 de abril de 2024, la cual incluía nuevas disposiciones dirigidas a la contratación de energía renovable.

Por las contradicciones expuestas, la Secretaría Nacional de Energía recomienda la cancelación del Acto, e inicia una revisión del esquema de Contratación de Energía, “sobre la base de la normativa vigente”, recalcando “que si posterior a esta revisión se requieren ajustes a la legislación vigente, se realizarán luego de una amplia consulta con el sector eléctrico”.

Se prevén modificaciones que garanticen la transparencia y competitividad de los contratos, protegiendo así a los usuarios de posibles incrementos en sus facturas mensuales y promoviendo la incorporación de nuevas capacidades de generación renovable.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, en febrero del presente año, se publicaron los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028.

En total, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que muchos proyectos han quedado fuera y que los adjudicados no alcanzan para cubrir la demanda entrante.

Uno de ellos es Roberto Lares, Colombia’s Managing director de Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, quien en conversaciones con Energía Estratégica señala: “Colombia debe desarrollar una nueva subasta de expansión de generación por cargo de confiabilidad y preparar un marco regulatorio que promueva sistemas de almacenamiento para dar firmeza a los proyectos de energía renovable”.

Y agrega: “También hace falta lanzar otras subastas de contratos de largo plazo por la cantidad de energía solar adjudicada en la Subasta de Cargo por Confiabilidad, ya que el ingreso que tendrán por capacidad es bastante pequeño, equivale a un 9% de energía firme de la capacidad instalada”.

Según el ejecutivo, de lo adjudicado históricamente en Colombia en las últimas 5 subastas de cargo de confiabilidad entre el 30 y 33% no logran construirse por diversas razones como falta de otorgamiento de licencias ambientales, dificultades en los cierres financieros y ejecución de garantías por retrasos. En efecto, se trata de un porcentaje que hay que tomar en consideración a la hora de calcular cuánta energía hay que adjudicar.

“Con la nueva Subasta de Cargo de Confiabilidad tenemos menos energía firme adjudicada que la del febrero de 2019. Teniendo en cuenta estos números y la proyección de demanda de la UPME, vemos que en el tercer trimestre del 2026 va a haber un cruce entre la energía firme disponible y la demanda. La preocupación es que se construya un déficit”, advierte. 

Por ello, Lares insiste en la necesidad de lanzar también subastas de largo plazo para que entren proyectos híbridos con almacenamiento que ayuden a hacer frente a los próximos periodos de estiaje. 

En este sentido, el experto enfatiza que los desarrolladores de proyectos no podrán financiarse solamente con los contratos de cargo, sino que además necesitarán contar con PPAS.

No obstante, alerta barreras que desaceleran la ejecución de proyectos de energía limpia en el país: “Si bien la banca local colombiana está bien preparada para ofrecer project finance, hoy en día las tasas de interés no son atractivas para ejecutar proyectos. Los inversionistas están a la espera de que bajen las tasas de interés”.

Y concluye:“Hay financiamiento y buenas oportunidades para las renovables en Colombia, solo hace falta sentar las bases para que las condiciones se vuelvan más favorables para los inversionistas”.

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Future Energy Summit (FES), la plataforma de eventos organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, convocó a destacadas figuras del sector energético para participar de la cuarta edición en Colombia.

Más de 500 profesionales asistirán a esta cita que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este año.

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Una de ellos es Javier Campillo, viceministro de Energía del país quien brindará su visión sobre la apuesta renovable en la región Andina durante la jornada del miércoles 30 de octubre.

Los aportes de este funcionario resultan de gran interés para el sector energético ya que antes de asumir el cargo de Viceministro en noviembre del 2023, Campillo ocupó el puesto de director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas No Interconectadas (IPSE).  Allí, lideró numerosos proyectos de energía, incluida la generación de más del 50% de la energía eléctrica en el campus de la Universidad Tecnológica de Bolívar a través de una planta solar fotovoltaica.

A su vez, fue responsable del desarrollo del programa de manejo integral de canales, lagos y lagunas, ciénagas y caños de Cartagena y diseñó la primera embarcación libre de emisiones en Colombia, con propulsión eléctrica y recarga solar a bordo, promoviendo una alternativa sostenible para la gestión de los cuerpos de agua en la ciudad.

Además, dirán presente líderes del sector como Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) .

Con la participación de estos destacados oradores, FES Colombia ofrece el escenario ideal para que importantes players del sector puedan intercambiar posiciones y explorar sinergias  en torno a la industria renovable.

Durante estos dos días, habrá una amplia variedad de oportunidades de networking y se realizarán entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales que abordarán los temas más apremiantes que atraviesa la industria de las energías limpias.

Teniendo en cuenta el éxito de las ediciones anteriores, stakeholders manifestaron su interés por volver a participar del evento. En efecto, se puede revivir el summit del año pasado que contó con la asistencia de la ex ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, haciendo click aquí. En dicho encuentro, se abordó en  profundidad las oportunidades de negocios en torno a una “transición energética justa”, en más de 10 paneles de Future Energy Summit (ver agenda) .

De esta forma, tal como sucedió el año pasado, en el próximo evento de FES Colombia también se disertará sobre el panorama de inversiones y financiamiento para tecnologías de generación como fotovoltaica y eólica, como así también almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

Cabe destacar que esta primera preventa de entradas con precio promocional estará presente hasta el 15 de julio. ¡No te quedes sin tu lugar!

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El avance de las energías renovables variables en el Sistema Nacional Interconectado de Guatemala es prometedor. El progreso en la capacidad instalada especialmente las fuentes solares y eólicas en Guatemala ha sido destacable en los últimos años. Y hoy significa tener en operación aproximadamente 150 MW en estas tecnologías variables, lo que favorece y significa un enorme avance hacía la transición y diversificación de una matriz energética más sostenible.

Sin embargo, para maximizar los beneficios y asegurar una transición energética sostenible, es esencial abordar los desafíos existentes mediante una planificación estratégica, inversión continua y políticas favorables, como bien se ha venido realizando en el país.

En tal sentido, el Plan de expansión de generación 2024-2054 publicado a inicios de este año, traza escenarios de crecimiento para el mercado que debieran empezar a impulsarse prontamente. Al respecto, Edgar Guillermo Navarro, consultor energético del mercado guatemalteco, aseguró sin duda alguna que la principal prioridad que se desprende de aquella planificación es la creación y publicación de las Bases de Licitación de la PEG-5, la cual adjudicará nuevas plantas de generación de energía para garantizar la demanda futura, sustituyendo así contratos de generación de energía que se encuentran próximos a vencer.

Así, la implementación de la PEG-5 es esencial para garantizar un suministro energético confiable, sostenible y asequible para todos los guatemaltecos, así como, para cumplir con los objetivos de desarrollo a largo plazo del país.

¿Qué tecnologías podrán competir? Aún no se sabe pero existen indicios que ante una necesidad en el orden de los 1200 MW, podría haber lugar para energías renovables variables con o sin almacenamiento. Esto se terminará por definir con los términos de referencia y posteriores pliegos de la licitación. 

Hasta tanto aquello se defina. Desde el sector privado impulsan una serie de investigaciones de mercado con el fin de acercar recomendaciones a las nuevas autoridades de gobierno, reguladores y juntas de licitación. 

Es el caso de la “Estrategia para la transición energética en Guatemala: Agenda para la transformación eléctrica sostenible” de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) que fue entregada al Presidente de la República de Guatemala, Dr. Bernardo Arévalo, y al Ministro de Energía y Minas, Ing. Hugo Ventura (ver más). 

Y en este punto es importante mencionar que, también el Consejo de la Industria Eléctrica (CIE) está realizando un estudio de manera independiente a través de la firma consultora Deloitte, que busca establecer las necesidades de satisfacción de la demanda eléctrica en el país y la forma más eficiente, económica y segura de satisfacerla. El resultado de éste se tiene previsto que se conozca a principios del mes de agosto y debiera servir como una guía o herramienta para integrar con certeza el tipo de generación necesaria que ha de cubrir la demanda nacional durante los próximos años.

En la antesala de estas definiciones de qué tecnologías competirán de la PEG-5, Edgar Guillermo Navarro, valoró que las energías renovables variables han comenzado a jugar un rol crucial en el cubrimiento de la demanda energética en el país y que, a pesar de la intermitencia inherente a estas fuentes de energía, el rol que han ido asumiendo coadyuva a reducir la dependencia de combustibles fósiles y mejora la sostenibilidad del sistema eléctrico.

“En términos estadísticos, para el año 2023, las energías renovables variables contribuyeron aproximadamente con un 10% de la demanda total de energía en el país y sin duda al terminar este 2024, irá en incremento, teniendo un impacto positivo en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, contribuyendo así a los objetivos de Guatemala en términos de sostenibilidad y mitigación del cambio climático”, observó Navarro.

Otro factor determinante en el crecimiento de estas alternativas de generación sostenible en el mercado guatemalteco estaría dado por la reciente aprobación de regulación para sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas (ver más). 

“La aprobación de la nueva regulación de almacenamiento en Guatemala abre varias alternativas adicionales para las centrales de energías renovables variables para participar en el mercado mayorista de manera más eficiente y competitiva”, consideró.

Ahora bien, también puso en análisis el incremento en el costo de capital al incorporar baterías a nuevos proyectos de generación, lo que podría complicar la competitividad para participar en igualdad de condiciones con otras tecnologías. 

“Es importante mencionar que, con todo el beneficio que pueden llegar a tener los proyectos de almacenamiento de energía para las centrales renovables variables, éstos son bastante onerosos, al punto que, dependiendo del número de equipos que se adquieran, podrían llegar a significar casi la totalidad del coste del proyecto, lo que, obviamente, no sería rentable para este tipo de generadores”.

¿Qué oportunidades de proyectos híbridos se evalúan? El especialista indicó que de la nueva regulación se desprende que las centrales renovables variables podrán desarrollar proyectos de almacenamiento de energía, como baterías de gran capacidad para almacenar el excedente de energía generada durante periodos de baja demanda. Teniendo como uno de los más grandes beneficios para el Sistema Nacional Interconectado la mitigación de la intermitencia, mejorando la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico.

Asimismo, subrayó la apertura a que las centrales renovables puedan participar en programas de gestión de demanda, ofreciendo servicios de respuesta rápida para equilibrar la oferta y la demanda en tiempo real y ayudará a mejorar la integración de centrales renovables variables, ya que podrán optar a participar en el mercado de potencia, mejorando su intervención en los servicios complementarios.

Eólicos y solares con almacenamiento podrían ofertar en la próxima licitación de Guatemala 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado dos de febrero, el Ministerio de Minas y Energía (MINEM), a través de la Resolución 40042 de 2024, estableció lineamientos de política pública para garantizar la continuidad de los proyectos de generación con Energías Renovables, que han tenido dificultades para entrar en operación, incluso, por causas ajenas a la gestión del desarrollador.

Esta Resolución establece pautas en cuanto al acceso y la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional, a efectos de modificar las condiciones para la entrada en operación de los proyectos (FPO).

No obstante, la Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG) no ha cumplido con la orden que le dio el MINEM ya que el plazo para expedir esa normativa venció en mayo. 

En este marco, la firma boutique de abogados OGE ENERGY, a través de su socio fundador Hemberth Suárez Lozano, presentó una acción constitucional para que la CREG expida dicha resolución con el objetivo de flexibilizar las reglas para modificar las Fechas de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos y que no se ejecuten las garantías de reserva aportadas por los desarrolladores de proyectos renovables.

AUTO ADMISORIO

En entrevista con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, habló al respecto: “Ejercimos la acción porque hay una mora de la CREG en atender lo ordenado por el MINEM. El objetivo es impedir que se ejecuten las garantías financieras presentadas en los proyectos de energías renovables que tienen fecha de puesta en operación próxima y que sus propietarios tienen claro que no alcanzarán a cumplir con esa fecha”.  

De esta forma ,el experto explica que la CREG tenía un plazo “perentorio” de tres meses y ya pasaron cinco meses. Esto es inadmisible ya que la regulación “no admite demoras ni excusas para su cumplimiento”. 

Según Suárez Lozano, esta mora afecta negativamente a los proyectos de energías renovables ya que “juega en contra de la estabilidad financiera del propietario o inversionista”. 

Y concluye: “Si no se cambia la Fecha de Puesta en Operación de un proyecto y este no cumple con la fecha, la consecuencia es que se hace efectiva la garantía. Expedir esta resolución de inmediato es fundamental, teniendo en cuenta que existen muchos proyectos que no alcanzarán a llegar a tiempo a la fecha estipulada de entrada en operación”.

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La nueva estructura que tendrá Departamento Eléctrico fue uno de los temas vistos en la segunda sesión del año del Consejo de la Sociedad Civil Paritario de la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde participaron los representantes de las 13 instituciones que integran esta instancia y que están relacionadas con el quehacer del sector energético en el país.

En la reunión, conducida por Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, también se expuso la Modificación de la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución y los resultados del primer proceso de Valorización de Instalaciones de Transmisión, según lo indicado por el artículo N°52 del Reglamento en esta materia.

Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, señaló que la nueva estructura de esta área del organismo se materializará a fines de agosto, afirmando que esta iniciativa responde a una estrategia de corto plazo, que considera cuatro pilares, con el objetivo de “fortalecer al Departamento con mayor conocimiento y experiencia, buscando promover metodologías y gestión para la realización de sus labores, y así hacer frente a los cambios del ambiente laboral y energético”.

Procesos

Luego expuso Félix Canales, jefe del Subdepartamento de Mercados Eléctricos, quien detalló los principales contenidos y alcances de la Modificación a la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, publicada a inicios del presente año, destacando algunos de los aspectos que trae consigo la normativa, tales como una nueva plataforma de información pública y el ajuste a los índices de calidad de suministro, de acuerdo con las nuevas densidades.

Por su parte, Sergio Quiroz, jefe del Subdepartamento de Tarificación en Transmisión, se refirió al primer proceso de valorización de instalaciones de transmisión, según lo indicado por el artículo N°52, precisando que se consideró un total de 64 obras de este segmento, además de otras instalaciones que no fueron valoradas en el proceso 2020-2023.

Finalmente, Patricio Molina, gerente general de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel) abordó la visión que tiene este sector en torno a la nueva Ley de Estabilización Tarifaria (N°21.667).

COSOC

Los COSOC son uno de los diversos mecanismos de participación ciudadana y su principal objetivo es el acompañamiento a la CNE en los procesos de diseño, ejecución y evaluación de sus planes, políticas y programas, mediante una integración diversa, representativa y pluralista.

El COSOC de la CNE 2023-2024 está integrado por representantes de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN); Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor); Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.); Asociación Chilena de Energía Solar AG. (Acesol); Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec); Asociación Chilena de Telecomunicaciones A.G (Chile Telcos); Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre Chile); Colegio de Ingenieros de Chile; Empresas Eléctricas A.G.; Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel); Generadoras de Chile; Gremio de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), y Transmisoras de Chile.

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La discusión en torno al alza de las tarifas eléctricas se ha intensificado durante estos últimos días con distintas propuestas e involucrando en el debate a gran parte de la sociedad. La componente más relevante de la cuenta de la electricidad es la energía y es allí donde se puede visualizar una diferencia entre aquellos que pagarán más en sus próximas boletas o facturas. “En general, los contratos de comercialización se refieren a la venta de energía. Van a haber alzas en las cuentas de los clientes libres pero bastante menores en un cliente libre versus uno regulado que podría ser libre”, comentó el secretario ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, en el webinar “¿Por qué seguirán aumentando las tarifas eléctricas? Perspectivas para clientes regulados y libres”, organizado por Alken Energía y eVink.

Lo anterior, agregó Andrade, es porque el cliente libre tiene su energía contratada ya a un precio de mercado, por ende, el alza para este tipo de usuario se ubicaría en torno “al 12 o 13% que se desagrega en un 8% en el costo de valor agregado de distribución más un 5% en el costo de transmisión”.

En las discusiones de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados se explicó que diariamente solo por intereses la cuenta de 6 mil millones de dólares se incrementaba en 3 millones de dólares. El representante de la gremial destacó “el coraje que ha tenido el Ministerio de Energía al decir que ésta es una situación que es necesario resolver. El congelamiento de tarifas era algo que estaba presionando en forma importante a todo el sector. Afortunadamente, gran parte del debate no se refiere a la necesidad de realizar el ajuste de las tarifas, sino que más bien a los subsidios a las familias de menores ingresos”.

 Aunque Andrade reconoció que el descongelamiento no es un escenario que golpeé de manera importante a los comercializadores de energía, sí hay un aspecto que afectaría a los clientes libres en general y es el cargo MPC o el mecanismo de devolución de la deuda que fue fijado como un cargo de 22 pesos por kWh hasta el 2027. “Esta es una deuda bien peculiar porque es una deuda que el Estado obligó a todos los usuarios a tomar. Se está dando una situación bastante injusta para alrededor de 2.000 clientes libres que son pequeñas y medianas industrias y organismos, estamos hablando de hospitales, cárceles, universidades, clínicas, que transitaron de cliente regulado a cliente libre durante la denominada Ley PEC”. 

Según cifras de la gremial, un cliente libre (universidad en este caso) que usó el beneficio de la tarifa congelada por un mes, generando una deuda de 721.000 pesos, tendría que pagar 41 millones de pesos. “Vale decir, tiene que pagar 56 veces más que la deuda original. En la Comisión de Minería y Energía de la Cámara se logró retirar un inciso de la ley que lo que hacía era fijar a rajatabla esta devolución. El ministro Pardow señaló que estaba de acuerdo en sacar este inciso y que en la discusión reglamentaria se harían los ajustes para que cada cual pagara lo que corresponde”.

Al respecto, el secretario ejecutivo de ACEN mencionó que han realizado presentaciones a la Comisión Nacional de Energía ya que les preocupa mucho el cargo que podría ser aplicado a los clientes libres puesto que entienden que lo que la ley señala es que “tiene que ser en igualdad de condiciones. Entendemos que la igualdad de condiciones es que hay que pagar lo que se debe, no 120 o 130 veces más. Esperamos que la CNE tome nuestro punto y que lo aplique”.   

En este debate por el alza de las tarifas, también surgió la pregunta de por qué las empresas comercializadoras tienen en general un precio de mercado menor que el regulado. Esto es, según Andrade, porque las empresas comercializadoras han sido muy exitosas precisamente en capturar el precio de las energías renovables e incorporarlo en su portafolio. “Pre pandemia hablábamos de un 50% de descuento con respecto al precio regulado, hoy que está congelado el precio al cliente regulado, todavía sigue siendo más barato el precio que ofrecen las comercializadoras y el día de mañana cuando se descongelen van a volver a existir diferencias importantes entre el precio que ofrece el comercializador al que ofrece el mercado regulado”, finalizó su intervención.

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Genneia, la compañía líder de energías renovables en el país acompaña a Plaza Logística, principal empresa por superficie en el desarrollo y administración de parques logísticos de vanguardia conocidos como «Triple A», en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina durante el 2023 a través de la entrega de 569 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU’s).

Con el objetivo de reducir el impacto ambiental, se neutralizó la huella de carbono de Alcance 1 y 2 que refieren a la descarbonización, tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones, como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad en las áreas comunes de sus seis parques logísticos y su oficina central.

En consonancia con su estrategia de sostenibilidad, Plaza Logística continúa avanzando en materia de construcciones verdes mediante la adopción de estándares ambientales al momento de desarrollo de sus parques y en la implementación de iniciativas que representan una oportunidad para reducir las emisiones de CO2.

“Nuestro compromiso se basa en integrar en nuestro modelo de negocio prácticas responsables con el medio ambiente. La medición, reducción y compensación de nuestra huella de carbono busca contribuir a un futuro cada vez más sostenible y a generar las condiciones para seguir impulsando el desarrollo de negocios responsables en nuestro país. Es por eso que para nosotros es una gran oportunidad contar con Genneia, empresa líder en energías limpias, en este proceso de compensación de nuestras emisiones generadas en 2023”, expresó María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.

Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia agregó: “Desde Genneia nos sentimos orgullosos de acompañar a Plaza Logística en este proceso que implica un compromiso muy grande de ambas empresas en continuar luchando por la crisis climática. Estas acciones nos permiten visibilizar la importancia de implementar prácticas amigables con el medio ambiente y dar respuestas concretas e inmediatas a la crisis climática mundial que nos encontramos atravesando.”

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI. Actualmente son promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmados anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.  

Acerca de Plaza Logística

Plaza Logística es una compañía dedicada al desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente. Cuenta con seis parques logísticos ubicados estratégicamente en Ciudad y Provincia de Buenos Aires. Adopta estándares ambientales LEED y/o EDGE en el proceso de construcción de sus parques logísticos y certifica su administración bajo Normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001.

La compañía desarrolla proyectos que tienen como premisa apuntalar el futuro de la logística y el e-commerce, que permitió que, a diario, más personas elijan realizar sus compras de manera online, mientras las empresas fortalecen sus canales digitales de venta por la velocidad, seguridad y ventajas que brindan a los usuarios.

A partir de las alianzas desarrolladas con compañías líderes, Plaza Logística desarrolla espacios de distribución de última generación que permiten acortar la última milla y entregar de manera precisa y veloz los pedidos gracias a la inversión sostenida en infraestructura, la adopción de tecnologías innovadoras y al aumento de la confianza en las compras online.

En términos de financiamiento, la compañía ha desarrollado una sólida relación con organismos multilaterales de crédito (BID | Invest, DFC), fue admitida al Régimen de Oferta Pública en el mercado de capitales de Argentina en diciembre de 2017, y mantiene relación con bancos internacionales y de capital nacional. En el año 2019 se convirtió en la primera compañía privada en Argentina en emitir un Bono Verde, mediante el re-etiquetamiento de un Bono emitido en el año 2017. En el año 2021 se convirtió en la primera compañía privada en Argentina en emitir un Bono Sostenible (verde y social). 

https://www.plazalogistica.com.ar/ 

Acerca de Genneia  

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias y destacándose este logro como un hito nunca visto en el país.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. Asimismo, la empresa avanza en la construcción del parque solar en Malargüe, con una capacidad de 90 MW, y está iniciando la construcción del parque solar Anchoris, con una capacidad de 180 MW. Genneia cuenta con 220 MW de capacidad instalada en sus parques solares operativos, distribuidos en tres parques que suman un total de 520,000 paneles solares.

www.genneia.com.ar

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Goldwind y GRI amplían su acuerdo de cooperación para nuevos proyectos de energía eólica en Argentina.

La firma del acuerdo con GRI Renewable Industries, canalizado a través de GRI Calviño Towers Argentina SA, se realiza en el marco de la política de localización de Goldwind Argentina.

Esta semana, el staff de Goldwind Argentina, vistió la fábrica de GRI Renewable Industries en Sevilla, España, y amplió el acuerdo de cooperación en pos de ofrecer mejores condiciones al mercado argentino, disminuir los costos y tiempos de traslado, y reducir la huella de carbono del transporte marítimo internacional.

“Estamos trabajando activamente en la implementación de estrategias de inteligencia industrial, que se materializan en localización de parte de nuestra producción en combinación con la tecnología de punta de nuestras turbinas producidas en China. Todo esto nos dan una ventaja competitiva inigualable en el mercado argentino, afirmó Fernado Errea, Gerente de Ventas de Goldwind.

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El lanzamiento de la licitación PEG-5 mantiene expectante a todo el sector energético de Guatemala. Y las energías renovables buscarán demostrar su competitividad en esta convocatoria que se prevé que será la más grande de la historia del mercado guatemalteco con un requerimiento en el orden de los 1200 MW.

En la antesala de este proceso, Energía Estratégica contactó a Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía, para conocer su lectura sobre los riesgos y desafíos que enfrentan los proponentes que se preparan para ofertar con proyectos fotovoltaicos.

“Va a haber una sobreoferta de proyectos solares en Guatemala y esto significa que habrá una guerra de precios. Si quieres competir y ganar la licitación vas a tener que competir en precio, entonces cada centavo cuenta porque vas a competir con muchísima más gente”, introdujo el analista consultado.

Aquello no sería nuevo. El año pasado se observó una sobreoferta de equipos solares a nivel mundial, incluida una disminución significativa en el precio del polisilicio, que ha llevado a una reducción de hasta el 50% en los costos de los productos solares. Sin embargo, Sergio Herrarte advirtió que esta reducción en el CAPEX de los proyectos debe ser interpretada con cautela debido a los costos adicionales que se presentan al momento de implementar los proyectos en Guatemala.

«Esta sobreoferta definitivamente va a ir acompañada de una sobredemanda y eso lo vamos a ver reflejado en la PEG-5», comentó Herrarte.

Siguiendo con su análisis, aunque los productos solares pueden ser adquiridos a precios reducidos, la competencia en el mercado nacional se torna cada vez más intensa, y la capacidad de transmisión de energía es limitada. Esto significa que los desarrolladores deben ser extremadamente precisos al seleccionar las ubicaciones para sus proyectos, considerando no solo la disponibilidad del recurso solar, sino también los costos de arrendamiento de tierras y conexión al sistema nacional de transmisión.

Los costos hundidos, aquellos que no se consideran inicialmente, como el arrendamiento de tierras, han adquirido mayor relevancia. «El costo de arrendamiento creo que va a subir muchísimo para proyectos solares y eólicos», afirmó Herrarte.

En un mercado mayorista tan maduro como el guatemalteco, los márgenes de beneficio se podrían reducir aún más en estas tecnologías variables debido a la necesidad de competir no solo en precios de energía, sino también en la capacidad de ofrecer potencia firme. No obstante, la reciente aprobación de la regulación de almacenamiento añadiría más certeza a los proyectos renovables de cómo competir.

«La regulación de baterías logró que eso se desenmarañara», comentó el analista y explicó que, aunque implicará costos iniciales más altos, aquellos que quieran ofertar potencia firme además de la energía de las fuentes solares y eólicas variables podrán hacerlo mediante la subcontratación de potencia o la instalación de baterías de respaldo.

Impacto en los PPA y la competencia de precios

La competencia de precios está a la orden del día. La tendencia global hacia PPAs más económicos podría aplicar en el escenario guatemalteco. Al respecto, Herrarte advierte sobre la «canibalización» de precios que podría darse y que algunos proyectos solares oferten precios extremadamente bajos, posiblemente insostenibles a largo plazo.

Algo de esto ya se vio en la PEG-4. Desde la óptica del analista consultado, “puede ser que la PEG 4 haya sido una un preámbulo de algo que puede suceder ahora del mediano plazo en la PEG 5, donde haya proponentes que lleguen a ofertar hasta 100% menos el precio del kilovatio hora que oferta la media”. Este fenómeno generaría preocupación sobre la viabilidad de los proyectos y la capacidad de los oferentes para cumplir con sus compromisos financieros y operativos.

Un dato no menor es que aquella competencia agresiva en precios, impulsada por la sobreoferta de proyectos solares, podría llevar a una reducción significativa en los márgenes de beneficio, haciendo que cada centavo cuente en las proyecciones financieras. «Hay buenas noticias a nivel internacional para proyectos solares, pero tenemos que traerle a la realidad nacional», subrayó Herrarte, enfatizando la necesidad de considerar los riesgos específicos del ecosistema guatemalteco.

Para evitar que la PEG-5 se convierta en un escenario de especulación y grandes fracasos, Herrarte sugirió que la capacidad de transmisión de energía se incremente urgentemente. «El sistema debe ser capaz de absorber proyectos», sostuvo, destacando la importancia de una acción pública que mejore la infraestructura de transmisión en el país.

Si bien Herrarte mencionó que las políticas públicas actuales en Guatemala han sido efectivas para mantener una oferta energética constante durante la reciente crisis energética en la región, se refirió a mejorar la planificación y capacidad de respuesta ante las nuevas necesidades del mercado.

“Creo que tenemos que idear una forma en la que la transmisión se mueva al mismo ritmo de la demanda como lo ha hecho la generación. Creo que eso puede ser una solución para ir mitigando los riesgos que puede traer este aumento en la demanda que también es importante”, argumentó.

Un sistema de transmisión más amplio permitiría una mayor cantidad de oferentes con capacidad de maniobra, reduciendo la especulación y promoviendo una competencia más saludable basada en la capacidad real de los proyectos.

“Si abrís más la capacidad de recepción de energía, va a haber más oferentes y los especuladores van a entender que no tienen que especular para ganar, sino que va a ganar la oferta con el proyecto sostenible más competitivo”, concluyó Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía.

De esta manera, la licitación PEG-5 en Guatemala presenta un escenario desafiante pero con grandes oportunidades para los desarrolladores de proyectos. En el caso de la energía solar, la sobreoferta de tecnología, la competencia agresiva en precios, los costos hundidos a considerar y aquellos retos relacionados con la transmisión y el almacenamiento, configuran un panorama complejo que requerirá ser más minuciosos y creativos en las proyecciones financieras para mitigar los riesgos.

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México se encuentra en una etapa de transición de gobierno que generaría mucha expectativa al inversionista. Más aún considerando que en el último año, empresas internacionales habrían volteado a ver al país para relocalizar parte de sus actividades productivas.

Durante una reciente entrevista en el marco del Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Armando Muñoz Gil LaMadrid, director general para México, Centroamérica y el Caribe de Canadian Solar, se refirió a estos temas compartiendo su lectura del momento que atraviesa el mercado y las oportunidades que se abrirían para la energía solar fotovoltaica.

“Al famoso nearshoring no lo detiene nadie”, aseguró Muñoz, en relación a que ni el gobierno actual ni los próximos podrían anteponerse a la ola de relocalización de empresas.

Desde la óptica del director para el norte de Latinoamérica de Canadian Solar, los nuevos actores llegarían con un mandato de sus casas matrices y “una presión internacional muy fuerte” para cumplir con metas de sostenibilidad frente al cambio climático y eso podría requerir de una rápida respuesta del sector fotovoltaico para asegurar un suministro eléctrico limpio renovable a las nuevas industrias.

“Hay un fuerte impulso del nearshoring que está viniendo a México y eso lo tenemos que aprovechar porque esas oportunidades se dan una vez cada 10 años. Hay que aprovecharlo, hay que capitalizarlo”, expresó Armando Muñoz indicando que este sería un primer driver para el mercado fotovoltaico mexicano.

Un segundo driver estaría dado por la conveniencia económica de optar por alternativas de generación sostenibles: “los precios bajos definitivamente van a impulsar mucho los nuevos desarrollos”, consideró Muñoz.

Y añadió: “yo creo que unos precios bajos deja más que claro que la energía solar es la energía más rentable o más viable al día de hoy”.

De allí, consideró que a los desarrolladores les hace todo el sentido apostar por nuevos proyectos de generación fotovoltaica. Ahora bien, también puso sobre la mesa de debate que los fabricantes enfrentan presiones para ser competitivos, a la vez de obtener volumen y profitability, complejizando el escenario para los tecnólogos.

Canadian Solar, empresa que desde el año 2013 está operativa en México apostando a un equipo local, ha desplegado una estrategia de negocios contemplando aquellas variables del mercado para atender a los tres segmentos de mercado residencial, comercial-industrial y utility. Y en la actualidad, vistas las oportunidades de desplegar nuevas instalaciones en industrias, están destinando más esfuerzos al mercado de generación distribuida con una oferta diversa que incluye además de módulos fotovoltaicos, inversores y baterías, posicionándose como un aliado clave para nuevas instalaciones fotovoltaicas en México.

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El sector político y energético de Bolivia propone elaborar un nuevo marco normativo para promover la transición energética y la adopción de nuevas tecnologías y servicios, tras la implementación de varios decretos en la materia a lo largo de los últimos años. 

Tal es así que desde el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) brindaron una serie de recomendaciones al sector político y energético de Bolivia sobre los elementos claves a tener en cuenta de la normativa para que se promueva el cambio de la matriz de generación.

“La nueva normativa debería ser flexible a la incorporación de nuevas tecnologías (…) A la par de ser flexible en cuanto aceptar y corregir errores, porque estamos en una etapa de desarrollo en la cual pueden suceder elementos que no resulten lo esperado”, apuntó Juan Ríos, especialista de la Comunidad Andina de Fomento y ejecutivo principal en la dirección de transporte y energías del CAF.

“Por otro lado, debe estar abierta a que participen todos los sectores involucrados y que, desde el punto de vista tarifario, debe permitir revisiones y adecuaciones; como también consideraciones impositivas para facilitar la entrada e integración de nuevas tecnologías y el desarrollo de aquellos vectores que se consideren importantes”, agregó durante un foro. 

Cabe recordar que el país no posee una ley meramente de impulso a las energías verdes, sino que en su ley N°300 (Marco de la Madre Tierra y Desarrollo Integral para Vivir Bien) en la cual se establece el cambio paulatino de combustibles líquidos por gas natural y el “incremento gradual” de las renovables.

Mientras que, entre el 2021 y 2022, la actual gestión de gobierno lanzó los Decretos Supremo N°4539 y N°4794, a fin de brindar incentivos tributarios para soluciones vinculadas a las energías limpias y la movilidad eléctrica; y para permitirle al sector industrial cambiar la fuente de alimentación eléctrica y migrar al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Además, Juan Ríos apuntó a la importancia de implementar mecanismos como subastas abiertas que no sean discriminatorias en cuanto a tecnologías para garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico, la seguridad del suministro, tarifas equitativas y la reducción del consumo de combustibles fósiles.

Herramienta que podría tomar mayor forma si realmente el país avanza con el plan de expansión del SIN para lograr una mayor participación de energías verdes que recientemente dio a conocer la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) y que plantea la suma de aproximadamente 4670 MW renovables hacia el 2050. 

“Debe ser una normativa realista, con la consideración de temas ambientales desde todas las ópticas, que esté ajustada a alcances medibles que no afecten el desarrollo productivo. Y en el corto y mediano plazo, el país debería enfocarse en que la normativa contenga la parte reglamentaria respecto al almacenamiento de energía, en cuanto a operatividad, tarifas, cómo funcionarán las baterías y esquemas de bombeo”, subrayó. 

“También se requiere una hoja de ruta de transición energética que implique una definición clara de las metas a conseguir, un consenso entre los actores participantes del sector, de la necesidad de proceder con la transformación y asegurar recursos económicos, tanto para el financiamiento de proyectos y para apoyar el desarrollo de los elementos de política pública y apoyo especializado”, añadió el ejecutivo principal del CAF.

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Con la presencia autoridades nacionales, regionales y locales, Generadora Metropolitana, empresa propiedad de AME y el grupo francés EDF, inauguró el proyecto CEME1, el parque fotovoltaico más grande de Chile.

Este parque, ubicado a siete kilómetros de María Elena, en la Región de Antofagasta, cuenta con 480 MW de capacidad instalada, más de 882 mil paneles solares fotovoltaicos y generará energía para más de 500 mil hogares.

“Hoy estamos orgullosos de inaugurar el parque fotovoltaico más grande de Chile, el cual inyectará energía limpia y eficiente al Sistema Eléctrico Nacional. CEME1 es un proyecto ambicioso y visionario, ya que no sólo se impone por su capacidad, sino también por su tecnología y eficiencia”, dijo Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana.

En esa línea, el ejecutivo explicó que CEME1 se distingue por su innovador uso del suelo, logrando una mayor potencia por hectárea gracias a su estructura fija con módulos orientados al este y al oeste. Dicha característica no solo maximiza la eficiencia, sino que también representa un uso más sostenible y responsable del espacio.

En cuanto a eficiencia en el uso del agua, Hollweck detalló que, gracias a la robotización de los procesos de limpieza de los paneles, “hemos logrado reducir el consumo de agua hasta un 90% en comparación con proyectos similares. Esta innovación no solo es un avance tecnológico, sino también un compromiso con la preservación de nuestros recursos naturales”.

El ministro de Energía, Diego Pardow, destacó que “en Chile hemos sido capaces de construir políticas de Estado que entregan certezas a los inversionistas para que este tipo de proyectos siga concretándose. La inauguración del proyecto fotovoltaico CEME1 es un paso más para que nuestro sistema eléctrico deje de depender de los combustibles fósiles y avancemos hacia la descarbonización de nuestra matriz energética”.

En tanto, el CEO de EDF Chile, Joan Leal, afirmó que “CEME1 es un hito para Chile y el Grupo EDF, al consolidar un portafolio de proyectos que apoyan la transición energética, en línea con los objetivos globales de carbono neutralidad del país y de la compañía. Este proyecto representa un logro no sólo para EDF, sino para Generadora Metropolitana, cuyo equipo hizo un gran trabajo en términos de planificación y ejecución”.

“Con este proyecto Generadora Metropolitana ha logrado consolidarse como un actor relevante en el mercado chileno lo que, junto a la diversificación de sus proyectos, permitirán que la empresa afronte los desafíos de la transición energética de una manera segura y sostenible en el tiempo”, dijo el presidente de AME, César Norton.

Generadora Metropolitana iniciará próximamente la instalación de más de 1,7GWh de baterías, lo que permitirá almacenar la energía producida. Esto incrementará la eficiencia del parque, proporcionando un suministro más constante y fiable de energía renovable.

Generadora Metropolitana

Generadora Metropolitana, propiedad de la francesa EDF y la chilena AME, es una de las empresas de generación de energía eléctrica más grande de Chile. Cuenta con tres centrales de generación ubicadas en puntos estratégicos del Sistema Eléctrico Nacional y dos proyectos solares aprobados.

Generadora Metropolitana provee soluciones energéticas para mejorar la calidad de vida de las personas, con un fuerte foco en la responsabilidad ambiental, la seguridad, la innovación, el compromiso social y en sus colaboradores.

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De acuerdo a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Proinversión), las inversiones proyectadas para la generación de energías limpias en Arequipa superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es principalmente hidroeléctrica, y que los periodos de estiaje son cada vez son más severos por el cambio climático, muchos expertos esperan que compañías tanto nacionales como internacionales comiencen a invertir en proyectos solares y eólicos para cumplir con la demanda energética nacional en esa región, una de las zonas con mayor radiación solar en Perú.

No obstante, estos desarrollos deben ser acompañados por inversiones en infraestructura de transmisión y distribución cuya planificación debe ser aprobada previamente por los altos mandos.

En este contexto, en los últimos días se dio una buena noticia para el sector renovable: mediante la resolución ministerial Nº 261-2024-MINEM/DM, publicada en el diario oficial El Peruano, Acciona Energía Perú SAC, el mayor operador mundial en energías 100% limpias, recibió la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en el proyecto “Línea de Transmisión en 220 kV S.E. América – S.E. San José (Ampliación)”, ubicado en el distrito de La Joya, provincia y departamento de Arequipa.

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En el artículo 2 de la resolución ministerial, firmada por Julio Demartini, ministro de Desarrollo e Inclusión Social, y encargado del despacho del Ministerio de Energía y Minas, se detallan las características principales de los bienes indispensables para operar la concesión.

El proyecto entero tendrá una longitud de 9,8 km y se compone de 2 subestaciones S.E América y S.E San José (ampliación).

1) SE América: tendrá un patio de 33/220 kV de tipo intemperie y estará conformado por un un paño combinado de línea y transformación, el cual estará dedicado a lo siguiente:

Conexión del circuito de línea para evacuar la potencia recibida del parque fotovoltaico
Conexión del transformador elevador de 33/220 kV
El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

2) SE San José (ampliación): se proyecta la construcción de una nueva bahía, en la cual se implementará, entre otros, tres pararrayos de óxido de zinc, nueve transformadores de tensión monofásico capacitivo, dos trampas de onda 245 kV, un seccionador horizontal CPAT 245 KV, tres transformadores de corriente 245 kV, un interruptor de potencia unipolares con accionamiento uni-tripolar, seis transformadores de tensión cargables para servicios auxiliares 245 kV/0,38 KV y caseta de control. El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

Según trascendió, en junio, un consorcio liderado por Acciona Energía se adjudicó tres nuevos proyectos de concesión de transmisión de energía en el Perú, los cuales incluirán más de 400 kilómetros de líneas de transmisión, seis nuevas subestaciones y la modernización de seis subestaciones existentes, con una inversión estimada de US$337 millones (€315 millones).

Los proyectos beneficiarán a más de un millón de habitantes de las regiones de Ica y Arequipa, al sur del país, y facilitarán el desarrollo de más de 10GW de energía renovable en la zona.

Cabe destacar que días atrás, a través de la Resolución Nº 204-2024-MINEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas también otorgó a favor de Majes Sol de Verano SAC la concesión definitiva para desarrollar una línea de transmisión de energía solar, en el distrito de Majes, provincia de Caylloma y departamento de Arequipa.

El proyecto consiste en la construcción de la «Línea de Transmisión en 138 kV S.E. Sol de Verano I – S.E. Majes», la cual transportará la energía eléctrica generada por la futura “Central Solar Fotovoltaica Sol de Verano I” hacia el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN).

De esta forma, se están otorgando los permisos correspondientes para que las inversiones en Arquipa crezcan a pasos agigantados.  Esto no solo es una oportunidad para diversificar la matriz energética del Perú, sino también una estrategia clave para generar empleo, impulsar la economía local y mejorar la calidad de vida de las comunidades.

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Sunwise Software Inc., líder en soluciones de software para la industria solar y de almacenamiento, se complace en anunciar el lanzamiento de LISA Energy, un innovador producto impulsado por la tecnología de Sunwise. LISA Energy representa un cambio significativo en la forma en que los consumidores y empresas gestionan sus recibos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), ofreciendo una solución digital avanzada que simplifica y optimiza el acceso a la información energética.

Sobre LISA Energy

LISA Energy es una innovadora plataforma digital que facilita la gestión y descarga de recibos de CFE, centralizando información energética y proporcionando herramientas avanzadas para la optimización del consumo eléctrico. Impulsada por la tecnología de Sunwise, LISA Energy busca transformar la forma en que los usuarios acceden y gestionan su información energética.

LISA Energy permite a los usuarios obtener su historial de recibos y organizar toda la información sobre su consumo eléctrico de manera clara y accesible.

 Mejora en proyectos de energía solar y almacenamiento con datos rápidos y confiables.
 Ahorro de costos mediante una gestión automatizada.
 Centralización de las múltiples propiedades en un solo lugar.
 Conexión a través de un portal intuitivo o APIs fáciles de usar.
 Programación de descarga automática de recibos para un servicio posventa eficiente.

Innovación y Calidad

«Nuestro equipo está comprometido con la creación de soluciones innovadoras que redefinen el panorama energético en México y LATAM,» comenta Arturo Duhart, CEO de Sunwise Software Inc.

Invitamos a todos los interesados a conocer más sobre LISA Energy y descubrir cómo esta herramienta puede transformar la gestión de su energía. Para obtener más detalles sobre LISA Energy y sus beneficios, visita https://www.lisaenergy.com

Acerca de Sunwise Software Inc.

Sunwise Software Inc. es una empresa líder en soluciones de software para energía solar y almacenamiento. Con un enfoque en la innovación y la calidad, Sunwise proporciona herramientas avanzadas para optimizar y profesionalizar las actividades de los integradores solares.

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Elecnor se ha adjudicado recientemente en México un contrato para la ingeniería, suministro y construcción del parque eólico Cimarrón de cerca de 320 MW, ubicado en La Rumorosa y en el municipio de Tecate, Baja California.

El proyecto, que actualmente se encuentra en proceso de construcción, está promovido por Sempra Infraestructrura, empresa líder de infraestructuras energéticas en Norteamérica que opera más de 1.500 MW de energías limpias en México. El parque eólico Cimarrón cuenta ya con un acuerdo de compra de energía por 20 años con Silicon Valley Power para suministrar energía renovable a largo plazo a la ciudad de Santa Clara, California.

El parque eólico, con 64 aerogeneradores de tecnología Vestas será uno de los proyectos eólicos más grandes de todo México, el cual consta además de 70 Km de viales, 45 Km de redes de Media Tensión, 30 Km de línea de transmisión en 230 kV y una subestación elevadora.

El proyecto suministrará energía limpia equivalente al consumo de más de 84.000 hogares de California, y contribuirá a la reducción de las emisiones de C02 en más de 200.000 toneladas por año. Se espera que la construcción de este nuevo parque genere más de 2.000 empleos directos e indirectos.

Está previsto que el parque eólico Cimarrón comience a generar energía a finales de 2025.

Este parque eólico sería el tercero que Elecnor construye en el país, posicionándose así como empresa de referencia en este tipo de proyectos.

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Desde Ovejas, Sucre, municipio PDET ubicado en los Montes de María, el ministro de Minas y Energía inauguró las Comunidades Energéticas número 27 y 28, en el marco de las acciones que lidera para impulsar la Transición Energética Justa en el país.

Se trata de la Comunidad Energética del Corregimiento de Canutal y la Comunidad Energética de la vereda El Palmar.

Comunidad Energética Canutal

Desde el Ministerio de Minas y Energía, en articulación con Hocol, del grupo Ecopetrol, se impulsó la consolidación de la primera Comunidad Energética en el corregimiento de Canutal en Ovejas, Sucre. En esta comunidad existen 4 soluciones fotovoltaicas activas y funcionando, ubicadas en el colegio, el puesto de salud, el salón comunal y el acueducto.

El prototipo de solución energética fotovoltaico pudo ponerse en marcha gracias a la inversión de $730 millones por parte de Hocol.

Desde el Ministerio se implementó durante mayo y junio la Escuela de la Transición Energética Justa (TEJ) para fortalecer las capacidades de las comunidades y darles gobernanza sobre el proyecto, con participación participaron alrededor de 100 personas de la comunidad.

Es así como los activos son propiedad de la Junta de Acción Comunal (JAC) de Canutal. La capacidad instalada sumada de las 4 soluciones es de 47.25 KW y su inversión $729.920.507, beneficiando a 700 personas, las cuales componen 400 hogares del corregimiento, que ahora podrán resolver necesidades de refrigeración, www.minenergia.gov.co iluminación y energía, entre otras, activando la vida económica, social, educativa y cotidiana en el municipio.

Comunidad Energética Educativa del colegio público

El Palmar de la vereda El Palmar: El colegio El Palmar se ha convertido en Comunidad Energética Educativa, con la implementación de un proyecto de biococción que consiste en la sustitución de estufas de leña por estufas de biogás.

El objetivo es que la comunidad aproveche los residuos orgánicos de la cocción de alimentos y las aguas residuales de los baños para la producción de gas que necesitan para cocinar. La solución tecnológica instalada fue biogás, con una potencia de 0,34 metros cúbicos y una inversión aproximada de $ 58 millones, con recursos provenientes del FENOGE.

Esta Comunidad Energética Educativa beneficia a 262 personas. “Destacamos la participación de las empresas estatales como Hocol y Ecopetrol en esta estrategia, que marca un hito para la Transición Energética Justa”, concluyó el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, durante la inauguración, e insistió en que las comunidades energéticas son un mecanismo sostenible, seguro y eficaz de cara a la transición.

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El Global Solar Council (GSC) estuvo presente en la XVII edición del SNEC PV Photovoltaic Power Conference & Exhibition, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China semanas atrás. 

Bajo ese contexto, Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del Global Solar Council, analizó las tendencias, retos y oportunidades que se avecinan para el crecimiento fotovoltaico. 

Por lo que uno de los principales puntos que remarcó en conversación con Energía Estratégica está vinculado a las series de aranceles impositivos que establecieron ciertos países por productos y soluciones fabricadas en otros territorios del planeta. 

“Por ejemplo, Joe Biden (presidente de Estados Unidos) aumentó el arancel de los módulos solares de otros países al 50% y se espera una suerte de repaliación en exportaciones, sumado a que la Unión Europea también puso barreras comerciales a la movilidad eléctrica de China. Hecho que genera que nazcan proyectos de fábricas en otros lugares del mundo que no sean en Asia en general”, sostuvo. 

“Ahora comienzan proyectos de plantas significativas de producción en otros países por la vulnerabilidad que se ve desde occidente de un eventual conflicto en el suministro de componentes, principalmente módulos e inversores fotovoltaicos”, agregó. 

Este hecho podría desencadenar la alza en el precio de ese tipo de soluciones en el mediano plazo, debido al establecimiento de barreras arancelarias y paraarancelarias entre los países enfrentados comercialmente. 

Por lo que desde el Global Solar Council buscan generar diálogos para evitar barreras entre mercados y potenciar producciones locales con incentivos. Es decir, evitar que se rompa la colaboración internacional y no existan conflictos para el avance del sector solar.

“El rol del Global Solar Council 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”, subrayó Marcelo Álvarez, quien fue reconocido en SNEC por su vasta trayectoria en el sector solar. 

¿Qué otras tendencias se observan?

Más allá del aumento de eficiencia de los módulos, en general con tecnología N-Type y de más de 600 W de potencia, el integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC destacó que hay más oferta para el segmento agrovoltaico y de sistemas de almacenamiento de energía. 

“La discusión es tecnológica y de precios, quién provee la tecnología y la electrónica de control, considerando que muchos proveedores ofrecen soluciones integradas. En fase comercial aún se venden baterías de litio, pero avanza significativamente sodio para baterías estacionarias grandes proyectos; aunque no habrá un ganador único o una tecnología reemplazará a la otra”, aludió en cuanto al storage.

“Mientras que en agrovoltaica cada vez se tiende más a cultivos caros, que la separación de los módulos permita optimizar la arquitectura solar y sea repagada por la actividad del suelo. Por ejemplo, en Argentina puede ser para frutos rojos, vid, legumbres, hortalizas y más productos que se pueden producir con agrovoltaica periurbana, con puntos de conexión muy cercanos”, añadió. 

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El pasado 15 de noviembre, el Gobierno Nacional posesionó a Ómar Prías como comisionado experto de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) ante el actual ministro de Energía y Minas, Andrés Camacho. Sin embargo, el viernes pasado, en el marco de la crisis institucional que atraviesa el gobierno,  la Sección Quinta del Consejo de Estado anuló su nombramiento como director ejecutivo por no cumplir con los requisitos.

En efecto, el Consejo presentó una demanda determinando que Prías no cuenta con la experiencia requerida para el cargo de comisionado de la CREG por lo que la institución queda con un solo integrante en propiedad.

En concreto, declaró que el funcionario “no cumple con el criterio reputacional, así como tampoco con las condiciones de experiencia en cargos de responsabilidad o consultoría y asesoría”.

Y agregó: “Es claro que pese a que el señor Omar Prías ostenta varios años de experiencia profesional en el sector público y privado, su hoja de vida no es lo suficientemente acreditada”.

En síntesis, en la demanda presentada por Germán Lozano Villegas, se detalló que los expertos comisionados deben «contar con una reconocida preparación y experiencia técnica, en el área energética y haber desempeñado cargos de responsabilidad en entidades públicas o privadas del sector energético, nacional o internacional, por un periodo superior a seis años; o haberse desempeñado como consultor o asesor por un periodo igual o superior».

Perfil de Omar Prías

Ingeniero eléctrico recibido en la Universidad Nacional de Colombia, cuenta con una especialización en gerencia de Tecnología de la Escuela de Administración de Negocios (EAN) y con una maestría en eficiencia energética de la Universidad de La Habana.

Fue asesor y consultor de gestión Organización de las Naciones Unidas para el desarrollo industrial (2014 a 2018).

Previamente, trabajó en el Ministerio de Minas; en la Cámara de Comercio, el Centro Internacional de Física; en el Acueducto, Agua y Alcantarillado de Bogotá y Colciencias y en la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) como asesor. Además,se desempeñó como docente de posgrado en ingeniería, arquitectura y urbanismo.

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De acuerdo al ranking 2023 de EY, Perú se ha consolidado como el quinto país más atractivo de América Latina para invertir en energías renovables.

En este marco, Amara Net Zero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, desembarcó en el país en pos de convertirse en un aliado estratégico  en la distribución de equipos solares, ofreciendo las mejores marcas de la industria y un servicio de calidad.

En exclusiva con Energía Estratégica, Rolando Garay, Country Manager Perú en Amara Net Zero habló de cómo viene creciendo la compañía y reveló ambiciosos objetivos por delante.

“A pesar de que la firma es actor nuevo en el mercado peruano, lleva 67 años de existencia a nivel global y en 2023 logró una facturación anual superior a mil millones de dólares. De esta forma, se convierte en un partner potente en el suministro de equipamiento fotovoltaico en 18 países. Con toda esa energía venimos a Perú, a consolidar nuestra presencia con un despliegue comercial y logístico en la zona norte, centro y sur del país”, explica.

Y agrega: “Debido a la considerable baja de los costos de paneles solares el último año, el mercado solar de generación distribuida viene creciendo exponencialmente. Estimamos que se implementarán unos 60 MW este 2024 donde Amara espera tener una participación de al menos un 30% de market share”.

Por su parte, el ejecutivo asegura que el mercado de utility también está creciendo de la mano de más proyectos solares de cientos de MW en el sur del país.

A su vez, señala que el mercado de las instalaciones fotovoltaicas aisladas, principalmente en la selva, resulta muy atractivo para la compañía debido a que se están implementando microrredes fotovoltaicas, a través de inversión del gobierno, de 50, 100, 200 y hasta 500 KW.

En línea con su estrategia de venta, Amara NZero busca cambiar el mindset del integrador local al ofrecer una oferta complementaria y ágil hacia el cliente final. Según Garay, el integrador ya no tendrá que esperar los tiempos que demora una importación típica (2-3 meses) sino que tendrá el suministro de forma inmediata, acelerando considerablemente los tiempos que toma implementar un proyecto fotovoltaico.

Además, cuenta con acuerdos globales con los mayores fabricantes del mundo donde se establece una máxima competitividad en los costos y volúmenes de compra de paneles solares, inversores de red y otros, lo cual los convierte en una alternativa muy atractiva en los clientes integradores.

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El equipo de profesionales de Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ha estado realizando un análisis profundo sobre la configuración de una tarifa de excedentes para usuarios autoproductores durante todo este año.

Según comunicó la CREE a Energía Estratégica, han tenido un intercambio fluido con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para poder compensar la inyección de excedentes de la generación distribuida renovable en Honduras, que hasta el momento no tiene retribución alguna.

El sector privado está siguiendo este proceso de cerca. De hecho, el Directorio de Comisionados y el departamento de Tarifas, recibieron a la Alianza de Autoproducción con Energía Solar en Honduras (APROSOL) -antes Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH)– el 1 de febrero del 2024, para discutir sobre el avance en la aprobación de la tarifa de remuneración de excedentes a los autoproductores.

En atención al interés de la empresa privada y la ciudadanía en que se logren definiciones consensuadas, Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, anticipó: “Se está evaluando una audiencia pública y su posterior aprobación para que en este tercer trimestre del año tengamos ya una tarifa de autoproductores monómica”.

De acuerdo al artículo 29 de la tarifa de usuarios autoproductores esta debe ser binómica. Sin embargo, tras reuniones con la ENEE se dio forma a un esquema con tarifa provisional monómica.

Esta es una cuestión que se podrá discutir en el marco de la audiencia pública donde se prevé recabar todas las opiniones de las empresas privadas, que si bien no son necesariamente vinculantes, sí pueden contribuir desde el punto de vista técnico económico a la iniciativa.

Desde el organismo regulador proyectan que con esta medida se avecine un boom de instalaciones en el segmento de generación distribuida residencial, comercial e industrial.

“Este pago de las inversiones vía tarifa, les va a repercutir en el apalancamiento de sus proyectos, obviamente. Ahora, no se está pagando esa inyección de los autoproductores al sistema de distribución pero sí ya con tarifas se va a dar crédito y, de esa manera, con los créditos van a apalancar sus inversiones”, confió el comisionado Flores.

Y auguró: “Nosotros esperamos que aparte de lo que ya está instalado en el sector residencial y comercial así como en el industrial, se va a venir un boom de instalaciones”.

Según reporta la CNEE tras un reciente proceso de fiscalización, a la fecha existen 503 usuarios autoproductores registrados ante la ENEE y el total de energía inyectada al sistema interconectado nacional por parte de dichos usuarios equivale a 105.40 GWh.

Ahora bien, no se cuenta con una base de datos de usuarios autoproductores con el nivel de detalle que exige la normativa aplicable; por lo que se advierte que la empresa distribuidora deberá aplicar mejoras a los procedimientos para la gestión de usuarios autoproductores próximamente para dar lugar a la implementación de una nueva tarifa monómica provisional por excedentes.

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Santander Chile y Solarity, anunciaron una nueva línea de financiamiento de USD 50.000.000 para la construcción de nuevas plantas solares por parte de la empresa chilena que tiene diez años de experiencia en generación distribuida. 

“El financiamiento va 100% para inversión de Solarity en fotovoltaica para nuestros clientes. Es un apalancamiento para seguir invirtiendo y creciendo, siendo Santander Chile el socio estratégico que ayuda a financiar el crecimiento en activos, en la construcción de más plantas solares”, explicó Horacio Melo, gerente general y cofundador de Solarity, en conversación con Energía Estratégica.

“Es una gran noticia porque mantiene el impulso y velocidad en plantas solares, sumado a que acompañado el financiamiento y la alianza con Santander es un compromiso mayor de querer contribuir a descarbonizar la matriz y tener un planeta más sostenible”, agregó. 

Cabe recordar que la empresa chilena de generación distribuida, adquirida en 2021 por la firma canadiense Brookfield Renewable, ofrece soluciones a medida de generación distribuida para el sector comercial, industrial y agrícola, en pos de reducir las facturas energéticas y las emisiones de gases de efecto invernadero de la matriz. 

Soluciones que van desde instalaciones en techos, suelo, estacionamientos (carports) e incluso sobre el agua, como es el caso de la ubicada en Quilamuta, Región de O’Higgins, siendo la planta solar fotovoltaica flotante más grande del cono sur.

Tal es así que Solarity cuenta con más de 170 plantas en funcionamiento en todo Chile, que totalizan alrededor de 90000 paneles solares instalados, los cuales ya generaron más de 100 GWh y evitaron más de 80000 toneladas de CO2. 

A lo que se debe agregar que esta no es la primera vez que ambas instituciones cerraron un acuerdo de colaboración, ya que a principios del 2023 lanzaron una colaboración por USD 25.000.000; por lo que, bajo la mirada de su gerente general y cofundador de Solarity, este nuevo convenio con Santander “marca un hito dentro de las etapas de crecimiento

“Para que el crecimiento ocurra, es sano que existan instituciones financieras de la talla de Santander interesados en apoyar este tipo de iniciativas y proyectos. Incluso nuestra empresa crece a una tasa muy atractiva, de aproximadamente 50% al año, por lo que la expectativa es invertir rápidamente el financiamiento dado”, afirmó Horacio Melo.

“Además, tenemos abiertas las conversaciones con Santander para seguir creciendo y buscando nuevas formas de financiamiento para ello”, manifestó dejando entrever posibilidades de más líneas para el futuro próximo en el país. 

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El segundo semestre del año 2024 inicia con buenas noticias para el sector energético renovable. En la primera semana del mes de julio, la Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó nuevas resoluciones recomendando a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la concesión definitiva de tres proyectos fotovoltaicos.

Se trata del Parque Solar Fotovoltaico El Güincho (75 MWp y 65 MWn) de SOCIEDAD AKUOPOWERSOL S.A.S., el Parque Solar Eco Sur (25.3 MWp y 20.125 MWn) de RAAS SOLAR S.R.L., y el Parque Fotovoltaico Integra Solar (13.7 MWp y 9.9 MWn) de Integra Power S.A.S.

El primero de estos, a ubicarse en el municipio San Antonio de Guerra (provincia de Santo Domingo) incluye un sistema de almacenamiento por baterías de hasta de 20.7 MW con capacidad de operar hasta cuatro horas, llegando a una energía de 82.8 MWh.

El segundo, que se ubicará en el Distrito municipal la Victoria, dentro del municipio Santo Domingo Norte, provincia Santo Domingo, se trata de una nueva iniciativa impulsada por la peticionaria RAAS SOLAR, que ya acumula más expertise tras la concesión obtenida en su parque solar Eco Norte de 7.5 MWp el año pasado.

Y la tercera, contará con obras a localizarse en la sección El Toro, distrito municipal Hato Viejo, municipio Santo Antonio de Guerra, provincia Santo Domingo.

En total, estos proyectos sumarían una capacidad instalada de 114 MWp y 95,02 MWn, con una vida útil a concesionar de 25 años, de acuerdo con las resoluciones emitidas por la SIE. De obtener también el visto bueno de la CNE, podrían sumarse al grupo de proyectos que obtengan contratos durante este año.

De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas de República Dominicana al cierre del 2023 se registraban 1,126.25 MW de capacidad renovable instalada, que representaría un crecimiento de más del 103 % en los últimos tres años.

Aquello no sería todo. Actualmente, se estarían construyendo más de 1,300 MW en proyectos fotovoltaicos para ser interconectados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), demostrando una voluntad de actores públicos y privados para viabilizar nuevos proyectos en República Dominicana.

En buena parte, estas cifras favorables para el sector energético renovable  merecen al ritmo de aprobación de concesiones para proyectos energéticos de los últimos años. Sin ir demasiado lejos, en el primer semestre del año, fueron 30 los proyectos con trámite favorable en la CNE; de los cuales, 8 obtuvieron concesiones definitivas y 22 avanzan con provisionales. Y entre aquellos con concesiones definitivas, 6 fueron proyectos fotovoltaicos a los que se les recomendó la suscripción de contratos a 25 años para un total de 647,48 MW.

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Telener 360, empresa de ingeniería para el sector eléctrico y de telecomunicaciones, se destaca en el ámbito de las energías renovables por su especialización en la proyección de torres de recurso eólico y de torres meteorológicas, así como la distribución de equipos LiDAR y monitoreo de aerogeneradores a través de esos sistemas.

De allí que su equipo de profesionales, que trabajaron en proyectos desde Estados Unidos hasta Chile, sean reconocidos como expertos en medición del recurso y optimización de la producción eólica en todo el continente.

En la región del Caribe en especial, la empresa acumula experiencia y participación activa en mercados como el dominicano y puertorriqueño, llegando a reflexiones muy importantes sobre el potencial no explorado en las islas por algunos riesgos climáticos y topográficos que se anteponen a la factibilidad de los proyectos, y porqué Telener 360 sí ha podido hacerlo.

«Al colocar una torre meteorológica en la cresta de una montaña, se generan esfuerzos considerablemente mayores debido al factor topográfico. Por ejemplo, una torre ordinaria de 120 a 140 metros requiere una masa un 30-35% más pesada en comparación con torres en terreno plano, y los esfuerzos en las riendas y retenidas son hasta un 200% mayores», introdujo Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Rafael Ordóñez insistió en que la turbulencia en las zonas montañosas de las islas presenta un desafío importante que hace que algunas inversiones tambaleen si es que no se cuenta con aliados en medición como Telener 360.

«Si bien hay vientos muy positivos y favorables, los costos asociados a desarrollar en esas zonas representan un factor de riesgo alto. Entonces sí, sí hay un equilibrio que hay que buscar, pero al final del camino hemos logrado implantar ya algunas torres en esas condiciones y creo que los proyectos van avanzando y seguramente habrá parques eólicos ahí», mencionó Ordóñez.

Otro reto clave aparecería en el monitoreo y la calidad de la data recolectada. En respuesta a aquello, Telener 360 tiene como objetivo un monitoreo que se enfoque en la disponibilidad, evitando la degradación de las mediciones y asegurando una correlación precisa. «Nuestro objetivo es proporcionar data de alta calidad para que empresas como UL puedan procesarla con mínimas incertidumbres», explicó Ordóñez durante el panel de debate de FES Caribe denominado “Las oportunidades de la energía eólica en la región”, del que también participaron referentes de UL, AES, Marsh y EGE Haina.

Para lograr esto, Ordóñez explicó que Telener 360 ha integrado diferentes Data Loggers y generan alertas cuando la correlación de los anemómetros a cierta altura sale de lo que es el parámetro que marca la norma, cuando el gradiente de la estabilidad atmosférica por la temperatura también se está viendo muy afectada, dando un indicador de que alguno de los dos está fallando mediante las herramientas que ya se usan vía Python.

Telener 360 también está innovando en la evaluación del recurso eólico marino y busca trasladar los principales hallazgos que tuvieron en la práctica en mar hacia las montañas. Por ejemplo, mencionó que  «en el mar, el LiDAR está en constante movimiento y a pesar de que tiene unas pendientes muy pronunciadas por el comportamiento propio del agua, la velocidad que está midiendo es muy correlacionada con una torre fija. Por ende ese algoritmo que estamos calculando para compensar y entender cómo se mueve el mar, si lo movemos como quien dice en tierra puedes modelar de una manera más ágil lo que es la montaña».

Visto aquello, a pesar de los numerosos desafíos, Telener 360 continúa avanzando en sus proyectos, destacando la importancia de la innovación y la adaptación a condiciones difíciles «De esa manera, podemos llegar a un punto donde el LiDAR por sí solo pueda ser una solución disruptiva que baje el costo significativamente en las campañas eólicas y sea un reto menos», concluyó Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360.

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El mundo financiero está al pendiente de las definiciones a las que llegue la tan esperada Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo de Honduras. Aquella, que se convocaría este año 2024 para contratar en el orden de 1500 MW, de acuerdo con declaraciones de Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Esta nueva licitación creo que ofrece una oportunidad para la ENEE de llamar y atraer al mercado nuevas tecnologías y una diversificación de matriz que es necesaria para nuestro sistema. Pero la ENEE tiene que estar consciente de las condiciones esperadas en el mercado para satisfacer con suficiente confort a la banca y a los inversores”, observó Alberto Dumas, socio fundador de Central American Capital Partners y director financiero de ESCO Honduras. 

En conversación con Energía Estratégica, este experto financiero con enfoque particular en proyectos de generación eléctrica advirtió que sería necesario que para próximos contratos se ofrezcan garantías de más alta calidad de las que se han ofrecido últimamente. 

“El mundo financiero estaría esperando una garantía más líquida para poder hacerle frente a los pagos del PPA si la ENEE se atrasa”, expresó el referente consultado que ha participado en la estructuración financiera de unos 500 MW en proyectos de diferentes tecnologías.

Es preciso recordar que en la última ola de inversión en nueva capacidad de generación que sucedió entre 2009 al 2016, las finanzas de la ENEE, ya se estaban deteriorando y la estatal eléctrica tuvo que gestionar con el Estado una garantía soberana para poder darle suficiente confort a los inversionistas y a los lenders que participaron en la mayoría de estas transacciones de poder cubrir con las obligaciones si la ENEE fallaba. Eso fue mediante un mecanismo llamado «Acuerdo de apoyo» y ese acuerdo de apoyo lo emitió la Secretaría de Finanzas (SEFIN). 

¿Qué otras alternativas se podrían impulsar? ¿Qué es lo que espera el sector privado? Desde la perspectiva de Dumas, se está a la expectativa del anuncio de un mecanismo de pago confiable y de calidad. 

“Hay muchas opciones de mecanismos que se pudieran utilizar, ya sea un fideicomiso, ya sea algún tipo de carta de crédito o algún tipo de mecanismo creado apoyado por la banca internacional, las SIFI o el Banco Central. Aún no se tiene claridad sobre cuál será ese mecanismo, pero ese es el nivel de confort que se está esperando. No se sabe si es una decisión ya tomada, pero es lo que está esperando el mundo financiero”, insistió. 

Respecto a lo que es la bancabilidad de los proyectos, el offtaker que en este caso sería la ENEE continúa atravesando un momento complicado debido a las pérdidas técnicas y no técnicas que repercute en sus finanzas. 

En tal sentido, además de estos mecanismos que dicen que esperan, desde la banca también esperan que se minimice el riesgo de la contraparte para tener una mayor certeza para financiar los nuevos proyectos de generación que puedan presentarse en este eventual convocatoria. 

“Todavía sí hay apetito de la banca, tanto de la banca local como regional, para poder participar en este tipo de proyectos. Pero generalmente lo que se espera es que entren mecanismos de financiamiento con recursos limitados o recursos fuera de proyecto por la calidad del offtaker”, planteó Dumas, y ejemplificó: 

“El tema es el siguiente, si la ENEE y los promotores que piensan participar en esta licitación esperan poder financiar estos proyectos por medio de project finance sin recurso, la calidad del offtaker deja mucho que desear (…) Y cuando menciono project finance sin recursos, me refiero a garantías fuera del proyecto, pero el equity siempre te lo va a exigir la banca, ya sea banca comercial o banca multilateral”. 

De esa manera, no está 100% descartada la posibilidad de que proyectos que eventualmente participen de la licitación por venir puedan acceder a project finance. Siguiendo con el análisis del especialista, además del offtaker también dependerá de la calidad del sponsor del proyecto con “suficiente experiencia y músculo financiero para poder financiar bajo las condiciones actuales de la ENEE”.

Respecto a las posibilidades de que ingrese financiamiento externo al país, Dumas indicó que bancas de desarrollo y Export Credit Agency de otros países sí han participado en operaciones recientes, pero subrayó que de cara a una posible licitación de 1500 MW se requeriría movilizar una mayor cantidad de recursos que se estima que pudiera llegar alrededor de 2.000 millones de dólares o más en inversiones. 

De allí, valoró como urgente enviar señales claras de cómo será la próxima licitación. Transparentar cuanto antes los Términos de Referencia sería una clave.

“Hoy en día estamos en una etapa en donde hay muchas cosas por en el aire, no se tiene todavía claridad de qué es lo que estaría pidiendo la ENEE. No se tiene claridad sobre las tecnologías permitidas, tamaños de proyectos, sitios de interconexión. Todo va a depender de los requerimientos técnicos de la ENEE, así como de los plazos y tecnologías que sean permitidas para esta licitación. 

Una vez clarificado eso. Debe haber una mayor coherencia y ofrecer una solución holística para poder darle confort a todo el universo de opciones de financiamiento desde las SIFI, Export Credit Agency y banca comercial, porque con 1500 MW estamos hablando de una cantidad sustancial para el tamaño de la economía de nuestro país”, cerró Alberto Dumas, socio fundador de Central American Capital Partners y director financiero de ESCO Honduras.  

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De acuerdo a las estimaciones de la Asociación de Energías Renovables (SER COLOMBIA), se esperan 35 nuevos proyectos entregando energía a diciembre del 2024 en comparación al 2023 y existen otros 44 en desarrollo que iniciarán construcción entre el segundo semestre 2024 y 2025.

Esa ola de inversiones refleja el interés del sector por diversificar la matriz en Colombia. No obstante, si el país quiere cumplir con los compromisos asumidos de avanzar en una transición energética justa, este no solo debe abordar los desafíos técnicos y económicos, sino que también considerar los aspectos sociales, laborales y ambientales, asegurando que el proceso sea inclusivo y equitativo para todos.

Bajo esta premisa, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó un informe (ver documento) sobre la transición energética justa desde un enfoque de género con perspectiva territorial e interseccional en el que aborda una serie de acciones cruciales para comprender las desigualdades de género en el contexto de los proyectos minero-energéticos y cómo estas pueden contribuir a subsanarlas.

De esta forma, a través de los siguientes 7 puntos, la UPME busca sentar las bases para lograr mayor inclusión de género en su misión institucional de descarbonizar la economía colombiana. Estos son:

1.Reconocimiento de las desigualdades de género y sus implicaciones territoriales:

A través de un enfoque transversal, es fundamental comprender cómo estas desigualdades se manifiestan en diferentes contextos territoriales. Esto implica realizar estudios detallados sobre las necesidades y capacidades de las comunidades en cada región, considerando factores como el acceso a recursos, la distribución del trabajo remunerado y no remunerado, y las dinámicas socioeconómicas locales.

2.Generación de oportunidades económicas y laborales para las mujeres:

De acuerdo al reporte, los proyectos de transición energética deben contar con medidas específicas para promover la participación económica y laboral de las mujeres en el sector minero-energético. Esto puede incluir programas de capacitación y formación profesional dirigidos a mujeres, políticas de igualdad salarial y oportunidades de ascenso, así como medidas para eliminar barreras de acceso al empleo.

«Dichas medidas son unos primeros pasos en un marco de acciones que deben apuntar a la creación de comunidades energéticas y distritos mineros que viabilicen la materialización de iniciativas económicas comunitarias y populares que contribuyan a la eliminación de las desigualdades de género generando empleos formales con salarios dignos que ayuden a las mujeres a obtener independencia económica en sus territorios», explica.

3.Promoción de la equidad de género en las comunidades:

Es crucial integrar la equidad de género en todas las etapas de los proyectos minero-energéticos, desde la planificación hasta la implementación y el monitoreo. Esto implica garantizar la participación activa y significativa de las mujeres en la toma de decisiones, así como la incorporación de criterios de género en la evaluación del impacto social y ambiental de los proyectos.

4.Abordaje de la interseccionalidad y las relaciones de dominación:

Según UPME, la perspectiva interseccional es fundamental para comprender las interacciones entre diferentes formas de discriminación y opresión, como el patriarcado, el racismo y el colonialismo. Los proyectos de transición energética deben tener en cuenta estas relaciones de dominación y trabajar activamente para mitigar sus impactos en las comunidades más vulnerables, incluyendo a las mujeres afrodescendientes, indígenas, LGBTIQ+ y otras minorías.

5.Investigación y recolección de datos desagregados por género

«Es necesario recopilar datos desagregados por género en todas las etapas de los proyectos minero-energéticos, con el fin de identificar las necesidades específicas de las mujeres y evaluar el impacto de las intervenciones en la equidad de género. Esto requiere la colaboración entre instituciones gubernamentales, organizaciones de la sociedad civil y el sector privado para garantizar la disponibilidad y accesibilidad de datos confiables y actualizados», señala el informe.

6.Promoción de políticas públicas con enfoque de género:

Se deben desarrollar e implementar políticas públicas con un enfoque de género en el sector minero-energético, en concordancia con los lineamientos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía. Estas políticas deben abordar de manera integral las necesidades y derechos de las mujeres en el ámbito laboral, económico, social y ambiental, y contar con mecanismos efectivos de monitoreo y evaluación.

7.Participación activa de las mujeres en la construcción de un futuro energético sostenible:

Finalmente, UPME reconoce la importancia de garantizar la participación activa y significativa de las mujeres en la construcción de un futuro energético sostenible y equitativo.

Y concluye: «Esto implica reconocer a las mujeres como agentes de cambio en sus comunidades, fomentar su liderazgo y capacidad de toma de decisiones, y valorar su contribución a la transformación de los sistemas energéticos».

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El 1 de octubre de 2024, asumirán nuevas autoridades de gobierno en los Estados Unidos Mexicanos. Claudia Sheinbaum, presidente electa de México, anticipó que en su gestión impulsaría el “Segundo Piso de la Cuarta Transformación” y, entre las personas de su gabinete que contribuirían a lograrlo estaría Luz Elena González Escobar, anunciada como próxima Secretaria Nacional de Energía.

¿Qué medidas de política pública energética ejecutarán? ¿Qué mecanismos y programas de fomento promoverán para las energías renovables? Son algunas de las preguntas que resuenan en los meses previos al inicio del nuevo sexenio.

“Hay mucha expectativa por el tema del cambio de gobierno. México seguirá siendo un mercado principal para el tema de energía. Hay mucha inversión llegando aquí y, obviamente, todos estamos interesados en saber qué va a pasar”, expresó Sergio Rodríguez Moncada, CTO de Solis para América Latina.

En una reciente entrevista en el marco de la primera edición de Future Energy Summit (FES) en México, el portavoz de Solis compartió su visión como fabricante líder de inversores del momento que atraviesa el mercado y de la oportunidad que se abre para recuperar el ritmo de incorporación de energía solar en el nuevo sexenio.

“Espero que podamos superar los 850 MW de capacidad instalada aquí en México en generación distribuida y que, con el cambio de gobierno, se den señales positivas de que los cambios regulatorios sean para mejor”, consideró.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) informó que en 2023 la capacidad total instalada en sistemas de generación de hasta 0.5 MW escaló a 3,361.69 MW; de los cuales, 3,339.31 MW corresponden a tecnología solar fotovoltaica y 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia (ver más).

Visto aquello, la proyección del portavoz de Solis demuestra una vez más el ánimo de la iniciativa privada por sostener una curva de crecimiento que permita superar récords de años precedentes en pos de contribuir a la maduración y competitividad del mercado.

No obstante desde el gobierno actual, mediante la Secretaría de Energía de México (SENER) se tendría una mirada más conservadora. De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) para el periodo 2024-2038, la SENER pronostica una capacidad instalada de 3,963 MW para la generación distribuida fotovoltaica este año 2024; es decir, un crecimiento de 624 MW.

Volviendo a la óptica del empresario fotovoltaico para que la curva siga en alza no solo este 2024 sino que se sostenga en el tiempo, sería preciso señales claras de que la política y regulación no impedirán su crecimiento durante este sexenio y que podrá evaluar alternativas que permitan una mayor penetración.

En tal sentido, Sergio Rodríguez trajo a colación la necesidad de volver a discutir sobre ampliar el límite de la generación distribuida como lo hacen otros mercados de la región.

“Cada año estamos creciendo un 20-30%, lo cual está muy bien. Creo que el mercado ya está bastante consolidado. A pesar de que tenemos una regulación un poco desactualizada con el límite de 499 kW, creo que es una regulación bastante noble porque permite la inyección a la red. O sea, tú tienes tu casa o tu negocio y puedes inyectar durante el día y recuperar de la noche el neteo. Es una política que ha ayudado a que el mercado crezca.

Sin embargo, creo que ya estamos en una etapa en la que 499 kW no representan ni el 1% del consumo de una empresa o de una industria. Ya es momento de poner sobre la mesa y analizar cómo en otros mercados, como el caso de Brasil y Chile, el límite de la generación distribuida ya está por arriba de los 3-5 MW. Si tuviéramos esto en México, el panorama sería completamente distinto, tendríamos bastante trabajo y, sobre todo, creo que nos ayudaría a acercarnos más a las metas del cambio climático y mitigar emisiones”, declaró en diálogo con Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica.

Y añadió: “En total, en México a nivel global de capacidad instalada, son 3.3 GW de generación distribuida gracias a la regulación actual. Ahora, imaginémonos que el límite de 499 kW se sube a 3-5 MW. El boom sería enorme”.

Por otro lado, en utility se refirió a la ola de inversiones solares fotovoltaicas motivadas por las tres primeras subastas y la conveniencia de los precios logrados para la competitividad del mercado. Lo cual, refleja -desde la perspectiva del fabricante- la conveniencia de regresar a esos mecanismos y «quitar el freno de mano» con nuevos proyectos de energías renovables privados.

“Fueron mecanismos del sexenio anterior originados de la reforma energética que hubo, en la que se atrajo mucha inversión. Realmente, todo el mundo estaba pensando en México. Llegamos a la tercera subasta con un costo de US$20 MWh en 2018. Sin embargo, cambió el sexenio y todo se puso en la congeladora. Desconocemos las razones, pero esperemos que en el cambio de sexenio, con las necesidades y la gran demanda de energía que hay, los proyectos de utility puedan despegar o volver.

Sobre todo, creo que es necesario continuar esa trayectoria que había antes, porque no es necesario inventar el hilo negro. Realmente, ya está toda la regulación, ya están todos los players aquí, simplemente es que nos dejen trabajar”, concluyó Sergio Rodríguez Moncada, CTO de Solis para América Latina.

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Según el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), la creciente complejidad del sistema eléctrico genera mayores necesidades de confiabilidad y seguridad. A pesar de las inversiones en sistemas de software y hardware con estándares internacionales, como el lanzamiento de la base de datos en la nube con la plataforma ORACLE, aún existen desafíos en sistemas y ciberseguridad.

Para llevar más transparencia y superar esas barreras, a partir de ayer, el Comité lanzó la versión beta del Dashboard de Monitoreo del SEIN, uno de los proyectos ganadores de la HackaCOES, una iniciativa dirigida a colaboradores del COES y sus agentes integrantes que busca impulsar el desarrollo de soluciones para fortalecer el sistema eléctrico peruano.

El dashboard fue desarrollado por el equipo compuesto por Alfredo Montalva, Ronaldinho Vargas Cano, Joshua Rojas, Leslie Jennifer Espinoza Quispe y Pedro Alexander Ancajima Arróspide.

Esta herramienta innovadora consolida información operativa clave del sitio web del COES y facilita una toma de decisiones más informada y eficiente para los agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Presenta información de forma detallada en tiempo real y se divide en 4 segmentos: Generación (MW), Producción de Energía (GWh), Ubicación Centrales y Parques Generación SEIN. De esta forma, en la plataforma se pueden encontrar datos relacionados al Plan de Transmisión, Nuevos Proyectos, Programa de Operación, Demanda de los Agentes, Mercado Mayorista y mucho más.

También se pueden consultar información importante como los costos marginales, producción de energía, estadísticas de fallas, entre otros.

De esta forma, esta nueva versión consiste en el diseño de interfaz para consulta masiva de datos dinámicos que permita un análisis ágil y efectivo para los agentes. El objetivo es ofrecer datos útiles a los agentes, mediante un dashboard Power BI que impacte de forma medible en sus operaciones.

Esta versión virtual es el resultado de la co creación entre actores relevantes del sector eléctrico peruano para el bien común del país. Tiene como objetivo fidelizar el rol que cumple el COES y  lograr la mejor eficiencia en la operación mediante el otorgamiento de datos en tiempo real del sistema eléctrico.

En este marco, COES invita a sus Agentes a probarla y compartir sus comentarios. Las opiniones serán tomadas en cuenta de manera especial de cara al perfeccionamiento y lanzamiento oficial del Dashboard.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Perú cuenta con miles de megavatios renovables a la espera de la definición del proyecto legislativo denominado “Ley que Modifica la Ley N°28832, para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, la cual busca garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico. 

Con esta iniciativa, se propone incrementar la competencia, promover inversión en nuevas fuentes de generación eléctrica, conseguir menores costos de generación y menos contaminantes, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas que pagan millones de usuarios.

Se trata de las mismas modificaciones que se plantearon en el proyecto de Ley 4565 que fue enviado en marzo del 2023 al Congreso de la República pero que no han logrado pasar a pleno.

En conversaciones con este medio, Licy Benzaquén socia en OLAECHEA, estudio jurídico con 145 años de experiencia y una reconocida trayectoria cross-border, hizo hincapié en la necesidad de aprobar esta ley y propuso una serie de medidas adicionales que ayudarían a diversificar la matriz peruana.

“Se viene reclamando desde hace mucho tiempo un cambio importante en el pago de potencia a las renovables que en los hechos depende de la tecnología en cuestión. Si bien actualmente la potencia sólo es reconocida en la hora de punta del sistema, las solares, por ejemplo, no están presentes en dicho intervalo. Por ello, nunca acceden a este pago por garantía del sistema y no pueden garantizar sus contratos”, explica. 

Y agrega: “Ello imposibilita suscribir contratos a los titulares de proyectos puramente solares. Sólo los mixtos pueden suplir esta circunstancias con otras tecnologías con lo cual no se generan los incentivos adecuados y la energía solar se vuelve menos competitiva”.

Según la experta, la comercialización en bloques horarios al estilo chileno permitiría flexibilidad a los usuarios y promovería la comercialización. Esto generará un mercado más ágil y menos rígido que impulsará la competencia y el desarrollo de nuevos emprendimientos al brindar las señales adecuadas.

“Definitivamente es fundamental que se apruebe el proyecto de ley. La energía y la potencia, desde un punto de vista comercial, son conceptos separados que pueden ser comercializados de manera independiente. Esto inyectaría mucha más versatilidad a un mercado que sigue operando sobre las bases establecidas hace 30 años y que no ha sido integralmente reformado en muchos años”, insiste.

Paralelamente, teniendo en cuenta los racionamientos de energía provocados por los efectos del fenómeno de El Niño, sugiere a las autoridades establecer un marco para la remuneración en la instalación de las baterías, ya que está iniciativa redundaría en un sistema más seguro y robusto.

De esta forma, las baterías vienen a solucionar los problemas de las intermitencias de la energía solar y se convierten en su mejor complemento al garantizar un suministro continuo y confiable de energía.

También brindó su opinión sobre la nueva ley de fomento al hidrógeno de bajas emisiones, aprobada en marzo del presente año que 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.

“Esta ley representa un hito importantísimo en el camino para la transición y el cambio en la matriz energética de cara a los objetivos del Plan Energético Nacional. Sin embargo, la iniciativa por sí sola no logrará crear el contexto para que las inversiones se produzcan si el sector no funciona como debe”, concluye.

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Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes, estuvo presente en el mega evento FES Iberia, organizado por Future Energy Summit, donde analizó el rol del almacenamiento de energía en Chile y cuáles son los próximos pasos de la compañía en el país. 

“El sector privado está por delante de la regulación del almacenamiento y la reacción ha sido casi reactiva para responder lo que están haciendo los privados. Por lo que el esquema que hay en Chile hace muy viable los proyectos”, sostuvo. 

Tal es así que, durante el panel de debate denominado “Panorama internacional: Transición energética en Iberoamérica”, reveló que “AES Andes tendrá en operación 600 MW de almacenamiento a finales de año en Chile”. 

Cabe recordar que la multinacional energética y posee y opera alrededor de 3740 MW en Chile, compuesto por 1.921 MW termoeléctricos, 771 MW hidroeléctricos, 370 MW eólicos, 442 MW solares fotovoltaicos, y 236 MW de sistemas de almacenamiento de energía en baterías, además de plantas desalinizadoras de agua de mar y líneas de transmisión.

En el período 2022-2023, AES dio un salto en energía limpia al entrar en servicio o adquirir 1,1 GW de capacidad de generación y 162 MW de capacidad de almacenamiento en baterías, a la par que todavía mantiene el plan reemplazar sus centrales a carbón en el país por más de 3 GW renovables. 

Además, la compañía recientemente anunció la obtención del permiso ambiental su proyecto fotovoltaico Cristales, ubicado en Antofagasta, que tendrá hasta 340 MW de capacidad solar y un sistema de almacenamiento de energía (BESS) de hasta 542 MW por 5 horas. Y se estima que la construcción comience en el cuarto trimestre de 2024, en tanto que el inicio de su operación comercial está previsto para 2028.

La apuesta de la empresa por la acumulación energética llegaría como respuesta a la problemática del curtailment, la dependencia a combustibles fósiles y la limitación de capacidad de transmisión, considerando que en muchas horas del año el precio es cero, principalmente en la zona norte del país. 

Incluso, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes planteó que el sur de Chile también empieza a tener curtailments de energía con la entrada de las centrales hidroeléctricas y eólicas, por lo que insistió en la importancia resolver el cuello de botella de la transmisión como eje clave para la transición y descarbonización. 

“El almacenamiento ayudará a aplanar los precios. Y es tan viable, principalmente por el reglamento de transferencias de potencia y el valor del arbitraje que puede se dé otro caso de burbuja como el que ya hubo en solar”, manifestó Enrique de Ramón. 

“El peligro es que se dispare como pasó con la fotovoltaica hace algunos años. Todo apunta que será así y la batería podría perjudicar su propio negocio, pero es muy prometedora la visión del almacenamiento, corregirá una situación de transmisión específica de Chile y al año 2025 veremos varios gigavatios en operación”, subrayó. 

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Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, continúa fijando metas de crecimiento en todos los mercados. De allí, que ya están evaluando ampliar su producción de módulos para llegar a cubrir más demanda.

“Contamos con más de 20 GW de capacidad anual y planeamos superarlo a 33 GW antes de que finalice el año”, aseguró Itzel Rojas, gerente de ventas para Seraphim en Chile y México.

En su estrategia de negocios, plazas estratégicas de la región como Brasil y Chile jugaron un rol importantísimo en el último lustro. Ahora bien, en sus planes de expansión también incluyen aumentar su participación en otros mercados con gran potencial como el mexicano.

“Estamos con todas las expectativas puestas en el desarrollo de México”, subrayó la referente empresaria.

En el marco de su participación en el panel inaugural de la primera edición de Future Energy Summit (FES) en México, Itzel Rojas reconoció que si bien la dinámica del mercado había desacelerado en gran escala, el segmento de generación distribuida había logrado un crecimiento sostenido en los últimos años.

Ahora bien, reconoció puntos de mejora para poder asegurar una mayor penetración de la energía solar como de pronto sucede en Brasil y Chile. De allí, consideró que, tras la propuesta del regulador de incorporar almacenamiento en las redes como sucede en el mercado chileno, se estaría abriendo una ventana de revisión regulatoria tomando lecciones aprendidas de otros países, que podría permitir retomar aquel viejo debate de ampliar el tope de generación distribuida en México.

“Me llamó la atención que tomaran como modelo a Chile y justamente porque he estado muy cerca de este mercado. Entonces me parece una muy buena oportunidad para, por ejemplo, voltear a ver la capacidad de generación distribuida”, observó Rojas, considerando que desde el sector privado las condiciones ya estarían dadas para avanzar con más energía solar.

“Los fabricantes estamos haciendo la tarea de mejorar los precios, abaratar la energía solar para que esté al alcance de todos. Creo que hemos sido bastante competitivos en cuanto a eso. Entonces, las condiciones desde el sector privado ya están dadas”, concluyó Itzel Rojas, gerente de ventas para Seraphim en Chile y México.

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S-5!, la autoridad líder en soluciones de fijación solar para techos metálicos, anuncia con orgullo una asociación estratégica con los fabricantes Solis y Trina Solar para para la organización su próximo evento el “Smart Solar Tour” programado del 8 al 11 de julio en Guatemala, Honduras y Panamá.

Esta colaboración marca un paso significativo para satisfacer las necesidades de capacitación en el sector de la energía solar en Centroamérica. Con la experiencia conjunta de S-5!, Solis y Trina Solar, esta iniciativa busca impulsar la adopción de soluciones integrales de tecnología solar fotovoltaica (FV) en los mercados emergentes de la región, a través de la formación directa de fabricantes a instaladores, promoviendo las mejores prácticas de instalación FV.

Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales para LatAm y Europa de S-5!, enfatiza el impacto potencial del partnership y afirma: «Esta colaboración entre tres importantes empresas manufactureras tiene como objetivo dinamizar la industria solar centroamericana, empoderar a nuestros socios y clientes, y establecer nuevos puntos de referencia para instalaciones de energía solar al tiempo que apoya la transición de la región hacia un futuro energético más limpio y sustentable».

Juntos, los tres fabricantes ofrecerán capacitaciones en sitio y talleres prácticos, asegurando que los asistentes obtengan tanto el conocimiento como las habilidades prácticas necesarias para implementar la última tecnología fotovoltaica de manera efectiva y mantenerse actualizados sobre las últimas regulaciones que afectan a la industria. Para fomentar la comunidad y la colaboración, cada evento concluirá con un cóctel de networking, brindando a los asistentes la oportunidad de conectar, compartir ideas y conversar con los fabricantes expertos. Este enfoque integral garantiza que los participantes obtengan una experiencia calificada y una red profesional fortalecida para impulsar el crecimiento y el éxito de la industria.

«Esperamos que este partnership mejore las capacidades de la industria, asegurando que nuestros clientes y socios en Centroamérica tengan acceso a los más altos estándares de tecnología y técnicas de instalación de energía solar», continúa Fuentes. «Nuestro objetivo es impulsar la innovación, apoyar los mercados locales y elevar la calidad general de las instalaciones solares en la región».

Desde la perspectiva del fabricante de módulos Trina Solar, Harold Steinvorth, Director de Generación Distribuida para Latinoamérica, añade: «Nuestro objetivo es demostrar a los instaladores cómo pueden lograr ahorros, seguridad, calidad y mayor eficiencia en sus instalaciones seleccionando productos de alta calidad. Esta asociación se alinea estrechamente con nuestros valores y estamos seguros de que producirá resultados positivos casi de inmediato».

Sergio Rodríguez, CTO de Solis LatAm, fabricante líder de inversores, subraya la importancia de mantenerse al tanto de los desarrollos en la industria solar y dice: » Marcado por el cambio y la innovación constantes, el sector solar requiere un aprendizaje continuo, desde conocer los productos y regulaciones que afectan a las instalaciones hasta la evolución de las expectativas de los clientes. Es esencial que tanto los fabricantes como los instaladores permanezcan a la vanguardia de la tecnología y la innovación». Eventos como el Smart Solar Tour fomentan el intercambio de conocimientos entre los líderes de la industria, ofreciendo educación y soluciones completas para los instaladores al tiempo que promueven las mejores prácticas de la industria».

Para participar en los eventos de formación, regístrese en los siguientes enlaces:

Evento Guatemala: https://bit.ly/SmartSolarTourGUAT2024
Evento Honduras: https://bit.ly/SmartSolarTourHND2024
Evento Panamá: https://bit.ly/SmartSolarTourPAN2024

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El primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento de Puerto Rico transita etapas finales tras meses de aplazamiento desde que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE o PREPA, por sus siglas en inglés) haya realizado su lanzamiento en el año 2021.

“Al momento, los proyectos de Tranche 1 suman 9 proyectos de generación con +700MW de energía solar y 5 proyectos de almacenamiento en baterías con +350MW – 4hrs”, puntualizó Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de la Gobernación en Asuntos Energéticos y presidente de la Junta de Gobierno de la PREPA.

En detalle, aquellas cifras merecen a 435 MW de almacenamiento equivalente de cuatro horas de duración y 603,7 MW de capacidad solar adjudicados en el RFP Tranche 1. Además, se suman al total dos proyectos solares previos al lanzamiento de los RFP que adicionarían entre 120 MW y 200 MW.

A continuación, el nombre y capacidad de cada cual:

Proyectos solares fotovoltaicos RFP Tranche 1

Salinas Solar de Clean Flexible o AES (120 MW)
Jobos Solar de Clean Flexible o AES (80 MW)
Coamo Solar de Convergent (100 MW)
Pattern Barceloneta de Pattern Energy (70 MW)
Ciro Two Salinas de Ciro Group y Putnam Bridge (68 MW)
Guayama Solar de Ciro Group y Putnam Bridge (50 MW)
Tetris Power Arecibo de Interenergy y Yarotek (45 MW)
Yabucoa Solar de Sonnedix – Infinigen – Arclight (32.1 MW)
Go Green USA America Corp (38.7 MW)

Sistemas de almacenamiento RFP Tranche 1

Salinas BESS de Clean Flexible o AES (110 MW)
Jobos BESS de Clean Flexible o AES (175 MW)
Convergent ESSA – Peñuelas (100 MW)
Convergent ESSA – Caguas (25 MW)
Convergent ESSA– Ponce (25 MW)

Proyectos solares fotovoltaicos previos al RFP Tranche 1

Ciro One – 90 MW ampliable a 140 MW
Xerta Tech – 30 MW ampliable a 60 MW

Según anticipó Energía Estratégica a finales del año 2023 la Autoridad para las Alianzas Público Privadas de Puerto Rico (AAPP o P3) y el  Loan Program Office del Departmento de Energía de los Estados Unidos (LPO DOE) estaban interesados en facilitar el acceso a fondos para los proyectos renovables (ver más). Esto fue confirmado por Francisco Berríos Portela, quien aseguró:

“A pesar de que las contrataciones se completaron, al momento se están trabajando en enmiendas a contratos para hacer los mismos elegibles al financiamiento preferencial del Loan Program Office del DOE”.

Según amplió Berríos Portela, el financiamiento a través del DOE no sólo permitirá viabilizar el desarrollo de los proyectos sino que también impactará en la reducción de sus costos y, a la vez, en reducciones a las tarifas contratadas.

De esta manera, se espera que varios proyectos estén completando el cierre financiero muy próximamente e iniciando construcción antes de culminar el año. De hecho, según anticipó el presidente de la Junta de Gobierno de la PREPA  “los permisos para la construcción de los proyectos están muy avanzados y ya varios proyectos completaron los trámites”.

Siguientes convocatorias para renovables

El Plan Integrado de Recursos y Plan de Acción Modificado expuso la necesidad de realizar una serie de llamados a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) o mecanismos similares, con la intención de garantizar un desarrollo sostenible del sistema de energía eléctrica en Puerto Rico.

En la actualidad, además del RFP tranche 1, están en marcha en paralelo el tranche 2 y el tranche 3. Al respecto, Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de la Gobernación en Asuntos Energéticos y presidente de la Junta de Gobierno de la PREPA informó:

“Sobre el tranche 2 la Junta de AEE acogió el reporte que vino del Comité de Selección, ahora el Negociado de Energía está evaluando. El proceso no a culminado todavía. Por su parte, el tranche 3 está aún en el Comité de Selección”.

Al respecto es preciso indicar que si bien, adicional a los primeros tres tramos mencionados, se preveía el lanzamiento de otras tres convocatorias, la situación podría cambiar en este segundo semestre del año ya que está en plena elaboración un nuevo Plan Integrado de Recursos que incluiría un renovado Plan de Acción para la política energética puertorriqueña de los próximos años.

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El gobierno de Argentina abre las puertas a una nueva normativa que permita resolver los contratos truncados del Programa RenovAr, a fin de brindar mayor certeza al sector energético privado del país.  

A fines del año pasado, la Secretaría de Energía de la Nación (en ese entonces a cargo de Flavia Royon) lanzó la Resolución SE 883/2023, la cual permitía compensar penalidades a los proyectos con incumplimientos de la fecha programada de habilitación comercial, deficiencia de abastecimiento de energía comprometida y/o en el cumplimiento del componente nacional declarado, mediante inversiones destinadas a la efectiva incorporación de nueva potencia renovable.

Sin embargo, esa medida no se llegó a implementar ya que nunca se formalizó la suscripción del instrumento para el acuerdo con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), que se mencionaba en el artículo N°2 de la normativa. 

Por lo que, antes que eliminar la propia Res SE 883/2023, el Poder Ejecutivo dará lugar a que se presente una propuesta alternativa para paliar la situación y que la misma abarque no sólo abarque a proyectos con ciertas particularidades, según pudo averiguar Energía Estratégica.

Por tal motivo es que, al menos, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) abrirá una mesa de trabajo a fin de brindar aportes que derivará a la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, en pos de articular y consensuar una iniciativa entre el ámbito público y privado que beneficie a todo el sector. 

Cabe recordar que en septiembre del 2022, la Secretaría de Energía dio a conocer que 30 parques (total de 778 MW) optaron por la baja voluntaria mediante la mediante la Res. SE 1260/2021, la cual estableció multas que oscilaban entre USD 12500 y 17500 por cada megavatio de potencia contratada

En aquel entonces fueron 16 centrales fotovoltaicas, 4 eólicas, 6 de biomasa y 4 de biogás, y la mayoría de dichas plantas de generación habían obtenido su contrato de abastecimiento en la Ronda 2 del RenovAr (19 proyectos por 402,29 MW), seguido por aquellos  la Ronda 1.5 (9 – 372,6 MW); sumado a un emprendimiento de la Ronda 1 (1,2 MW) y otro de la Ronda 3/MiniRen (2 MW). 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023, la autoridad nacional publicó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. 

Mientras que en abril del 2023 se habilitó un nuevo mecanismo de salida, por la que redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

Los parques que decidieran asumir la baja por esa vía debían abonar USD 35.000 por cada MW de potencia contratada, además renunciar a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

Es decir que, a pesar de que no se haya implementado la Res. 883/23, no será la primera vez que el gobierno tome una medida para destrabar contratos truncados (ya sea del Programa RenovAr o del Mercado a Término), en este caso mediante la interacción con el sector privado y la propuesta que éste le presente. 

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CH4 Group, organización de empresas dedicadas a la Ingeniería, Procura y Construcción (EPC), gerencia de proyectos, operación y mantenimiento, con amplia experiencia en las áreas del sector eléctrico, petróleo, gas, petroquímica, minería e infraestructura, tuvo una participación destacada en el evento Future Energy Summit Iberia (FES Iberia).

Allí, Luz Elena Maldonado, gerente Comercial para Latinoamérica y el Caribe de CH4 Group,  formó parte del panel de debate «Panorama internacional: Transición energética en Iberoamérica» en el que destacó el valor de las fuentes renovables principalmente para mercados aislados como los del Caribe que persiguen fortalecer su resiliencia y autonomía energética.

«La idea es tratar de impulsar todo lo que son las energías renovables en estos países y otros en los que la parte petrolera está muy en auge, tratando de acompañar a nuestros clientes hacia la transición energética», expresó.

En tal sentido, CH4 Group concibe a Puerto Rico como la puerta del Caribe a partir de la cual impulsar negocios locales y en el resto de la región. Aquello no es menor, ya que este mercado fijó la meta de lograr una cobertura 100% con energías renovables al 2050. De hecho, ya existe una fuerte apuesta del gobierno local y federal a destinar recursos para recuperar las redes eléctricas luego del paso del huracán María y por impulsar una serie de licitaciones mediante tramos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para contratar energías renovables, almacenamiento y hasta Virtual Power Plant (VPP).

En este mercado Maldonado subrayó el rol que adquiere el almacenamiento energético en baterías, principalmente por sus bondades de acompañar la modernización de la red mediante la estabilización de la red que permita una mayor integración de fuentes renovables de manera «óptima y eficiente».

De allí es que el Grupo, mediante su filial CH4 Puerto Rico, trabaja en el desarrollo de proyectos e infraestructura en todo el archipiélago con un fuerte compromiso con sus clientes y aliados locales, apoyando un mayor desarrollo de energías renovables en distintos segmentos del mercado.

«No dejamos de apostar en lo que es el área residencial, porque también hay que tratar de fomentar a nivel de comunidades la aceptación local», aseguró Luz Elena Maldonado. 

Ahora bien, en estas instancias de la transición energética en mercados de Latinoamérica y el Caribe reconoció como necesario una estrategia de negocios que incluya hibridación entre proyectos de envergadura para el segmento utility, inclusive sin dejar de lado al gas natural como combustible de transición.

Es así que la gerente Comercial para Latinoamérica y el Caribe de CH4 Group reconoció el gran valor de prever proyectos de hidrógeno que en instancias iniciales puedan ser concebidos con gas y posteriormente transicionar a renovables.

«En Puerto Rico ya hay varios proyectos que son de ciclo combinado. La idea es tratar de ingresar por etapas el hidrógeno verde. Nosotros estamos efectivamente desarrollando una propuesta que es por etapas, inicia con la planta con gas natural y a los 5 años poder incursionar con hidrógeno y así sucesivamente.

Estas turbinas que estamos seleccionando son básicamente para que puedan operar con hidrógeno también pero en un porcentaje menor, ya que llegar a poder lograr 300 MW en hidrógeno es bastante alto y bastante costoso para arrancar. Entonces, la idea es poder ingresar poco a poco con esta fuente y poder diversificar la materia energética», explicó Luz Elena Maldonado, gerente Comercial para Latinoamérica y el Caribe de CH4 Group.

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Se llevó a cabo con éxito Future Energy Summit Iberia, el mega evento donde más de 400 empresarios, académicos, y funcionarios del sector de energías renovables debatieron sobre los principales temas de la agenda energética española y del mundo. 

Uno de ellos fue Juan Majada, Director General de Red Eléctrica Internacional quien identificó 6 desafíos en la transmisión que se deben superar para avanzar en la transición energética en Iberoamérica.

El marco regulatorio en la transmisión: según el experto, aunque en términos generales, la regulación es muy buena y tiene que seguir en su base, debe flexibilizarse sin deformarse. La propia rigidez regulatoria impide buscar soluciones de corto plazo más inmediatas para que se conecten energías renovables.
Planificación en la red de transporte: de acuerdo a Majada, desde el inicio hasta la ejecución del proyecto pasan 10 o 15 años y esos plazos no son asumibles en una planta de energía renovable. Se necesita más agilidad ya que “sin transmisión no hay transición”.
Falta de inversiones: se requiere una “ labor importante” para impulsar la inversión.
Fallas en la cadena de suministros: en palabras del especialista, si bien hay oferta de fabricantes, existen serios problemas en cumplir con los requerimientos y la mano de obra es cada vez más complicada.
Exceso de administraciones: Majada advierte que son muchos trámites y existen muchos reguladores que ralentizan el proceso. “Un eólico se quiere conectar a una línea de transmisión  y el ministerio le ha dado sus autorizaciones pero nuestro órgano ambiental es otro. Son muchos trámites que complican la ejecución de proyectos renovables”, afirmó.
La visión regional: al estar aislados energéticamente, muchos países en Iberoamérica tienen interconexiones muy débiles. Solucionar esto permitirá una mayor integración de energías renovables.

Mercados más atractivos

Además de España, el experto destacó que tiene fuerte presencia en Argentina, Brasil, Chile y Perú y analizó la realidad de cada mercado. 

“En Perú se puede ingresar con proyectos renovables interesantes pero tienes que jugar con PPAs en la mano. Sin estos mecanismos, no tienes nada que hacer. Aunque vemos más lejanas las soluciones de almacenamiento hay mercado para entrar con el resto de las tecnologías perfectamente”, señaló.

En el caso de Argentina, enfatizó en la necesidad de inversión en infraestructura. Se necesitan más kilómetros de red de infraestructura de transmisión para materializar inversiones. 

“Los 4 países ofrecen un marco regulatorio muy bueno. En España podríamos aprender de cada uno y recoger lo mejor. Perú tiene leyes que dan estabilidad a largo plazo, en Brasil a 30 años y en Chile para toda la vida. Tienen agencias regulatorias y coordinadores eléctricos muy buenos”, afirmó. 

No obstante, reconoció que todos los programas que promuevan a las renovables en dichos países deben ir acompañadas con planificación mucho más ágil. “La planificación eléctrica en muchos países está desacompasada de las inversiones lo cual trae otros problemas”, concluyó.

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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.

En este marco, ORYGEN, la empresa que se hará cargo del portafolio adquirido por el fondo global de inversión Actis, tras la reciente compra de Enel Generación Perú, inicia operaciones con el mayor portafolio de energía renovable del país.

Con un fuerte compromiso por avanzar en la transición energética, la empresa liderará la generación de energía renovable del país con una sólida y diversificada matriz energética conformada por cuatro tecnologías: solar, eólica, hídrica y térmica a gas, cuya capacidad instalada asciende a más de 2.2 gigavatios (GW).

En este marco, el CEO de Orygen, Marco Fragale, compartió a RPP los planes de inversión de la compañía en el sector energético y el potencial del Perú para la expansión de la tecnologías.

«Somos la generadora que tiene más capacidad renovable instalada tanto en fuentes eólicas como solar. Ya instalamos 600 MW en cuatro plantas: dos solares y dos eólicas. Además de ello, tenemos una cartera de proyectos en diferente estado de desarrollo. Contamos con más de 12 mil MW de proyectos eólicos, solares e híbridos ubicados en dos nodos: el sur y el norte», explicó.

«Bajo el concepto de que la energía origina todo: nuevos negocios, crecimiento y prosperidad, queremos invertir más de 1.000 millones de dólares en plantas renovables en los próximos 4 o 5 años. Estamos hablando de más de 900 MW en nuevas plantas de energías no convencionales. El objetivo es incrementar nuestra posición en Perú y entregar el producto que nuestros clientes quieren: energía confiable, sostenible y competitiva», agregó.

De acuerdo a Fragale, los nuevos proyectos que buscan desarrollar están en 7 regiones del norte y sur del país: Arequipa, Moquegua, La Libertad, Lambayeque, Cajamarca, Piura e Ica. Según su testimonio, cuentan con proyectos en etapas muy avanzadas de desarrollo, por lo que esperan tener novedades en los próximos meses.

«Nuestro principal stakeholder es el Ministerio de Energía y Minas. Con un amplio portafolio de 13 plantas de generación, tenemos una estrategia de desarrollo de proyectos muy local enfocado en mejorar la calidad de vida de las comunidades cercanas a nuestras centrales. Es indispensable tener muy buena relación con nuestros vecinos porque cuando ellos crecen nosotros nos desarrollamos también. Por eso tenemos proyectos de valor compartido y electrificamos a las comunidades», señaló.

Y añadió: «El diálogo a nivel regional es importantísimo porque evita la reautorización de proyectos y da tranquilidad tanto al inversor como a la comunidad de que el proyecto se va a desarrollar en tiempo y forma, con el presupuesto acordado».

A su vez, previo a su lanzamiento, Fragale también reveló en un comunicado de prensa emitido por la compañía: «Nos entusiasma comenzar este nuevo capítulo de nuestra historia con la posibilidad de seguir entregando la energía renovable que el Perú necesita para reducir su huella de carbono e impulsar el bienestar las personas (…) Más de 5GW de nuestro pipeline está en un estado de desarrollo avanzado, incluyendo más de un proyecto que llegará pronto al estatus Ready-to-Build. De esta forma, Orygen seguirá liderando el crecimiento renovable del país”.

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

Si bien Ecuador aún no cuenta con una Estratégia Nacional de Hidrógeno, crece el interés de numerosas empresas e instituciones por invertir en este tipo de proyectos en el país.

En efecto,  Nepos Energy, , empresa especializada en generación distribuida, ingeniería eléctrica, automatización y control industrial, ha anunciado planes ambiciosos para desarrollar su primer proyecto de hidrógeno verde en Ecuador para el año 2025. 

En conversaciones con Energía Estratégica,  Daniel Carrillo Nieto, líder de proyectos de la compañía destaca: “La guerra entre Ucrania y Rusia dejó al descubierto la necesidad de reducir la dependencia de fuentes de energía convencionales y el hidrógeno verde se perfila como uno de los vectores energéticos más prometedores para lograr este objetivo”. 

Y agrega: «Por ello, queremos invertir en una planta de hidrógeno de pequeñas dimensiones para la actividad agropecuaria y lograr nuestro primer proyecto piloto para el 2025 en Ecuador”.

De esta forma, si bien la compañía está actualmente en las etapas iniciales de planificación y evaluación para su proyecto de hidrógeno verde, está trabajando con organismos internacionales para llevar a cabo un estudio de prefactibilidad este año, con la esperanza de tener una evaluación de factibilidad concreta para el próximo año. 

«Una vez que contemos con las características de ingeniería y con las condiciones para el diseño del producto y la inversión, vamos a darle curso», afirma.

No obstante, Carrillo Nieto revela que uno de los mayores desafíos para el desarrollo del hidrógeno verde en Ecuador es la necesidad de inversión y un marco regulatorio favorable. 

“Para hacer del hidrógeno verde una realidad en Ecuador, se necesita inversión y un marco regulatorio estable. Aunque la ley de emergencia energética actual no contempla en profundidad al hidrógeno, se están haciendo esfuerzos para introducir una regulación que lo favorezca”, comenta.

De hecho, señala que la Asociación Ecuatoriana de Hidrógeno (H2 Ecuador)  junto con la embajada alemana tienen un fuerte peso e interés en promover este vector y están en constante diálogo con los altos mandos para impulsar una hoja de ruta.

Mientras tanto, la estrategia de Nepos Energy se centra en comenzar con proyectos pequeños para demostrar la viabilidad de esta tecnología antes de embarcarse en proyectos de mayor escala.

 «La idea es arrancar con proyectos chicos que vayan demostrando la factibilidad de este tipo de energía y no pensar tan rápido en grandes proyectos de gran escala. Estos se darán más adelante. Primero hay que sentar las bases», explica Carrillo Nieto.

Para materializar este ambicioso proyecto, Nepos Energy está en busca de socios y partes interesadas: «Estamos buscando los stakeholders necesarios para montar este proyecto. Estamos en pre charlas para arrancar con bases sólidas».

El desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en Ecuador representa un paso significativo hacia la diversificación de la matriz energética del país y la reducción de la dependencia de combustibles fósiles. 

Con el respaldo de organismos internacionales y la posible implementación de regulaciones favorables, Nepos Energy está bien posicionado para contribuir al impulso de este vector en el país.

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Hasta marzo de 2020, se contabilizaban 12,5 millones de paneles solares instalados en Chile, mientras la proyección indica que al 2046 la cantidad de desechos fotovoltaicos alcancen las 120 mil toneladas. Para esa fecha, se prevé el primer peak de este tipo de residuos, debido al fin de su vida útil, que fluctúa entre los 25 y 30 años.

En este contexto, Solek, compañía pionera de energías renovables de origen checo, generó una alianza con Degraf, uno de los principales gestores de residuos de aparatos eléctricos y electrónicos (RAEE), con el objetivo de aumentar los porcentajes de reciclabilidad de la industria, despachando durante este año 8,6 toneladas de módulos fotovoltaicos para ser valorizados ambientalmente, recuperando equipos, partes y materiales que lo componen, como el aluminio y los cables de cobre.

“Nos estamos adelantando a la norma, aplicando la tecnología disponible para reutilizar la mayor cantidad de materias primas que  se disponen como basura en rellenos sanitarios, y que actualmente revalorizamos para fabricar nuevos productos”, sostiene Stephanie Crichton, Chief Commercial Officer (CCO) de Solek Chile.

Además, están desarrollando un proyecto piloto para aumentar los porcentajes de reciclabilidad, concentrado especialmente en el vidrio de los paneles solares, que constituye una gran parte de la estructura de estos módulos.

“Dado el aumento en la generación de paneles fotovoltaicos fuera de uso, estamos avanzando en la instalación de capacidades que permitan reciclarlos cumpliendo con los más altos estándares internacionales. Por lo mismo, el trabajo que estamos haciendo con Solek es tan importante, porque nos permite ir desarrollando la experiencia y la tecnología necesaria para enfrentar el futuro de una industria tan estratégica y relevante como esta”, analiza Gabriela Pérez, gerente general de Degraf. 

De esta manera, se busca descomprimir la problemática de la acumulación de residuos fotovoltaicos, que actualmente están siendo desechados principalmente por fallas técnicas. Dado que el primer panel solar instalado en Chile data de 2012, por lo que recién debiese estar en desuso en 2037 aproximadamente.

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En la actualidad, la capacidad instalada eólica y solar en Guatemala es menor al 5% de la matriz de generación. No obstante, existiría un gran potencial de incremento a partir de la licitación PEG 5 que se prevé que sea lanzada durante este año 2024. Más aún en atención a la nueva regulación para sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas propuesta por el Administrador del Mercado Mayorista de Guatemala (AMM) y aprobada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

“La capacidad instalada hasta el mes de abril del 2024 no tenía la posibilidad de poder almacenar energía eléctrica y, por lo tanto, no podía acceder a contar con potencia para vender a sus clientes, solo podía vender energía eléctrica, no podían optimizar o regular ese recurso y esa limitación provocaba desperdicio”, introdujo el Ing. Rafael Larios, asociado de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

Con la nueva regulación, explicó que el almacenamiento se vuelve una opción en el mercado, con beneficios palpables para generación renovable variable eólica y solar, en una primera instancia con baterías.

“En las licitaciones, las distribuidoras van a tener la posibilidad de solicitar las tecnologías fotovoltaicas y eólicas, sobre todo la PEG-5 que viene, para participar no solamente para proporcionar energía generada sino para que puedan proponer un esquema de energía garantizada asociada también a la potencia que ellos requieren contratar”, consideró el especialista del mercado.

En una reciente capacitación dirigida a periodistas, el Ing. Larios señaló que existe un interés por parte de las distribuidoras de dar un espacio a ofertas de este tipo y amplió cuáles serían aquellas oportunidades que se abren:

“La resolución hoy por hoy permite que dentro del lado de la potencia las generadoras eólicas y solares fotovoltaicas puedan tener oferta firme, por lo tanto puedan tener oferta firme eficiente para poder ofertar en contratos de suministro a los consumidores.

Actualmente, el generador fotovoltaico y eólico únicamente podían vender energía, hoy por hoy el generador fotovoltaico y eólico que instale almacenamiento podrá acceder, como lo tienen las otras tecnologías térmicas e hidroeléctricas con embalse, a promocionar su venta de potencia para cubrir la demanda firme de grandes usuarios y de las distribuidoras en los procesos de licitación, y además podrá proveer energía las 24 horas del día si así se requiere.

Adicionalmente a eso, las centrales eólicas y solares con sistemas de almacenamiento podrán aportar a la calidad del suministro cumpliendo primero sus obligaciones como generadores y luego como oferentes dentro de un mercado de reservas operativas que hoy está incentivado en el mercado mayorista”, detalló el Ing. Larios.

De esa manera, el asociado de AGER identificó una oportunidad de participación ampliada en el mercado mayorista para proyectos eólicos y solares con baterías que permitiría nivelación de carga, control de rampa, reserva rodante operativa sincronizada y rápida no-sincronizada, estabilización, entre otros.

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Trina Solar, fabricante líder de la industria fotovoltaica con más de 10 años en el top 3 global, ahora mismo ocupa el puesto número dos mundial con una participación activa en América Latina y el Caribe.

Álvaro García-Maltrás, director general para América Latina y el Caribe de Trina Solar, observó el gran potencial de la energía solar en la región y cómo están contribuyendo al crecimiento de esta tecnología en las matrices energéticas, ofreciendo soluciones competitivas para los distintos segmentos del mercado.

«Estimamos un crecimiento del mercado solar este año para América Latina entre el 15 y el 20%», expresó el referente empresario.

Durante una entrevista exclusiva realizada en el marco de la primera edición de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), García-Maltrás subrayó que el ritmo de incorporación de nuevos proyectos de energía solar en América Latina podría estar equilibrado entre los segmentos de generación distribuida y el de gran escala.

Ahora bien, identificó que en gran medida la curva de crecimiento dependerá de la dinámica que presente el gigante brasileño en el segundo semestre del año, ya que en el último tiempo ha dado un salto en instalaciones fotovoltaicas en redes de distribución que han determinado la alta penetración de la energía solar en su matriz energética.

Siguiendo su análisis, Brasil podría registrar un volumen de envíos de módulos desde China a sus puertos de más de 20 GW, de los cuales dos tercios corresponderían a generación distribuida, incluyendo proyectos residenciales y pequeños proyectos que, en Brasil, pueden ser de hasta 5 MW. Esta capacidad instalada máxima para el segmento de generación distribuida sería un gran diferencial que el referente de Trina Solar reconoce como necesario de implementar en otros mercados de la región.

En contraste, el mercado mexicano enfrentaría retos políticos y regulatorios que limitarían su crecimiento. Y, si bien García-Maltrás reconoció un avance sostenido de generación distribuida en los últimos años, advirtió que el potencial sería aún mayor: «En México el limite de GD es de 500 kW, en Brasil es 10 veces más y eso lo habilita a alcanzar unas escalas y unos volúmenes completamente distintos. Eso es lo que a nuestro modo de ver le falla a México».

Aquello no sería todo, García-Maltrás recordó que, cuando comenzó a prospectar el mercado en América Latina en 2016-2017, «México era el número uno con diferencia, con grandes proyectos utility que se conseguían a precios competitivos». Sin embargo, la falta de apoyo de la última administración habría frenado el progreso en este segmento:

«México tiene un recurso solar excelente y costes competitivos, pero lleva un déficit de instalación de energía solar en los últimos cinco años que necesita recuperar», afirmó el director general para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

A pesar de los desafíos, Álvaro García-Maltrás se mostró optimista sobre el futuro de la energía solar en América Latina. Señaló que es crucial no perder tiempo en debates regulatorios, ya que la oportunidad podría pasar.

«Es momento de arrancar», concluyó, enfatizando la necesidad de acciones concretas para aprovechar el potencial solar de la región y valorar los beneficios que pueden aportar la incorporación de trackers y almacenamiento, que además de los módulos fotovoltaicos también forman parte de la cartera de soluciones disponibles de Trina Solar para la región.

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Con el objetivo de beneficiar al país con más energía renovable y acelerar la transición energética, la central eólica Wayra Extensión, ubicada en la ciudad de Marcona, provincia de Nasca, en la región sureña de Ica, inició su operación comercial luego de recibir la aprobación del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

Esto representa el primer hito para Orygen, la empresa líder en generación de energía renovable a cargo del portafolio adquirido por el fondo global de inversión Actis, tras la reciente compra de Enel Generación Perú.

Las centrales eólicas Wayra I y Wayra Extensión se posicionan como el parque eólico más grande del Perú, con una capacidad de 310MW que refuerzan el suministro de energía sostenible, confiable y competitiva que el país.

De acuerdo a los datos aportados por la compañía, el proyecto eólico Wayra Extensión, contó con una inversión de US$ 188.5 millones y está emplazado en un área de aproximadamente 2.443 hectáreas. Se trata de un sistema de energía eólica con 30 aerogeneradores de 5,9 MW cada uno que generarán 177 MW de potencia instalada, con capacidad de amplificación. Esta energía renovable se entregará al sistema peruano a través de la subestación Poroma.

Se considera que sus aerogeneradores están entre los más grandes y potentes de Latinoamérica lo cual permite que el parque tenga una mayor capacidad instalada pese a tener menor cantidad de turbinas que Wayra I, proyecto que entró en funcionamiento en 2018.

Tras el tan esperado logro, Marco Fragale, CEO de Orygen, destacó: «Este logro es una muestra del gran potencial del Perú para el desarrollo de energías renovables. Asimismo, refuerza nuestro liderazgo en la generación eólica y solar con casi 600MW de capacidad puestos al servicio de las industrias peruanas y el bienestar de la sociedad».

Y agregó: «Con este hito promovemos la conformación de un nodo energético renovable en el sur del país, con Ica como protagonista de la transición energética. Además, gracias a Wayra Extensión evitamos la emisión de 385,000 toneladas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo así con el objetivo país de reducción de huella de carbono”.

Además, desde Orygen revelaron que durante el periodo de construcción de la central eólica, se crearon más de 500 puestos de trabajo, tanto en el proyecto como en las actividades alrededor del mismo, de los cuales más de 200 fueron desempeñados por iqueños. Esto denotan el compromiso de la firma por priorizar la contratación de mano de obra y la adquisición de productos y servicios locales.

Asimismo, se desarrollaron proyectos de economía circular, electrificación, saneamiento y agua potable, talleres educativos, entre otros.

Tal como explicó la compañía, este logro confirma suposición en el mercado como la generadora renovable líder en el Perú al reunir alrededor de 600MW de capacidad solar y eólica, que representan el 40% de la capacidad renovable no convencional del país. 

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La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) de Bolivia actualizó el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para lograr una mayor participación de energías verdes mediante la suma de alrededor de 4670 MW renovables hacia el 2050. 

El objetivo es alcanzar una participación renovable de, al menos, 75% de la capacidad instalada para ampliar la cobertura del servicio energético de la población y avanzar en la transición energética durante las próximas décadas. 

De acuerdo a información compartida por el presidente ejecutivo de ENDE, Manuel Valle, el “ambicioso plan” implica prácticamente duplicar la oferta actual de potencia operativa en Bolivia, de 3641 MW a 6773 MW en 2033, y llegar a más de 8200 MW hacia el año 2050. 

Cabe recordar que los 3641 MW actuales de la matriz energética del país se reparte de la siguiente manera:

735 MW hidroeléctrica (31% de toda la capacidad instalada)
168 MW solares (3%)
135 MW eólica (4%)
135 MW biomasa (4%)
2468 MW termoeléctricas (58%)

“Mirando a futuro, a 2050 prevemos llegar a 2755 MW de instalaciones hidroeléctricas, 1726 MW solares, 1027 MW eólicos, 100 MW en geotermia, casi 200 MW en biomasa y 2468 MW termoeléctricos”, sostuvo Manuel Valle durante un foro. 

“La transición energética va de la mano con la disminución del consumo de combustibles fósiles, que ya inició con los nuevos proyectos de ciclos combinados para reducir y optimizar el uso de gas natural”, agregó. 

Mientras que, a partir del ingreso de nuevas fuentes de generación, el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional proyecta que a 2030 se dará la universalización del acceso al servicio básico de electricidad.

Además, el presidente ejecutivo de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia aseguró que también se expandirá el sistema de transporte eléctrico del país; pasando de 73688 kilómetros en el corriente año a 10020 km en 2033 y 11229 km para el año 2050.

Tensión
2024 (km)
2033 (km)
2050 (km)

115 kV
2453
2683
2683

230 kV
4679
6236
7097

500 kV
235
1102
1450

Total km
7368
10020
11229

“Tenemos muy claro que no pueden haber transición sin transmisión. Si no construimos las líneas de evacuación de energía y la transportamos a los lugares donde se consumirá, no tendrá sentido”, subrayó Valle. 

“Esto está vinculado con los nuevos proyectos que se ejecutarán de generación fotovoltaica, eólica e hidroeléctricas, adicionalmente de las nuevas líneas que se construirán para interconectar Bolivia con el país vecino de Brasil”, complementó. 

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Marsh, corredor de seguros y consultor de riesgos líder en el mundo, tuvo una participación destacada en el último evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe. Allí, David Peña, líder de desarrollo de negocios en Energía para América Latina y el Caribe de la empresa, subrayó la importancia de que proyectos energéticos, principalmente aquellos que incorporan nuevas tecnologías, cuenten desde etapas tempranas con un aliado como Marsh.

«Acompañar a las diferentes empresas desde que nacen los proyectos, en la etapa greenfield, pasando por la financiación, construcción, operación y eventual desmantelamiento, es clave para mitigar riesgos», introdujo el referente de Marsh.

De allí que, su vinculación con proyectos energéticos va más allá que solo entregar pólizas de seguro. “Lo que buscamos es anticiparnos y entender el proyecto desde su concepción para mitigar cualquier posible incertidumbre,» aclaró David Peña. Esta anticipación es crucial, especialmente cuando se trata de tecnologías nuevas o proyectos innovadores que pueden generar incertidumbre tanto para los aseguradores como para los reaseguradores.

Durante su intervención, Peña ilustró con varios ejemplos la relevancia de involucrar a Marsh desde las etapas tempranas de los proyectos por su compromiso por obtener los mejores resultados posibles para cada proyecto, contemplando la visión de la banca y la tecnología involucrada para evitar desafíos futuros y asegurar un desarrollo sin contratiempos.

La gestión de riesgos en proyectos con nuevas tecnologías

Durante panel de debate de FES Caribe denominado “Las oportunidades de la energía eólica en la región”, el líder de desarrollo de negocios en energía de Marsh reconoció riesgos particulares a los que se enfrentan con esta tecnología que continúa evolucionando en potencia de turbinas:

«Yo trabajé en Brasil varios años y había proyectos eólicos de 1 MW, hoy eso es historia. Siempre vamos a apoyar nuevos proyectos con mayores aerogeneradores, ojalá más grandes y a menores costos, pero es importante que el mercado asegurador y reasegurador entiendan bien cómo funciona la tecnología».

En tal sentido, mencionó un caso en el que un fabricante de primer nivel tenía un modelo considerado prototipo porque no tenía las horas de rodamiento requeridas considerándose de mayor riesgo. «El proyecto entró en operación y la exigencia de los bancos era tener una póliza con un deducible de 90 días, pero el mercado asegurador sólo pudo ofrecerla con 180 días, lo que no sirvió de mucho,» explicó.

Siguiendo con las tecnologías emergentes, Peña destacó el caso de las baterías, que aunque relativamente nuevas, están ganando tracción rápidamente. «Las baterías están teniendo una atracción enorme, especialmente en Chile, que es pionero en este ámbito», comentó. Sin embargo, la experiencia con baterías aún sería incipiente a nivel mundial, lo que introduce un grado de incertidumbre considerable para la bancabilidad de proyectos con estas soluciones de acumulación.

Marsh trabaja estrechamente con los desarrolladores de proyectos para mitigar este tipo de riesgos, obtener las pólizas y acercarse del mejor modo al cierre financiero. «Nos sentamos anticipadamente con los proyectos y les decimos, desde la óptica del mercado asegurador, qué se sugiere en la implementación», explicó David Peña, líder de desarrollo de negocios en Energía para América Latina y el Caribe de Marsh.

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Teniendo en cuenta que la matriz energética en Ecuador es fundamentalmente hidroeléctrica, la crisis que afrontó el país debido a los efectos del fenómeno de El Niño y sus consecuentes racionamientos de energía, hace que se incremente el interés por invertir en proyectos renovables para hacer frente a la demanda energética del país.

En este contexto, empresas de diversos rubros están invirtiendo en generar su propia energía para diversificar la matriz ecuatoriana, garantizar el servicio y generar ahorros en sus tarifas de luz.

Bajo esta premisa, la cadena de comida rápida KFC Ecuador inauguró la segunda fase de su planta fotovoltaica de autoconsumo en Inga Alto, Quito, consolidándose como el proyecto más grande en su tipo del país.

Con una inversión de más de 2 millones de dólares, la nueva fase añade 1.1 MW de capacidad, sumando 2.5 MW en total, suficiente para cubrir el 95 % de la demanda de 26 restaurantes y suministrar energía renovable a la Empresa Eléctrica Quito.

Estos locales están ubicados en zonas estratégicas tales como Recreo, C. C. I., San Luis, Quicentro, Santa María Tumbaco, San Luis PB, Carapungo, El Bosque, Sangolquí, Villaflora Santa María, Super Akí Labrador, San Antonio de Pichincha.

Según informó la compañía, esta planta desde su inicio en operación en 2022 evitó la emisión de 690 toneladas de CO2 el primer año, el equivalente a plantar 1.620 árboles, generando 2.79 GWh de energía renovable.

Pero esto no sería todo, la cadena gastronómica también proyecta una tercera fase en la costa para ampliar los beneficios de la energía solar, reafirmando sus prácticas sostenibles y su compromiso con una matriz energética diversa y responsable.

Durante la ceremonia de inauguración, Javier Cruz, gerente de gestión humana de KFC: «El objetivo es reducir nuestras emisiones de carbono a través de la energía más limpia pura e inagotable como es la solar. Buscamos minimizar lo máximo posible el daño que le hacemos al medio ambiente mediante nuestros procesos productivos».

Cabe destacar que el inicio y ampliación de dicho complejo fotovoltaico fue diseñada en conjunto con la empresa especializada en energía fotovoltaica Solar Team.

En el marco de este nuevo hito, Daniel Rosero, gerente técnico de Solar Team explicó: «Hemos instalado esta planta fotovoltaica en tiempo récord: aproximadamente 2 meses. El complejo fotovoltaico tiene más de 5 mil paneles solares, los cuales aportan mensualmente entre 200 y 250 MW/hora al país”.

Y agregó: “Nos sentimos orgullosos de lo que podemos lograr con iniciativa privada, sin ningún costo al estado ecuatoriano. Queremos invitar a más empresas a replicar estos proyectos y aprovechar los beneficios de la energía solar”.

De acuerdo a información de KFC, en la implementación de esta segunda fase se crearon alrededor de 40 puestos de trabajo y el funcionamiento de esta es mediante monitoreo remoto a través de una app.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ha estado en reuniones constantes con el Centro Nacional de Despacho (CND), organismo público dependiente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), para la determinación de la Norma Técnica transitoria de los servicios complementarios de control de voltaje y potencia reactiva, así como de desconexión de carga.

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, anticipó en exclusiva para Energía Estratégica que tienen lista su propuesta de norma y la aprobarán “en estos días” para que durante este tercer trimestre del año 2024 salga publicada en el Diario Oficial La Gaceta.

Esto se torna de gran relevancia para agentes generadores renovables en el Mercado Eléctrico Mayorista, ya que allí se incluyen nuevos requerimientos para las centrales eólicas y solares vinculados a la habilitación de prestación de servicios de control de voltaje y potencia reactiva (ver más).

“En esta nueva normativa transitoria le estamos solicitando a los agentes generadores de plantas solares fotovoltaicas y eólicas el monitoreo vía unidades de medición fasorial (PMU, por sus siglas en inglés) para tener más cantidad de datos en tiempos muy pequeños y así poder controlar su operación en la red”, expresó el comisionado Flores.

Aquello no sería todo. Lo que se está buscando con esta norma primeramente es establecer transitoriamente algunos requisitos técnicos de operación en condiciones de operación normal y de emergencia, respuesta dinámica ante cambios de consigna, de absorción y entrega de potencia reactiva, modo de control de voltaje, así como el factor de potencia, operación condiciones de huecos de voltaje y sobrevoltajes, ya que Honduras atraviesa algunos problemas en la red que pueden estar relacionados a la instalación de granjas solares fotovoltaicas o eólicas sin almacenamiento.

De allí que en paralelo, desde la CREE además estén trabajando en cambios regulatorios para incorporar almacenamiento, modificando algunos reglamentos y normas técnicas vigentes, tales como el Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica, el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista, entre otros.

“Lo que andamos buscando es que se realicen las inversiones con almacenamiento de energía mediante sistemas híbridos y también como expansión de la transmisión con ingresos garantizados”, aseguró el regulador.

De esta manera, se enviarían señales claras para que nuevas inversiones se realicen pero siguiendo reglas a la medida de las necesidades de este mercado. Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, observó que para incluir aportes que desde la iniciativa privada realicen, se prevé una socialización y consulta pública de su propuesta de almacenamiento energético también durante el tercer trimestre de este año.

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José Danilo Pacavita Avila, Technical Manager Utility para México, Colombia y la región de Centroamérica y el Caribe de LONGi, brindó una entrevista exclusiva en el marco de un nuevo evento de Future Energy Summit (FES). Allí, el portavoz de LONGi se refirió a los grandes hitos que la compañía ha logrado y próximas metas que el equipo se ha propuesto.

Según comentó Pacavita, durante el Q4 del 2023 llevaron a cabo una serie de negociaciones que resultaron favorables para cerrar nuevos acuerdos de suministro durante el Q1 de este 2024. Esto ha llevado a que LONGi amplíe su alcance en nuevos proyectos utility, aumentando su participación en mercados estratégicos.

“Ha sido un escenario bastante positivo para la marca, incrementando números de Market Share en República Dominicana, en Colombia y en México”, introdujo.

El foco principal en la región durante este año estaría en República Dominicana donde contarían con una participación en el orden del 50% de Market share e irían por más, en atención a la construcción de un buen volumen de proyectos en este mercado del Caribe.

Respecto a México, el referente de LONGi confirmó que el mercado “en términos de utility está despegando de nuevo”, además del ya conocido ritmo de incorporación en el segmento de generación distribuida.

“Lo que buscamos en países como México, aprovechando que estamos en este congreso, es actualizar la industria después de 5 años sin un número importante de proyectos. Es importante ser parte de este desarrollo tecnológico, capacitar a las empresas y ser esa mano aliada que les lleve a tener un mejor modelo financiero y tener mejores números para el cierre de los proyectos”, indicó durante el evento FES Mexico.

Sobre Colombia, Danilo Pacavita identificó un Boom de plantas de 10 MW y de 20 MW del que son parte como suministradores de módulos tipo PERC, TOPCon e IBC, destacándose el TOPCon como módulo top ventas en esta compañía y el IBC como producto estrella con el que acumulan nuevos casos de éxito, un ejemplo de esto serían dos plantas solares de 20 MW recientemente inauguradas en Colombia con módulos de IBC Technology.

“Somos la única marca Tier One en el mercado que está fabricando IBC Technology y estamos llegando a plantas que están teniendo más del 10% de producción de lo esperado”, puntualizó Pacavita.

De esta manera, el panorama es bastante alentador para LONGi, con números atractivos para compartir con sus clientes en lo vinculado a la fabricación y suministro de módulos fotovoltaicos como su Core Business.

En adición, desde la empresa están contribuyendo a la madurez de proyectos fotovoltaicos con almacenamiento de energía e hidrógeno verde, con servicios y soluciones vinculadas que están empezando a fluir en la región.

“En términos de almacenamiento, nosotros apuntamos más al asesoramiento técnico que estamos teniendo con los clientes sobre cómo dimensionar este sistema de baterías -ya que, como tal, LONGi no tiene división de baterías, pero tiene otras soluciones de almacenamiento- y en términos generales, producción de hidrógeno verde con electrolizadores alcalinos”, aclaró.

En concreto, refiriéndose a hidrógeno verde comentó que han trabajado inicialmente en proyectos pilotos de 1 a 5 MW, pero reconoció que existe un optimismo a desarrollar un negocio grande con megaproyectos en torno al hidrógeno, siempre incluyendo energía eólica y solar.

“La división en la cual estoy es más que todo enfocada desarrollar ese dimensionamiento de la planta necesaria para el electrolizador alcalino y desde nuestra área de hidrógeno ya empezamos a tener electrolizadores de 1 a 5 MW, electrolizadores modulares hasta 20 MW. Y pues incluso en China ya hay varios proyectos en operación del orden de los 100 MW”, finalizó José Danilo Pacavita Avila, Technical Manager Utility para México, Colombia y la región de Centroamérica y el Caribe de LONGi.

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En Colombia el proceso de consultas previas son 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.

En este marco, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y la Fundación Paz y Reconciliación- Pares, elaboraron un estudio enfocado en el parque eólico Windpeshi, en el cual abordan la conflictividad social, los beneficios y las oportunidades de los proyectos de energía eólica en esta región.

De acuerdo al reporte, aunque los retrasos en la construcción y operación de los parques eólicos en La Guajira representan un problema para la transición energética, para que esta sea exitosa y se cumplan los tiempos proyectados, es necesario un proceso de fortalecimiento institucional a través de la participación de todos los niveles del Estado,  la voluntad y disposición de las comunidades y la transparencia de las empresas.

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Y agregó: «Sólo a través de la construcción conjunta de territorio bajo un criterio de gobernanza colaborativa y corresponsabilidades se puede avanzar en el proceso de transición energética. Es necesario que exista seguridad jurídica para ambas partes en el desarrollo de estos proyectos: poder mantener los acuerdos es la única forma».

Según el reporte, si bien este acuerdo se da a través de las consultas previas, esta herramienta puede ser un «arma de doble filo» si no se implementa de manera correcta.  El proceso de coordinación y preparación tiene que ser inclusivo y debe contar con todos los actores involucrados y terceros interesados, entre los cuales se encuentran las Oficinas de Asuntos Indígenas, las comunidades wayuu, la empresa, las alcaldías, personerías, defensorías, corporaciones autónomas regionales, la ANLA, Ministerios de Minas y Energía, Interior y demás instituciones del sector público que sean garantes de todo el proceso y se permita un ejercicio de gobernanza colaborativa en la toma de decisiones.

«Es importante reconocer la particularidad del territorio y las comunidades que lo habitan, el éxito de la transición energética en el departamento requiere el reconocimiento y la compresión de las formas de vida y la toma de decisiones en las comunidades wayuu (…) Es indispensable un fortalecimiento del acompañamiento institucional al proceso de consultas previas, pero también hay alternativas complementarias, como el empoderamiento de las comunidades energéticas, que no sólo se tratan de suministrar energía, sino que van más allá», afirmó.

En efecto, el escrito señala que el departamento de La Guajira es una pieza clave en la transición energética de Colombia, y por la misma particularidad del territorio y sus dueños, los wayuu, los proyectos de energía eólica deben llegar a acuerdos sobre el uso del suelo con las comunidades wayuu.

Bajo esta premisa, una de las expertas entrevistadas en dicho informe, Mónica Uribe Mariño, brindó su visión los desafíos que debe afrontar el país para avanzar en diversificar la matriz en La Guajira.

«A pesar de los beneficios económicos y sociales que estos proyectos pueden aportar, se resalta la necesidad de un mayor acompañamiento institucional y la creación de condiciones que permitan superar las tensiones sociales y culturales en el territorio. Las consultas previas y el diálogo multiactor son fundamentales para asegurar una Transición Energética justa y sostenible», concluye.

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) alertó un nuevo cambio de reglas para la generación distribuida en el país tras la publicación del Decreto 446-023 correspondiente al pliego tarifario 2024, por el que agregó una nueva categoría denominada “suscriptores con generación” y por la la cual comenzó la desenergización de la tarifa eléctrica con los autogeneradores industriales. 

“Aumentó el cargo de potencia contratada, que refleja los costos de la red, pero sólo en esta categoría de suscriptores con generación, y bajó el precio por la energía que se le vende; lo que representa una fuerte señal de cambio de reglas de juego. En otras palabras, aumenta lo que deben pagar los generadores industriales por la potencia fija contratada y disminuye el costo de sustitución por tener por ejemplo paneles solares”, señaló Marcelo Mula, presidente de AUDER. 

“Cambia drásticamente las cuentas de una inversión fotovoltaica, lo que desencadenó un intercambio con el gobierno desde la Comisión de Generación Distribuida de AUDER, planteando que esa medida era perjudicial para el sector”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.. 

Cabe recordar que desde años atrás, los autogeneradores en la industria de Uruguay tenían un sistema de inyección cero, es decir que no podían volcar excedentes a la red. Hecho que resultaba complejo de implementar porque generalmente las centrales renovables de autoconsumo debían funcionar en 30% menos porque debían implementar un gap para acompasar la curva de carga y la de demanda. 

Pero tras las sequías que generaron déficits energéticos en Uruguay, hace 3 años, se propuso al antiguo ministro de energía, Omar Paganini, que se puedan inyectar a la red la energía renovable que se estaba desaprovechando generada en el sector industrial, habilitación dada en 2022 y en cuyo decreto se le  solicitó a la  Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) que defina una nueva categoría para comprar esa energía que ahora se habilitaba inyectar a red. 

“Lo que fue un pedido para optimizar el sistema y vender los excedentes, fue un tiro por la culata porque la normativa publicada fue perjudicial y en algunos casos económicamente convenía sacar los paneles fotovoltaicos ya instalados para no pagar demás el mix energético”, subrayó Mula. 

“Es una tarifa discriminatoria porque no se hicieron en todas las categorías del pliego tarifario, lo que además de traer rentabilidad comprometida, trajo un cambio rotundos en las reglas de juego para las inversiones y una modificación en el espíritu lanzado para flexibilizar el autoconsumo industrial, de tal manera que se comprometió la viabilidad de varios proyectos en desarrollo”, insistió.

A raíz de ello, desde la Asociación Uruguaya de Energías Renovables y la Asociación de Grandes Consumidores de Energía Industrial (AGCEI) se enviaron notas al Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) para que se deje en suspenso lo planteado en el Decreto 446-2023; sumado a que poco menos de diez empresas presentaron recursos de amparo/inconstitucionalidad de la medida. 

Luego de las gestiones, desde el MIEM se respondió que se mantendrán las reglas de juego pasadas para aquellos proyectos que se presenten hasta octubre del 2024, pero luego de eso aplicará el nuevo pliego tarifario. 

Y si bien representa una ventana para los proyectos en desarrollo, desde AUDER manifestaron que no se resolvió el tema de fondo y que sigue siendo una señal negativa y discriminatoria para el sector renovable, ya que va en contra de la promoción de éstas en la industria. 

“No estamos en contra de que se desenergice la tarifa, porque las empresas distribuidoras de electricidad cobrarán por el uso de la red; pero faltó gradualismo y no fue bien recibido que sólo aplique a un grupo de suscriptores con generación. No estamos de acuerdo que la desenergización de las tarifa la paguen los autogeneradores, por lo que esperamos que el próximo gobierno (elecciones en octubre) lo pueda rever”, sostuvo el presidente de AUDER.

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Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es mayormente hidroeléctrica, fenómenos climáticos como El Niño impactan negativamente en el suministro eléctrico obligando al país a diversificar su matriz hacia fuentes limpias.

El déficit de energía que enfrenta el país y sus abundantes recursos naturales lo convierten en un punto estratégico para atraer inversiones internacionales.

Bajo esta premisa, el ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, fue invitado como ponente principal a LATAM-Japan Hydrogen Workshop 2024, en Tokio (Japón), una cumbre en la que ministros, funcionarios y representantes diplomáticos de varios países de América Latina debatieron estrategias en común para avanzar en la transición energética.

Allí, el funcionario expuso las grandes oportunidades de inversión en energías renovables que ofrece el país en el sector minero-energético en línea con su compromiso por reducir las emisiones de carbono.

«Nuestro país está bien ubicado geográficamente para acceder a los mercados internacionales y servir como corredor comercial regional. Produce 8 de los 17 minerales críticos necesarios para la transición energética, de acuerdo a un informe del INGEMMET de 2022«, resaltó.

Al contar con estas condiciones favorables, el titular del MINEM anticipó que se viene una ola de nuevos proyectos de energías no convencionales en el corto plazo: «A la fecha, tenemos más de 25,477 megavatios en proyectos de energías renovables a cargo de inversionistas que presentaron sus estudios de pre-operatividad ante el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES)».

De ese portafolio, reveló que existe un potencial de generación de 12,449 MW solares, con proyectos en Piura, Cajamarca, Lambayeque, La Libertad e Ica y de 9,703 MW eólicos en Arequipa, Moquegua, Puno y Tacna.

Además, Mucho aseguró que Perú está bien posicionado a nivel mundial para desarrollar la economía del hidrógeno de bajo costo, con costos de producción identificados entre los 10 primeros a nivel mundial.

Sumado a esto, reveló que ya hay una Estrategia Nacional para el Hidrógeno Verde, vigente desde el inicio del gobierno de la presidenta Dina Boluarte, y que se ha creado un Grupo de Trabajo Multisectorial en abril del año pasado para contribuir a la puesta en valor de ese recurso no contaminante.

A su vez, calificó como un hito histórico la reciente aprobación de la Ley N° 31992, entendida como un vehículo fundamental para atraer inversiones en hidrógeno y obtener nuevas fuentes de energía para el transporte, la producción de fertilizantes, la refinación petrolera, la industria del acero, entre otras actividades económicas.

«Esta ley sienta las bases para un marco regulatorio que abordará las actividades y desafíos relacionados con toda la cadena de valor de este vector energético en nuestro país. (…) Para el 2040, el hidrógeno verde será dominante en competitividad debido a los bajos precios de la electricidad previstos, el alto potencial renovable del Perú, especialmente en el sur, y la reducción de los costos de la tecnología», proyectó.

Esta normativa que fue aprobada en marzo tras reiteradas sesiones en el congreso, 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.

Según expertos del sector consultados por Energía Estratégica, la regulación es la más ambiciosa en hidrógeno verde de Latinoamérica y ayudará a acelerar los intercambios comerciales para convertir a Perú en un exportador de hidrogeno verde y sus derivados.

A su vez, señalan que con esta ley, Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo objetivo de 1 USD/kg de H2V, y reemplazar el 100% de los combustibles fósiles en industrias como el acero y el cemento para el 2050.

La entrada Rómulo Mucho: «Perú cuenta con 25.477 MW de proyectos renovables en estudio de preoperatividad» se publicó primero en Energía Estratégica.

La firma Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) confirmó que avanza en nuevos proyectos de generación renovable en la provincia, tanto fotovoltaicos como geotérmicos, siendo esta última una alternativa que hasta el momento no tuvo gran avance en el país.

En el caso de las dos centrales geotérmicas, la empresa provincial trabaja en Caldera Cerro Blanco, donde busca reconocer si existe el recurso necesario, de tal modo que el Consejo Federal de Inversiones (CFI) financiará un estudio de sondeo eléctrico vertical para pasar a otra instancia para avanzar en el proyecto, según explicó Natalia Dusso, vicepresidenta de CAMYEN.

El área de estudio está situado en la zona cordillerana de Antofagasta de la Sierra y es una caldera volcánica de 6 kilómetros, a 80 kilómetros al suroeste del más extenso Cerro Galán.

“Es un reservorio geotérmico comercial apto para producir energía eléctrica, con estudios que entregan un mínimo de 14 MW al 90% de confianza, y más de 50 MW con probabilidad del 50% de confianza. Y según las temperaturas estudiadas en el reservorio (mayor a 100°C), el complejo geotérmico Cerro Blanco se clasifica como de Alta Entalpía”, explicó Dusso durante un evento.

“Si no se avanza, se tendrá un recurso sin utilizar, considerando lo necesario de esa generación en un lugar donde está la mayor cantidad de proyectos mineros y que significaría una oportunidad costo-efectiva en cuanto al beneficio para el ambiente y para el desarrollo competitivo de cada una de las empresas mineras”, agregó. 

Además, la vicepresidenta de Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado aseguró que trabajan en cuatro parques solares localizados en diferentes localidades, los cuales ampliarán la matriz renovable de la provincia.

Si bien ya hay instalados 153,71 MW fotovoltaicos a lo largo de nueve plantas adjudicadas bajo el Programa RenovAr, existen otros cinco proyectos por 225 MW de capacidad que deberán entrar en operación comercial en los próximos meses o años:

PS Shincal II – 15 MW adjudicados en la licitación pública RenMDI (2023)
PS Ampajango I – 5 MW de RenMDI (2023)
PS Amanecer IV – 10 MW con prioridad de despacho en tercer trimestre 2021 del Mercado a Término (MATER) 
PS MSU Andalgala – 90 MW vía MATER en el primer trimestre 2024
PS Recreo I – 100 MW asignados en el MATER en el primer trimestre 2024

CAMMESA asignó prioridad de despacho a casi 1300 MW renovables en el MATER

“También se encuentran potenciales eólicos en dos zonas de Catamarca; siendo el área de mayor interés para el desarrollo de un parque eólico de 120 MW en San Martín; mientras que el Salar de Pipanaco es otra área de interés con importante disponibilidad de recurso eólico para la generación de energía (cerca de Parque Arauco, Aimogasta)”, complementó. 

“Sumado a que las empresas de extracción buscan sacar el litio de mayor PPM. Por lo que también se desarrolla un sistema para reutilizar el litio de baja PPM (50 a 300 partes por millón) en baterías de menor uso de PPM junto a otros elementos que se utilizan en esa tecnología. Esto hace que cuando se reutilice el litio, se prefiera el de Sudamérica y por tanto tendría otro valor”, añadió. 

La entrada CAMYEN prevé incursionar en energía geotérmica en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó la nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al segundo trimestre del 2024. 

El segundo llamado del año tendrá entre 280 MW para asignación de prioridad de despacho plena (ver anexo) y poco más de 1754 MW bajo el mecanismo Referencial “A”  (ver anexo), que permite que los agentes inyecten energía con curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones, siempre y cuando se cumplan ciertos factores. 

El denominado “MATER Pleno” contará con 280 MW para exportar en el corredor integrado por Misiones, Noreste Argentino y el Litoral, dado que en aquellas zonas donde se observa un mayor factor de carga para parques eólicos o solares no tendrán capacidad adjudicable, tal como sucedió en pasadas oportunidades. 

Mientras que el mecanismo Ref “A”, sí tendrá potencia disponible para todos los corredores, puntualmente desde 1254 MW hasta 1754 MW, dependiendo si en algunos de ellos se adjudican proyectos eólicos o fotovoltaicos. Por lo que las características de los mismos se detallan a continuación: 

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

Cabe aclarar que, la información mencionada para ambos mecanismos del MATER 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. 

Aunque también CAMMESA informó que no publicará más puntos de interconexión (PDI) I que se encuentren en redes de media y baja tensión pertenecientes a un agente distribuidor, debiendo utilizarse un PDI relacionado con la estación transformadora de 132/66/33/13.2 kV vinculada/relacionada al nodo de conexión efectivo del generador, en el nivel de tensión correspondiente.

Por otro lado, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA nuevamente detalló diez obras de transmisión que entrarían en operación en los próximos meses y años. 

Para el Anexo 3.2 se consideran las siguientes obras:

Fecha probable para E/S

NOA

LÍNEA 132 KV NONOGASTA SOLAR – MALLIGASTA 2

1/12/2026

LÍNEA 132 KV CHAMICAL – RIOJA SUR

31/12/2026

LÍNEA 132KV SANTIAGO SUR – BANDERA

1/12/2026

ALTIPLANO 220kV

31/12/2026

CEN

LAT Villa Mercedes Sur – P.I. San Luis 132 kV

30/6/2026

LAT Maranzana II – Promaiz 132 kV

30/6/2026

CUY

DT Solar Ullum – COSTANERA SAN JUAN 132 kV

29/8/2025

ET Nueva San Juan Sur

31/12/2025

Segundo Transformador ET Nueva San Juan 500/132 kV 450 MVA

30/6/2026

DT Cruz de Piedra – Gran Mendoza 220kV

31/12/2024

¿Cómo sigue el proceso?

La fecha límite para solicitar prioridad de despacho es el viernes 26 de julio, tanto para los proyectos que busquen ingresar vía MATER Pleno como para aquellos que lo hagan bajo el mecanismo Referencial “A”, es decir con curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

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

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En el marco del último Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Ricardo Estévez, gerente de desarrollo de proyectos renovables de EGE Haina, abordó los avances y desafíos en el desarrollo de energía eólica en República Dominicana, señalando que la empresa, pionera en el ámbito de la energía eólica con proyectos emblemáticos como el parque eólico Los Cocos, continuará apostando por esta tecnología.

«Actualmente, tenemos cinco concesiones eólicas que suman aproximadamente 250 MW y les doy la noticia que en los próximos meses estaremos iniciando nuestro quinto parque eólico, el parque eólico Esperanza, que esperamos tenerlo en línea para mediados o finales del próximo año», afirmó.

EGE Haina está decidida a expandir y diversificar su cartera de proyectos, sorprendiendo por su apuesta por la eólica luego de años de desarrollo con solar debido a obstáculos vinculados principalmente a los costos asociados.

«Una campaña de medición eólica cuesta probablemente cuatro veces más que una campaña solar. Para un parque eólico necesitamos al menos dos mástiles, lo que implica un costo ocho veces mayor que para un proyecto solar», explicó Estévez.

Además, durante el panel de debate en FES Caribe denominado «Las oportunidades de la energía eólica en la región», mencionó que la ubicación del recurso eólico suele estar en áreas remotas lejanas de subestaciones, lo que añade complejidad y costos adicionales en comparación con proyectos solares que están ubicados en muchos casos más cercanos a los centros de consumo.

El transporte de componentes es otro reto significativo que se desprende de aquello. Mientras que los componentes de un proyecto solar pueden ser transportados por la mayoría de las carreteras del país, el transporte de componentes eólicos requiere estudios de ruta costosos y acondicionamientos específicos. «En algunos casos, acondicionar la vía puede costar un 5 o 6% del costo total del proyecto», indicó Estévez. Sin embargo, enfatizó la importancia de la energía eólica para el país y la necesidad de encontrar soluciones inteligentes para superar estos desafíos.

Una de las estrategias de EGE Haina ha sido combinar proyectos solares y eólicos en un mismo sitio para hacer los proyectos más costo efectivos. «Donde vamos a desarrollar un proyecto solar, también desarrollamos un proyecto eólico. Así, aprovechamos la infraestructura existente, como subestaciones y líneas de transmisión, lo que nos permite reducir costos y superar algunos de los retos de transporte», comentó Estévez, deslizando que tal caso sería para el proyecto eólico Esperanza, a localizarse junto al parque solar Esperanza.

¿Qué otra solución podría haber para que la eólica mantenga un ritmo constante de crecimiento? Estévez se refirió a la necesidad de mecanismos de compensación para fomentar el desarrollo de proyectos eólicos. «En 2015, los proyectos solares recibían PPA mucho más altos que los eólicos, lo que incentivó su desarrollo. Ahora, la energía solar es más competitiva que la eólica y necesitamos reconsiderar esos mecanismos de compensación», dijo. Además, destacó que los proyectos eólicos pueden producir energía durante la noche, lo que complementa la matriz energética del país y justifica una reconsideración en los incentivos para estos proyectos.

Un último tema que puso en discusión en el marco de FES Caribe fue la importancia de actualizar la regulación para permitir proyectos eólicos de mayor capacidad, lo que facilitaría una economía de escala y precios más competitivos. «Actualmente, los proyectos eólicos no pueden superar los 50 MW, lo que limita nuestra capacidad de negociar con los fabricantes de turbinas y obtener mejores precios», concluyó Ricardo Estévez, gerente de desarrollo de proyectos renovables de EGE Haina.

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