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

En este contexto, la asociación civil sin fines de lucro,  Perú Renovable, emerge como un actor clave en la difusión y promoción de estas prácticas en el país, liderando un movimiento hacia un futuro más limpio y sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, Alfredo Vivanco, Presidente de Perú Renovable, y Gabriela Sobrados, Directora de la misma institución, comparten su visión sobre la coyuntura peruana y señalan propuestas para el avance del sector en el país sudamericano.

“En 2024, se espera un significativo crecimiento en la adopción de renovables en Perú. Respaldado por políticas gubernamentales, inversiones en infraestructura y una creciente conciencia ambiental, el país tiene como meta alcanzar el 20% de participación de energías renovables en su matriz energética para el año 2030. Este objetivo, establecido por el gobierno peruano a través del DS N° 003-2022-MINAM, refleja un compromiso con la transición hacia un futuro más sostenible”, explica Vivanco.

En este sentido, el experto proyecta que la capacidad instalada de energía renovable, que incluye solar, eólica e hidroeléctrica, continúe expandiéndose. Incluso, destaca que se están ejecutando proyectos a gran escala, como parques eólicos y solares, con la participación tanto del sector público como privado.

“Este año entrarán en operación 4 proyectos que sumarán 507 MW al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), contribuyendo significativamente a la diversificación de la matriz energética”, asegura.

Desafíos y retos por delante

Con un compromiso compartido entre los sectores público y privado, Perú está bien posicionado para liderar la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible.

A pesar de todo este potencial, Sobrados reconoce que el sector de las energías renovables en Perú enfrenta diversos retos. 

“Uno de los principales desafíos es mejorar la infraestructura de transmisión para integrar de manera eficiente la energía renovable en la red eléctrica nacional. Además, se requiere una mayor estabilidad en el marco regulatorio y político para brindar seguridad jurídica a los inversionistas y promover un entorno propicio para el desarrollo de proyectos”, enfatiza.

Y agrega: “Otro aspecto crucial es la necesidad de mejorar la capacidad técnica y de gestión en el sector, así como promover la inversión en investigación y desarrollo de tecnologías renovables”. 

Además, sugiere la necesidad de abordar las preocupaciones socio ambientales, como la consulta y participación de las comunidades locales en el desarrollo de proyectos y la mitigación de impactos ambientales.

Cambios sugeridos en el marco regulatorio

Con el objetivo de superar estos obstáculos, ambos especialistas proponen cambios específicos en el marco regulatorio para potenciar la actividad renovable en el país. Por ejemplo, proponen el establecimiento de mecanismos de subasta para tecnologías como la geotermia, que actualmente enfrentan barreras económicas debido a sus altos costos iniciales. 

“Las tecnologías renovables como la eólica y solar son rentables actualmente y se debe fomentar su inversión. Caso aparte es el de la geotermia, por ejemplo, que requeriría de mecanismo de subasta para su viabilidad, dado que su costo es alto comparado con otras tecnologías (aproximadamente, relación de 5 a 1 con la solar)”, explica Vivanco.

 Además, Sobrados plantea la creación de un mercado de servicios complementarios que reduzca la inflexibilidad de las unidades térmicas y fortalezca la confiabilidad del sistema eléctrico peruano.

En conclusión, ambos expertos coinciden en la necesidad de un enfoque integral que aborde tanto los aspectos técnicos y regulatorios como las preocupaciones sociales y ambientales para impulsar el crecimiento sostenible del sector de las energías renovables en Perú. 

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La firma GCL, fabricante de módulos solares totalmente integrados desde la extracción del silicio hasta la producción de paneles, analizó la evolución tecnológica del mercado fotovoltaico durante el mega evento Future Energy Summit (FES) México. 

Vitor Rodrigues, director técnico LATAM & Iberia de GCL, vaticinó cambios tecnológicos en las tipologías de celdas solares durante los próximos años a partir de la reducción de la reducción de costos de producción. 

“Los precios bajaron mucho rápidamente, vinculado a la demanda y la oferta. Pasamos de un supplies market a business market, por lo que tenemos más oferta que demanda y las capacidades aumentaron. Pero no creo que se mantenga así por mucho tiempo más”, indicó durante el panel de debate “Energía limpia 24/7: el rol de la energía solar, el almacenamiento y el hidrógeno verde”.

“Tuvimos un cambio tecnológico en 2021 con TOPCon, pero habrá otros en el futuro, ya que por ejemplo ya escuchamos hablar de células tándem, que serán una realidad. Quizás no sea ya mismo con los precios actuales, pero con una estabilización de los precios a lo largo del 2024 y 2025 podremos tener este cambio hacia el 2026”, afirmó. 

Esto no significa que el mercado fotovoltaico no sea “interesante” para GCL, pero su director técnico LATAM & Iberia reconoció que actualmente los márgenes de la compañía no le permiten realizar tanta inversión en llevar adelante esas modificaciones tecnológicas. 

A pesar de ello, GCL se posiciona entre las empresas top 500 en China y su papel como la segunda empresa más importante energética a nivel local que amplían sus negocios hacia nuevas latitudes, incursionando en mercado como el centroamericano y destacando aumentos significativos en la eficiencia de los módulos, pasando del 19% al 22% en menos de un lustro mediante avances en celdas PERC y la transición hacia módulos N-Type.

“Por otro lado, los desafíos no son sólo tecnológicos, sino también de bancabilidad y trazabilidad. Es una realidad para presentar nuestra tecnología para cada proyecto, por lo que desde los fabricantes debemos ayudar en bajar las emisiones de carbono, garantizar auditorías de trazabilidad hasta el silicio para cumplir con los requisitos del mercado”, aclaró. 

Es por ello que desde GCL apuntan a soluciones más dedicadas al mercado Latinoamericano, como por ejemplo productos de cargas mecánicas superiores donde utilizarán distintos marcos de aluminio con compósitos para conseguir 4000 pascales. 

“Queremos traer distintos diseños, somos flexibles y sabemos que no hay una única solución para los proyectos; sino que en algunos se necesita más potencia, otros más cargas mecánicas, entre otras. Es decir, diseños de módulos que permitan la compatibilidad con el sistema”, subrayó Vitor Rodrigues ante un auditorio con más de 400 referentes del sector energético de la región. 

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Gonvarri Solar Steel ha firmado un nuevo acuerdo para el suministro de 40 MWp de sus seguidores solares 1P en Chile, reforzando su posición como uno de los principales proveedores de estructuras solares en el país. Este contrato incluye el suministro de más de 796 seguidores monofila y bifila para un paquete de proyectos situados en las regiones del Atacama y Valparaíso.

Estos proyectos involucrarán la instalación de más de 60.000 módulos fotovoltaicos, lo que permitirá la generación de energía limpia suficiente para abastecer a 23.000 familias cada año. Esta iniciativa no solo subraya el compromiso de Chile con la incorporación de energías renovables en su mix energético, sino que también marca un importante avance en la adopción de tecnologías sostenibles en una de las zonas con mayor irradiación solar del mundo.

La reciente operación se suma al anuncio realizado por la compañía hace unos meses sobre el suministro de 118 MW de sus seguidores 1P también en la región del Atacama. Con estos proyectos, Solar Steel ha alcanzado un track record de más de 600 MW en Chile, de los cuales 158 MW están actualmente en proceso de suministro, reafirmando su posición como un actor clave en el mercado solar chileno, y del panorama global.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 21 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com 

Sobre Gonvarri Industries

Gonvarri Industries cuenta con más de 6.000 empleados repartidos por más de 27 países a través de 54 fábricas, 29 centros de distribución y oficinas desde las que suministra soluciones metálicas desde sus líneas de negocio: Centros de Servicio, Metal Structures, Solar Steel, Soluciones de Almacenaje, Electromovilidad, Precision Tubes y Laser.

Para más información www.gonvarri.com 

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AES está enfocada en ser una empresa energética con generación 100% de fuentes renovables. Para lograrlo, no sólo impulsa un plan de descarbonizar sus operaciones con cierres de centrales a carbón, sino que además prepara un portafolio de proyectos eólicos y solares para invertir en los próximos años.

A nivel global, esta multinacional tiene expectativas de crecimiento en doble dígito de aquí al 2027, contemplando un backlook -megavatios contratados asociados a proyectos renovables-, de más de 10000 MW a nivel mundial.

República Dominicana no será la excepción. En este mercado caribeño, tienen en operación 150 MW con los proyectos Bayasol, Santanasol y Agua Clara; y, según se anticipó en el megaevento de Future Energy Summit (FES) realizado este año en el país, se prevé una fuerte apuesta a renovables.

“Actualmente, tenemos en construcción unos 240 MW que deberían entrar en dos etapas en los próximos 12 meses”, introdujo Edy Jiménez, vicepresidente Comercial de AES Dominicana.

¿Qué es lo que sigue? En su plan de negocios para los próximos 5 años la compañía estima que la inversión solo en energías renovables alcanazaría los 900 millones de dólares; por lo que, adicional a los proyectos ya mencionados, se suma un pipeline en desarrollo de aproximadamente 500 MW.

“Cuando vemos todo el horizonte yo diría que en los próximos 5 o 6 años AES está planificando tener en operación aproximadamente 900 MW de renovables no convencionales”, declaró Edy Jiménez.

No obstante, aquella apuesta por eólica y solar durante este lustro, vendría acompañada aún por su portafolio gas to power que ya inició con la ejecución de los primeros proyectos y tiene previsto continuar unos años más como tecnología de transición.

“Abogamos por una transición energética responsable”, argumentó el vicepresidente Comercial de AES Dominicana.

El año pasado, la empresa inauguró a través de EnaDOM (entidad que surge producto de las alianzas entre Energas y AES Dominicana) el segundo tanque de almacenamiento de gas natural en el país que buscaría fortalecer “ese puente que nos va a llevar a una transición energética exitosa”, en palabras de Jimenez.

Por lo que, según comentó el referente de AES, aunque la meta del 100% de energías renovables es clara, desde la empresa aún deben aterrizar con qué recursos y a qué ritmo llevar a cabo esa transición.

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

Ricardo Palacios, director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de Jinko Solar, analizó qué necesita México para que el segmento de la generación distribuida crezca exponencialmente en el futuro y las oportunidades que se pueden presentar.

“La generación distribuida siempre mantuvo abierto el mercado y hay oportunidades de crecimiento interesantes, por lo que la idea primordial es entender cómo cambian y mejoran las tecnologías”, sostuvo.

“Hay muchas regulaciones en diferentes países, y bien no se puede trabajar con el mismo esquema para todo, se pueden tomar ideas de países que tienen la determinación de hacer que la generación distribuida sea parte de la matriz energética”, remarcó. 

Tal es así que el especialista apuntó que la demanda eléctrica no disminuirá, y por tanto a la importancia de buscar soluciones para afrontar esa necesidad de una forma más limpia y eficiente en lugar de enfocarse en el problema que se pueda convertir. 

“El usuario final se ve beneficiado si se presentan regulaciones o legislaciones que vayan de la mano del crecimiento de las posibilidades, ya sea como aumentar el límite a 1 MW o 2 MW de capacidad; pero de la misma manera el usuario tiende a hacer que se haga más pequeño su gasto, porque hace una inversión que libera los nodos de transmisión”, subrayó Palacios. 

“Todo va de la mano para que eventualmente se logre una matriz energética heterogénea, que permita a la gente de hacer las inversiones y ofrecer al mercado diferentes opciones”, agregó durante el panel de debate denominado “Renovables y grandes consumidores de energía: Aliados de largo plazo” del evento FES México. 

Cabe recordar que la generación distribuida tiene un umbral de 500 kW por proyecto en México, y en conjunto con los sistemas bajo Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME) suman 3361.69 MW de capacidad instalada, según estadísticas de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) al cierre del 2023.

De esa potencia total, 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia y dando cuenta del gran interés por la incorporación de estas alternativas de generación en el mercado mexicano.

Por tecnología, la solar fotovoltaica sigue siendo tendencia para sistemas de generación de hasta 0.5 MW con 3,339.31 MW en 410,810 contratos. No obstante, otras tecnologías que participan son la biomasa (2.53 MW en 26 contratos), el biogás (17.61 MW en 88 contratos), la cogeneración (1.36 MW en 8 contratos), la eólica (0,72 MW en 127 contratos), el gas (0.077 MW en 9 contratos), el diésel/combustóleo (0.072 MW en 13 contratos) y la hidroeléctrica con 0.009 MW en 4 contratos.

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El auge de las renovables, motivado por el avance de las tecnologías, hacen que se acelere la transición hacia una electrificación del sistema eléctrico, lo cual supone cambios en la regulación de servicios públicos.

Con el objetivo de analizar qué estrategias son más efectivas para afrontar tal cambio de paradigma, Quantum America entidad con más de 25 años de experiencia en servicios públicos centrados principalmente en electricidad, gas natural, agua y transporte, realizó con éxito en Bariloche su 21º Seminario Internacional de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas.

Este consistió en 5 jornadas de capacitación constante, con sesiones simultáneas donde se plantearon los interrogantes de cómo mantenerse al día con las mejores prácticas para obtener ventajas competitivas en el mercado.

En exclusiva con Energía Estratégica, Fernando Damonte, gerente de operaciones, hizo un balance del evento: “El seminario fue muy positivo. Permitió la representatividad de América Latina en infraestructura y servicios públicos, ya que contó con la participación de profesionales y portavoces de importantes empresas del sector, entes reguladores y otros organismos de 11 países del continente”.

Y agregó: “Además de las sesiones, hubo oportunidad de networking que facilitó el vínculo entre los participantes, lo cual permitió que puedan llevarse experiencias de otros países para poder aplicarlas en sus jurisdicciones”.

De acuerdo con el especialista, a diferencia de otras capacitaciones, esta consiste en un seminario executive que recibe año a año distintos colaboradores y donde se abordan temas teóricos y prácticos por sector con el objetivo principal de transferir conocimiento.

En este sentido, el seminario se dividió en 3 ejes temáticos:

Fundamentos Teóricos: se presentó una sesión plenaria de apertura e introducción del contenido de cada una de las sesiones.
Teoría Aplicada: las sesiones se realizaron según las temáticas: Fundamentos, Herramientas Regulatorias, Diseño Tarifario y Tendencias. 
Estado del Arte: se analizó el estado del arte de la regulación en Latinoamérica y los resultados de nuestros desarrollos más recientes para cada uno de los sectores (Electricidad, Gas Natural, Agua y Saneamiento).

En línea con la nutrida agenda del seminario, Damonte explicó las tendencias en regulación tarifaria que se están viendo hoy en Latinoamérica.

“La Guerra de Ucrania y Rusia aceleró la transición energética en Europa y esos avances se están contagiando en América Latina. Al verse afectada la cadena de suministro, multinacionales con sus casas matrices en Europa pero con presencia en Latam tomaron medidas de modernización y acciones de mitigación de emisiones de CO2”, explicó.

“Asociado con esto, la tendencia más fuerte son los planes pilotos inteligentes de estructuras tarifarias dinámicas. Se trata de una tarifa que cambia en función de la hora del día a través de medidores inteligentes que registran cuánto consumo hay por hora y ese precio cambia en función del horario del consumo”, añadió.

Según Damonte, el país de Latinoamérica más avanzado e innovador que está adoptando esta tendencia es Brasil con un esquema denominado Sandbox Tarifario. Este es un proyecto a nivel nacional donde están probando una gran cantidad de proyectos piloto para estimular la reducción de la demanda de punta, generación distribuida y movilidad eléctrica, entre otras cuestiones.

“Brasil está liderando la tarifa dinámica en América latina: existen aproximadamente 8 distribuidoras que están llevando adelante estos planes piloto y todos son diferentes. El primer paso para modernizar las tarifas, son los planes de la sustitución de medidores convencionales por inteligentes. La idea luego es hacer reformas políticas teniendo en cuenta las lecciones aprendidas y que puedan ser tomadas como casos de éxito por los países vecinos”, argumentó.

En este sentido, el portavoz de Quantum señaló que la falta de estabilidad por los problemas macroeconómicos, sociales y financieros que enfrentan muchos países latinoamericanos en muchos casos les impide apostar a estas cuestiones de largo plazo y se enfocan más en resolver los problemas de corto plazo.

No obstante, Damonte es optimista y prevé un reordenamiento tarifario en tres países de la región entre el 2024 y 2025: Argentina, Chile y Colombia. Se espera que estos sean los más próximos en replicar un sandbox regulatorio como el brasilero.

“Argentina requiere de una actualización en materia tarifaria así que esperamos que haya mucha actividad este año en torno a la regulación lo cual atraerá inversiones. También Chile es terreno fértil para una modernización tarifaria porque siempre está innovando y tiene una plataforma muy sólida. A su vez, hay buenas expectativas para Colombia ya que está evolucionando mucho en regulación de servicio público”, estimó.

En este contexto, Damonte observa una fuerte tendencia hacia la electrificación de la energía motivada principalmente por la sustitución de combustibles fósiles hacia la electro movilidad y el reemplazo de calefacción a gas natural por bombas de calor (una tendencia que es muy común en Europa).

“En los próximos años habrá una gran evolución de las energías renovables que permitirán el desarrollo de estos avances. También se incorporarán baterías para darle la resiliencia y la confiabilidad necesaria al sistema para atender esa demanda creciente. Esto requiere de un desarrollo regulatorio muy fuerte para facilitar estas cuestiones”, concluyó.

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Con la adjudicación por parte de la UPME (Unidad de Planeación Minero-Energética) del segundo circuito Cerromatoso-Sahagún-Chinú a 500 kilovoltios y la ampliación de la subestación Sahagún, ya son dos los proyectos relevantes asignados a Celsia en el transcurso del año. Así, la empresa de energía de Grupo Argos aporta al crecimiento del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

Julián Cadavid, líder de Transmisión y Distribución de Celsia, precisó que «este proyecto es muy importante para los usuarios de la Costa porque mejora la seguridad y la confiabilidad del sistema de transmisión nacional, asegura la atención de la demanda en Córdoba, y permite la conexión de proyectos de generación térmica y solar de gran envergadura en esa zona del país». 

Agregó que la oferta de Celsia, además de cumplir con todas las exigencias técnicas solicitadas, fue la más competitiva en el aspecto financiero. En la convocatoria participaron empresas nacionales e internacionales caracterizadas por su rigurosidad y capacidad técnica.

Aspectos relevantes del proyecto: 

Construcción de cuatro nuevas bahías en la subestación existente, Sahagún de 500 kV, que es de Celsia.
Construcción de una línea en doble circuito a 500 kV de cerca 2 km, desde la subestación Sahagún hasta la intersección existente en Cerromatoso-Chinú II, lo cual permitirá reconfigurar la línea Cerromatoso-Sahagún y Sahagún-Chinú.
El proyecto deberá estar en servicio a mediados de 2026.

En febrero Celsia había logrado la adjudicación de una primera convocatoria para construir la subestación Carreto de 500 kV, de cerca de un kilómetro de red en doble circuito. Este proyecto deberá estar en servicio en 2027.

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De acuerdo con los datos brindados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S. A. (CAMMESA) ese aporte fue encabezado por la energía eólica con 1.376,3 GWh (74,1%), seguida por la energía solar con 283,3 GWh (15,2%). En tanto los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos aportaron 126,4 GWh (6,8%) y las bioenergías, 70,4 GWh (3,8%).

La nueva marca histórica se conforma con las tecnologías incluidas en la Ley N° 26.190/2006 (actualizada por la Ley 27.191) que establece el Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables: pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (Hidro <50 MW), eólica, solar y bioenergías.

En abril la generación de energías renovables por el conjunto de estas tecnologías fue de 1.856,4 GWh, mientras que la demanda del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) ascendió a 10.000 GWh.

Por otra parte, si consideramos como renovable a la energía hidroeléctrica mayor a 50MW, la generación total de renovables en abril fue de 4.145,93 GWh, abasteciendo el 41,45% de la demanda eléctrica ya que el sector de las grandes hidroeléctricas aportó 2.289,53 GWh a la matriz.

De esta forma, el sector renovable consolida su participación en la generación energética, y contribuye con un matriz diversificada a lo largo del territorio argentino.

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1000 MW es la capacidad total que promete el proyecto de Central Fotovoltaica Puerto Peñasco. Esta iniciativa renovable en el Estado de Sonora que prevé estar finalizada en 2028, está registrando hitos significativos que muestran su progreso.

De las cuatro secuencias de desarrollo que tiene planificadas, ya cuenta con 120 MW instalados y 300 MW están listos para interconectar. Si bien estas primeras dos fases han enfrentado demoras, se espera que su tercera fase de 300 MW adicionales sea lanzada próximamente, para luego dar lugar a una cuarta de 280 MW que permita concluir el proyecto en tiempo y forma.

Según anticipó el Dr. Rafael Cabanillas, titular de la Dirección de Energía de la Secretaría de Economía del Gobierno del Estado de Sonora, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se debería estar alistando para el lanzamiento de una convocatoria para la instalación de los nuevos 300 MW.

«Las convocatorias las saca la Comisión Federal de Electricidad, no lo controlamos nosotros pero le damos seguimiento. En lo que refiere a la secuencia tres, está pensada para iniciar a finales de este año”.

“De tal manera que, si no me equivoco, la licitación está a punto de salir, hay que estar pendientes. Son 300 MW, es grande”, subrayó el Dr. Rafael Cabanillas.

Las empresas interesadas en participar deberán contemplar que para que el proyecto pueda estar operativo durante el año 2026, tendrán 22 meses para la instalación en el Sistema Interconectado Baja California (BCA) pero que podrán existir demoras para alinear su despacho a requerimientos americanos.

“El Sistema Interconectado Baja California tiene una complejidad especial y es que está conectada a Estados Unidos. Tiene una sincronía de trabajo con la empresa con la que está conectada en Estados Unidos, que no es la del SIN. Entonces, para hacer esta conexión y poder integrarse, va a llevar un poquito más de tiempo. Pero la línea ya está construida”, aseguró el Dr. Cabanillas.

Durante un webinar moderado por Marisol Oropeza, Marketing And Public Relations Consultant de Intersolar y Business and Marketing Strategist de Matters, el director de Energía de Sonora aclaró que a futuro sí contemplan una incorporación al SIN pero anticipó que será “bajo un proyecto especial, entiendo yo, con una tecnología de alto voltaje de corriente directa para desfasar las sincronías y no tener los problemas que en estos momentos se presentan en corriente directa”.

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No hay dudas que la generación distribuida juega un rol importante en la ambiciosa meta planteada por el gobierno actual de Gustavo Petro de alcanzar 6 GW de capacidad instalada renovable, antes de finalizar su mandato.

Bajo esta premisa, el Ministerio de Energía y Minas publicó para comentarios el borrador por el cual se modifica el Decreto 1073 de 2015, en relación con los lineamientos de política energética en materia de autogeneración y producción marginal.

Este documento tiene como objetivo principal generar simetría en las condiciones de participación en el mercado mayorista entre los generadores, autogeneradores y productores marginales al adicionar la “producción marginal” y eliminar “entrega de excedentes”.

De esta forma, establece que los consumos de energía en áreas especiales y por productores de hidrógeno abastecidos por fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) estarán exentos de estos cargos por un periodo de dos años.

Decreto_Autogeneracion_para_comentarios

A su vez, propone un límite mínimo de la autogeneración a gran escala. De acuerdo al escrito, la UPME establecerá, en un período de seis meses, el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, el cual se podrá actualizar si las variables que se tuvieran en cuenta para su determinación cambian significativamente.

«Este tendrá en cuenta criterios técnicos y económicos y no podrá ser superior al límite mínimo de potencia establecido por regulación para que una planta de generación pueda ser despachada centralmente», explica.

Asimismo, fija los parámetros o «requisitos necesarios» para ser considerado autogenerador o productor Marginal. Algunos de ellos son la utilización de activos del Sistema de Transmisión Nacional y la regulación de excedentes de energía. En otras palabras, los productores marginales pueden entregar excedentes a la red y deben estar representados en el mercado mayorista por un agente comercializador o generador.

En este sentido, la propuesta de ley permite que la energía producida por autogeneradores pueda utilizar los activos del sistema de transmisión nacional para el autoconsumo en sitios diferentes a los de producción. Además en la entrega de la Energía Excedente, la cantidad de energía sobrante producida puede superar el consumo propio en cualquier proporción.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta propuesta del Ministerio de Energía y Minas fue bien recibida por expertos del sector energético por facilitar la optimización del uso de recursos energéticos propios.

Uno de ellos fue Ricardo Álvarez Orozco, Director de Desarrollo de Negocios en We Power, empresa enfocada en soluciones de energía solar y eficiencia energética, quien destacó en sus redes sociales: «El decreto de autogeneración se complementa con el de comunidades energéticas al promover la generación distribuida y la participación ciudadana en la gestión energética. Las comunidades energéticas pueden aprovechar la normativa para autogenerar y consumir energía en colectivo, maximizando los recursos locales y fomentando la cohesión social».

Álvarez Orozco, explicó que con ambas iniciativas abren oportunidades ya que reducen los costos operativos y mejoran de la sostenibilidad para la industria, facilitan a las personas el acceso a energía reduciendo de la pobreza energética e incrementan la independencia energética y la promoción de la sostenibilidad ambiental a nivel país.

No obstante señaló que para que su aplicación sea efectiva, el gobierno deberá asumir los retos de: «asegurar la correcta aplicación de las exenciones y parámetros; desarrollar la infraestructura necesaria para soportar la autogeneración y la entrega de excedentes; y extender la autogeneración remota a otras áreas, no solo especiales».

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Ventus, una empresa de ingeniería y construcción civil dedicada a proyectos de energía renovable e infraestructura, presentó su primer Informe Anual de Sostenibilidad, correspondiente al año 2023 y por el que da a conocer los principales hitos de la compañía. 

El reporte detalla que Ventus sumó 130 MWp de capacidad instalada mediante la ejecución exitosa  de contratos de EPC para parques solares fotovoltaicos y 90 MW de contratos de operación y mantenimiento, lo que le permitió incrementar en un 22% el valor económico de la empresa respecto a 2022.

Gracias a ello la compañía superó los 2300 MW de capacidad solar y eólica construida en América Latina, gestionando más de USD 2.700 millones en activos renovables para sus clientes. 

«Para el año 2023, nuestra meta fue alcanzar un total de USD 76 millones en contratos de servicios firmados con clientes. Nos complace informar que superamos este objetivo, logrando un total de USD 83 millones de dólares”, detalla el Informe Anual de Sostenibilidad.

Y dentro de esos números, se destaca la consolidación de Ventus en Colombia, donde están presentes desde 2016 y ya representan más del 40% de la potencia renovable operativa en el país con más de 500 MWp. 

Mientras que en Uruguay fueron partícipes del parque solar Albisu I (14 MW de potencia), el  primer parque fotovoltaico dedicado a la venta de energía entre privados en la historia del mercado eléctrico del país (ver nota), que contó con una inversión aproximada de 14 millones de dólares y más de 150 colaboradores de mano de obra, del cual el 14% fueron mujeres. 

Dicho parque posee más de 24000 paneles solares y la cantidad de energía entregada será de 23500 MWh/año. Y si bien ya existía una ley y un marco regulatorio, nunca se había dado que dos privados hubieran comercializado energía entre ellos, por lo que es un hito para el mercado eléctrico uruguayo. 

“La empresa trabaja activamente en el desarrollo de proyectos GreenField. En este marco, Ventus posee antecedentes por más de 1200 MW de desarrollo y más de 30 proyectos de energía renovable en toda la región de América Latina, desde la etapa Greenfield hasta la etapa “listo para construir”, y vendió esos proyectos a inversores Tier 1”, complementa el documento. 

“También hemos avanzado en el desarrollo de un proyecto pionero de hidrógeno verde en Uruguay, el cual esperamos poder anunciar próximamente, y hemos colaborado con la Cámara de Industria en el diseño de un Plan Nacional para la recuperación y valorización de envases, lo cual marcará un hito histórico para el país y la región”, añade

En tanto que por el lado de movilidad eléctrica, Ventus alcanzó un acuerdo con la firma Evergo (plataforma de carga de vehículos eléctricos), para construir la red de carga privada más grande del Uruguay; como parte de sus principales hitos en el transcurso del 2023. 

Compensación de la huella de carbono

La empresa fundada en 2010 inició el proceso de medición de nuestra huella de carbono en todos los sitios donde llevan a cabo nuestras operaciones para que, a fines del corriente año, puedan  identificar con precisión las actividades y materiales que tienen el mayor impacto en la generación de gases de efecto invernadero

A la vez, durante el año pasado plantaron un total de 130 ejemplares de especies nativas, que ha permitido alcanzar una proyección de captura de carbono de 156,25 toneladas de dióxido de carbono equivalente (t CO2 equivalentes) como parte del compromiso activo con la restauración y conservación ecológica.

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TotalEnergies, compañía multienergética global integrada, avanza en su compromiso con la transición energética en mercados de Centroamérica y el Caribe.

En República Dominicana, donde la compañía está operativa desde el año 2014, está impulsando una estrategia de negocios que incluirá un alto componente de activos de energías renovables.

“En República Dominicana, serán 500 a 600 MW en operación en los próximos dos o tres años”, aseguró Fernando de la Vega, Country Manager Renewables de TotalEnergies Dominicana.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, el referente señaló que la oficina de República Dominicana será hub o ancla de la región del Caribe, siendo otro mercado importante Puerto Rico donde avanzará también a través de ciertas asociaciones de baterías y energía solar.

En la zona continental, adicional a su actividad en grandes mercados como Brasil, Chile, Argentina y Estados Unidos, prevén avanzar con más de 1.5 GW hacia el final de la década, siendo Guatemala y Panamá las plazas más estratégicas para el crecimiento de la compañía en Centroamérica, y otras como Colombia, Ecuador y Perú en Sudamérica.

Para lograrlo, la intención de la compañía en el sector de electricidad involucra la integración vertical a través de cinco pilares: Generación, a partir de renovables; Flexible Power, vía ciclo combinado con gas natural; almacenamiento en baterías; Trading de Electricidad, comercio que llevará a cabo en ciertos países que están interconectados; y finalmente la venta de Electricidad, llevando el electrón al usuario final.

Almacenamiento como un work around

Para concretar la interconexión de un parque de generación en aumento, desde TotalEnergies Dominicana advierten la necesidad de ampliar la infraestructura de transmisión. Ahora bien, mientras se aguarda por aquellas inversiones cuantiosas en redes, desde la compañía destacan el rol del almacenamiento como solución alternativa para un mayor aprovechamiento de la electricidad disponible.

“El almacenamiento es un hack, es un work around, para poder brindar la red y también poder seguir creciendo en términos de la energía renovable en este país”, consideró Fernando de la Vega, Country Manager Renewables de TotalEnergies Dominicana.

Desde la perspectiva del referente empresario “hay mucho interés” por incorporar almacenamiento. No obstante, un gran pendiente para poder agilizar su incorporación sería brindar claridad sobre cómo se encuadraría esta solución y sus servicios asociados en el mercado.

“Necesitas la certeza de saber a qué precio y cómo va a ser el retorno de la inversión”, subrayó.

A partir del precio spot, los inversionistas ya están realizando cálculos de referencia, pero aquello no sería suficiente; por lo que, el pedido de la iniciativa privada sería que el regulador avance en aquella definición para obtener un precio oficial, que sería preciso para poder cerrar el financiamiento de nuevos proyectos de almacenamiento.

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El crecimiento alcanzado durante 2023 podría catalogarse como un hito mundial para Trina Solar. La empresa, no sólo alcanzó envíos de módulos por más de 65 GW a finales del año pasado- un 51% más de lo que se logró en 2022,- sino que, además, espera que la cifra actualizada al cierre del primer trimestre de 2024 supere los 205 GW en el total acumulado.  Este liderazgo se ha extendido a su serie Vertex, donde la firma registra un suministro por más de 120 GW de su versión 210 mm a sus proveedores de todo el mundo al primer trimestre del año.

Estos son algunos de los hitos clave para la empresa de energías renovables que, en 2023, registró ingresos por más de 16 billones de dólares, un 27,26% más que el 2022, según informó la compañía en su 2023 Annual Report.

Gracias a su mirada innovadora a los desafíos actuales de la industria energética, Trina Solar ha batido 25 récords mundiales en innovación y eficiencia de conversión de células fotovoltaicas. Un historial de logros que se ha construido gracias al desempeño de sus más de 50.0000 trabajadores que operan desde las 70 sucursales activas que posee la marca.

Los módulos de Trina Solar son sólo una de las tres unidades de negocio en las que la empresa ha logrado grandes hitos al ser la primera empresa de la industria en alcanzar una producción masiva de módulos TOPCon de más de 700W, liderando la industria en la era PV7.0.

Con “TrinaTracker” – software de monitoreo inteligente-, durante 2023, se concretó la aplicación de 200 nuevas patentes al repertorio de 2.000 patentes de softwares y derechos de Copyright que tiene registrada la compañía. Éstas permitirán, en un futuro cercano, la digitalización de nuevas plantas fotovoltaicas, gracias al desarrollo de soluciones avanzadas con inteligencia artificial, con la calidad y garantía que identifica a Trina Solar.

Con presencia en más de 170 países y regiones, Latam y el Caribe no queda fuera de este panorama. La tercera categoría “TrinaStorage”- la unidad de negocio de almacenamiento de energía y baterías- anunció su apertura en la región en enero de este año y eligió a Chile como su plataforma.  Al respecto, Vicente Walker, Storage Business Development Manager de Latinoamérica y el Caribe, y también, representante de Chile en esta recapitulación de nuevos logros para Trina Solar a nivel global, señala que la empresa sigue sumando nuevos proyectos para el éxito de este 2024.

Para el segundo trimestre de 2024, la unidad de Trina Storage sigue consolidando su posición como proveedor líder mundial de productos y soluciones de almacenamiento de energía, como fabricante de almacenamiento de energía de nivel 1, según la última evaluación del informe BloombergNEF (BNEF). La empresa ha impulsado su éxito en el mercado del almacenamiento de energía, con productos como sus celdas de batería de 280Ah, 306Ah y 314Ah, que, sin duda, reflejan las capacidades internas e investigaciones que poseen.

“Estamos muy contentos con un proyecto nuevo que incluye las últimas versiones de todos los equipos, es decir, los módulos fotovoltaicos, TrinaTacker y TrinaStorage. Estamos contentos de que el cliente crea en el valor agregado de encontrar todos los suministros en una sola marca; la solución completa”, señaló Walker.

También destaca la capacidad de innovación y producción que tiene Trina Solar en más de 7 países alrededor del mundo, entre ellos Vietnam, Tailandia, Indonesia, Estados Unidos, Brasil, España y Emiratos Árabes. Así Trina Solar cuenta con más de 95GW de capacidad mundial de producción de módulos, 50 GW en wafers, 75 GW en celdas, 10 GW en trackers y 12 GWh de storage. Esta última cifra llegó a 25 GWh durante el primer trimestre de 2024.

La entrada Trina Solar registra un aumento del 27% en sus ingresos interanuales liderando el mercado de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Minas y Energía informa al país la entrega de las primeras Comunidades Energéticas Educativas que hacen parte de la Estrategia Nacional de Comunidades Energéticas. Lo hace desde el emblemático territorio de paz, memoria y dignidad del Municipio de Bojayá, tras 22 años de los trágicos acontecimientos que enlutaron a nuestro pueblo.

La Energía del Cambio llegó a los colegios públicos del Chocó para transformar vidas a través la inauguración de 23 Comunidades Energéticas en su camino a la democratización de la energía y el derecho de niños y niñas a la educación digna: “Con la Comunidad Energética pudimos solucionar una dificultad que teníamos en la escuela de Sanceno.

Los niños ya tienen acceso a la luz a través de los paneles solares y cuentan con el servicio de manera permanente”, asegura Maritza Mena Bolaños, profesora de la Institución Educativa de Sanceno.

El Ministerio de Minas y Energía busca democratizar el derecho a la energía como base habilitante de las economías regionales populares y el desarrollo territorial.

El Ministro Andrés Camacho señala que se trata de una apuesta para que los habitantes de estas poblaciones puedan acceder a la energía, a partir del desarrollo de modelos energéticos respetuosos con el medio ambiente y haciendo uso de los potenciales energéticos renovables de los territorios.

Más de 1.400 personas empiezan a escribir una nueva historia donde serán protagonistas de la superación de las brechas de la pobreza multidimensional.

“Para nosotros es una bendición tener estos paneles porque el triángulo educativo se está beneficiando de ellos y es muy útil para el proceso de aprendizaje. Cuando la energía que viene de Quibdó se va, en la escuela seguimos contando con el servicio y no detenemos las clases”, afirma Aura Helena Romaña Mosquera, profesora cede educativa, Calle Quibdó.

“El Chocó escribe una nueva historia, las instituciones educativas ubicadas en Zonas No Interconectadas antes contaban con algunas horas de servicio de energía a través de plantas diésel, lo que implicaba altos costos para la compra de combustible y su mantenimiento, sumado al impacto en contaminación, ahora, tienen energía garantizada a través de sistemas amigables, dignificando la vida de la comunidad”, concluyó el Ministro.

Instituciones beneficiadas:

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede Policárpica Salavarrieta

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede Los Estancos

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede Icho

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede de Guadalupe

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- -República de Panamá

I.E Mia Jorge Valencia Lozano- Sede la Troje

I.E Agropecuario de Tagachi- Sede principal

I.E Agropecuario de Tagachi- Sede de Tagachi

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20 Sede Playa Bonita

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20- Sede Motoldó

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20 sede principal

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20- Sede Baratudo

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede San Joaquín

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede Puerto Murillo

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede El Manso

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede Curiquidó

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede Boca de Purdú

Centro Educativo Diego Luis Córdoba

Centro Educativo Barranco – Sede la Loma de Belén

Centro Educativo Barranco – Sede El Trapiche

Centro Educativo Barranco – Sede de Sanceno

Centro Educativo Barranco – Sede Calle Quibdó

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Un importante paso en la transición energética de la gran minería dieron Compañía Minera del Pacífico (CMP) junto a ENGIE Chile. Se trata de la primera carga de gas natural licuado (GNL) a un camión de extracción CAEX de 220 toneladas, dando inicio a un periodo piloto de su uso en Mina Los Colorados, ubicada en Huasco, región de Atacama.

El equipo de alto tonelaje de la empresa minera fue modificado con un kit de conversión para implementar un innovador sistema de alimentación de combustible dual, utilizando principalmente gas natural licuado y, en menor medida, diésel. De esta manera, se espera que el camión reduzca entre un 15% y un 25% las emisiones de CO2 y entre un 25% y un 35% las de material particulado (MP).

El camión se mantendrá en fase piloto por cuatro meses, periodo en el que ambas compañías analizarán el funcionamiento y rendimiento del camión utilizando este nuevo sistema de combustible. Dentro de los principales puntos a evaluar se encuentran la sustitución de gas natural por diésel, la reducción de emisiones de CO2 y MP, y su productividad y disponibilidad física, entre otros.

En una mirada hacia el futuro respecto a esta propuesta, Carlos Gómez, gerente de Proyectos de CMP indicó que “en sintonía con nuestro plan de descarbonización, esperamos que los resultados sean positivos y que estos nos permitan visualizar un proyecto mucho mayor, modificando la flota completa de camiones CAEX de Mina Los Colorados. De lograr este hito obtendríamos una reducción de emisiones bastante importante, equivalente a sacar de circulación 1513 automóviles”.

Por otra parte, desde la empresa ENGIE, su gerente de Producto Gas, Andrés Peragallo, señaló: “CMP y ENGIE apuntan a cumplir las metas globales que tienen ambas compañías, y que tenemos como país, en línea con la descarbonización de los procesos productivos. Por lo mismo, el uso de gas natural en los CAEX es fundamental, siendo la primera vez que se aplica en Chile, tanto en la industria del gas y en la minería, la cual esperamos extrapolar a más flotas de camiones y otras aplicaciones de movilidad”.

Desde CMP agregaron que este proyecto representa un paso significativo hacia la descarbonización de la gran minería en Chile y marca un camino a seguir dentro de la industria, donde la compañía mantiene un rol activo respecto a la aplicación de la tecnología e innovación en este campo.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile dio a conocer las ofertas económicas de la licitación pública internacional para incorporar Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC). 

La convocatoria está destinada a la construcción de nuevas obras o la reconversión de centrales por aproximadamente 1000 MVA de capacidad, que permitan evitar costos térmicos y dejar preparado un mejor escenario para una mayor participación de la generación renovable en la matriz, especialmente en horario solar. 

Dicha infraestructura ayudaría a mantener la seguridad del sistema ya que los condensadores síncronos permiten compensar la pérdida de dicho atributo y resistir cambios abruptos en la amplitud y/o la fase de su tensión en un escenario de mayor participación de generación de energía solar y eólica.

AES Andes, Colbún, Engie Energía Chile, Transelec Holdings Rentas ltda, Alupar Colombia y Celeo Redes Chile son las firmas que compiten en la licitación de SSCC y que, en total, presentaron un total de 16 propuestas para prestar el servicio. 

Engie y Alupar fueron las empresas con el mayor número de propuestas técnicas presentadas (5 cada una) ante el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile, seguidas por Colbún y Transelec (ambas con 2 ofertas); mientras que AES Andes y Celeo Redes hicieron lo propio con una sola obra por lado. 

Las ofertas económicas de las seis empresas que buscan quedarse con la licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión deben considerar costos de oportunidad, operación, desgaste, mantenimiento, habilitación y/o implementación, entre otros aspectos. Mientras que la adjudicación puede ser parcial o total.

Y desde el gobierno definieron que monto máximo para el Valor Anualizado del Servicio Complementario (VASC) para cada oferta conforme a la siguiente tabla:

Aunque en el caso de una adjudicación total, el VASC asociado al conjunto de ofertas que permitan dar respuesta a los requerimientos de potencia de cortocircuito en las barras identificadas en la licitación, asciende a USD 47.230.000. Por lo que el valor global de la solución (VASC máximo + VAPC + costos anuales de energía) equivale a USD 60.440.000

A continuación, el detalle de cada una de las propuestas:

AES Andes

ID1: USD 7.530.407

Alupar (sólo calificaron 4 ofertas)

SE1 – Ana María 220 kV: USD 10.498.500
SE 2 – Nueva Chuquicamata 220 kV: USD 6.248.500
SE 4 – Illapa 220 kV: USD 8.898.500
SE 15 – Frontera 220 kV: USD 8.748.500

Celeo Redes 

Proyecto ID1: USD 15.640.081

Colbún

SE1 Ana María 220 kV: USD 15.792.496
SE4 Illapa 220 kV: USD 15.878.502

Engie

Condensador Síncrono ID_01: USD 10.726.714
Condensador Síncrono en S/E Chacaya 220 kV: USD 3.824.807
Condensador Síncrono en S/E Chacaya 220 kV: USD 3.401.469
Condensador Síncrono en S/E Central Tocopilla 220 kV: 4.150.947
Condensador Síncrono en S/E Central Tocopilla 220 kV: USD 3.283.162

Transelec 

SE1 Ana María 220 kV: USD 12.434.258
SE3 Likanantai 220 kV: USD 11.450.600

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Según estadísticas al cierre del 2023, por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), los sistemas de generación de hasta 500 kW bajo Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME) y Generación Distribuida (GD) escalaron a 3,361.69 MW en México.

De aquel total, 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia y dando cuenta del gran interés por la incorporación de estas alternativas de generación en el mercado mexicano.

En el marco de esta creciente tendencia, durante Future Energy Summit México (FES México) importantes players del sector coincidieron en la necesidad de mejorar la regulación para potenciar aún más este segmento.

Uno de ellos fue Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer de Solis, fabricante de inversores con 10 años de presencia en Latinoamérica, quien sugirió cuadruplicar el límite de potencia actual en el país.

“La regulación quedó corta para las necesidades del país. Hay muchas empresas de zonas industriales que nos llaman día a día para instalar sistemas solares y de almacenamiento porque no les llega la energía. Sería ideal elevar el umbral de 500 kW a al menos 2 MW, considerando las reglas actuales”, explicó

Y agregó: “ Esto podría definirse en zonas de mayor demanda energética como Jalisco, Nuevo León, Chihuahua y luego establecer un reglamento de PMGDs que pueda ser cero inyección y autoabasto para satisfacer las necesidades de muchas empresas”.

De acuerdo al experto, teniendo en cuenta que la ola de nuevas empresas llegando al país por las oportunidades del nearshoring, México necesita más energía limpia y competitiva como la solar. Sin regulaciones como esta, no será posible cumplir con las necesidades del mercado.

“El Gobierno suele ver los retos normativos como problemas, pero la tecnología es capaz de superar estos obstáculos. Hoy un sistema fotovoltaico es rentable y es fácil de instalar. Además, hay mucha oferta de empresas dedicadas a la industria solar, lo cual no sucede en otros países de Latinoamérica”, afirmó

En efecto, Rodríguez aseguró que Solis se destaca de otras compañías competidoras por la tropicalización de sus productos entendiendo las necesidades de cada mercado; el compromiso por las relaciones de largo plazo (al respetar la cadena de valor) y el profesionalismo de su servicio post venta que es clave a la hora de resolver problemas.

“Estos pilares puntuales y aterrizados son los que nos ayudan a mantenernos como líderes a lo largo del tiempo. Nos enfocamos mucho en el servicio: en cómo resolver los problemas al cliente lo antes posible trabajando de la mano de los distribuidores”, señaló. 

Según el especialista, si bien aún hay muchos retos, la generación distribuida en México está creciendo a un ritmo más acelerado que otros países de Latinoamérica y se espera que esa tendencia continúe.

La entrada Solis propone elevar el límite de generación distribuida a 2 MW en México se publicó primero en Energía Estratégica.

DREICON, empresa dedicada al desarrollo de proyectos vinculados a la transición energética, fue una de las grandes compañías que acompañó el mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit. 

Gerardo Manhard, COO y director de la DREICON, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de FES y reveló cómo se compone la amplia cartera de proyectos con los que trabaja la compañía, considerando que abarcan distintas facetas de emprendimientos, desde los inicios y pre-factibilidad hasta la ingeniería, definición de compras, compras y gestión (EPCM por sus siglas en inglés). 

“Tenemos una cartera de aproximadamente 30 proyectos, que cambia constantemente ya que pasan de la cartera de DREICON a algún destinatario o a la ejecución. Son proyectos muy variados, ya sea de corto plazo como por ejemplo eficiencia energética, otros de mediano plazo que se ejecutan y que se vendrán en Argentina, tales como aquellos de gases verdes vinculados al biometano”, detalló. 

“Contamos con dos proyectos concretos de upgrading de biometano, a la par que estamos con otros cinco de producción de biogás para que el destino sea la producción de biometano. En ese caso se consigue un off-taker del biometano, es decir empresas que deben descarbonizarse a nivel mundial”, agregó. 

Sea cual sea el caso, desde DREICON ayudan a otras entidades a encontrar soluciones para cumplir con las metas de descarbonización, en pos de lograr ventajas competitivas como acceso a fondos verdes con tasas de financiación más bajas. 

Mientras que en otros casos se busca reducir las emisiones de gases de efecto invernadero mediante proyectos de eficiencia energética, que conecten a los clientes o que éstos abastezcan parte de su demanda con energía renovable o instalen propias centrales verdes en sus industrias. 

“Eso hará que se cumpla la normativa local (Ley N°27191 de Argentina) de tener una participación del 20% de renovables hacia el 2025, y también en el plano internacional y lo que requieren los destinatarios de los productos, que cada vez sea más limpios y eficientes en el consumo energético de la producción”, subrayó el especialista. 

Además, desde DREICON vienen desarrollando hace tiempo un proyecto de hidrógeno verde cercano a un puerto en la Patagonia donde cuentan con un importante offtaker interesado en el amoniaco verde con destino a exportación. 

La economía del hidrógeno aún está en construcción ya que, bajo la mirada de Manhard, todavía no existe una demanda concreta ni precios ciertos, por lo que apuntó a la importancia de avanzar en la permisología y el armado de la carpeta de proyectos de esa índole, para que una vez hecho eso se puede conseguir un inversor y la demanda que compre el H2V. 

Incluso, el COO y director de DREICON ya solicitó tener el contexto normativo de H2V en Argentina para que estos proyectos puedan seguir adelante; de tal de actualizar la vieja Ley N° 26123 (promulgada en 2006) y establecer un régimen de economía del hidrógeno de bajas emisiones en el país. 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, registros de la semana del 14 de mayo, indicaron que para el mes de mayo el nivel de aportes hídricos se ubicaron en un promedio de 300.04 GWh / día, permitiendo aumentar el volumen útil del embalse agregado nacional. 

Ante estas cifras, el Gobierno de Colombia aseguró que el sector energético superó la etapa más crítica del Fenómeno de El Niño 2023-2024 y que el estado actual del sistema no genera ninguna alarma.

No obstante, la Cámara Colombiana de Energía (CCENERGÍA) afirmó a través de un informe que la coyuntura energética bajo condiciones de estrés climático ha sido “un llamado de atención que obliga a actuar con mayor anticipación” y ser “más eficientes”.

“Olvidar las virtudes de un sistema como el colombiano en temporada seca con fenómeno de “El Niño” al vaivén de una suerte de sensacionalismo eléctrico, no contribuye a que se opere con las condiciones más eficientes”, explica el reporte. 

De acuerdo a la entidad, la anticipación requerida para los próximos periodos de estiaje, en especial los que podrían ocurrir entre 2030 y 2031, sugiere las siguientes medidas: 

optimización de las hidroeléctricas existentes; 
diversificación de la matriz energética al aumentar la participación real de energías renovables con centrales operando a su plena capacidad;
profundización de medidas de eficiencia energética en todos los sectores a través de modernización constante de la normatividad de nuevos equipos y promoción de reemplazo y retiro de equipos obsoletos;
desarrollo de infraestructura eléctrica de transmisión y distribución para mejorar la confiabilidad del sistema.

También propone la creación de un grupo de trabajo de análisis de emergencias energéticas compuesto por actores públicos y privados para evaluar el impacto de futuras temporadas secas y desarrollar un plan nacional con estrategias de diversificación energética a largo plazo que reduzcan la dependencia hidroeléctrica.

La entidad sugiere que este grupo realice estudios en profundidad sobre la severidad y frecuencia proyectadas de futuras estaciones secas; analice datos históricos de consumo de energía y máxima demanda; evalúe fuentes de energía alternativas;  estime costos económicos y sociales de la escasez de energía y proponga medidas de mitigación.

Según CCEnergía, ha primado una visión optimista a ultranza sobre la ocurrencia de nuevas lluvias a partir de abril y no se adelantaron acciones oportunas para mitigar los efectos de una eventual extensión del fenómeno de El Niño. 

“Lo más oportuno es considerar algunos racionamientos programados en regiones críticas por el alto crecimiento de la demanda, aplicar medidas conocidas por los operadores del sistema y de las redes de distribución para reducir la demanda en horas pico e intensificar la campaña de ahorro de energía”, concluyó.

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Amara NZero, distribuidor mayorista multimarca de equipos fotovoltaicos, avanza en Centroamérica con una estrategia de negocios agresiva que involucra la apertura simultánea de oficinas y almacenes en toda la región, empezando por Panamá como centro logístico.

En el Hub de las Américas ya cuentan con un espacio privilegiado de 3000 m2 para almacenar mercancía nacionalizada y no nacionalizada; es decir, para despachos de equipos dentro de Panamá y envíos en menos de 3 o 4 días al resto de la región. Ahora, la empresa iría por más.

Carlo Francesco Melillo, Country Manager para Panamá y resto de Centroamérica en Amara NZero, anticipó que contarán con oficina física en plena Avenida Balboa, próxima a ser inaugurada, y además de su primer almacén en Colón, estarán aperturando el primero en Guatemala y el segundo en Ciudad de Panamá, donde siguen creciendo en contrataciones de personal local.

Las proyecciones de crecimiento son prometedoras. En Panamá se instalan entre 25 a 30 MW al año en generación distribuida, pero el referente de Amara NZero observó que esperan que esa cifra se incremente este 2024 en un 20% o un 30%, elevando la capacidad interconectada interanual a 40 MW o 50 MW.

Aquello puede deberse en parte a que se han presenciado notables avances en la política energética local en el último año y fuertemente en los últimos meses, entre ellos la eliminación del 5% de impuesto selectivo al consumo sobre los paneles solares y otros componentes de sistemas fotovoltaicos; así como el anuncio de una licitación de 500 MW exclusivamente renovables y la nueva regulación de almacenamiento, que han motivado una nueva dinámica de mercado.

En miras de un escenario prometedor, Carlo Francesco Melillo confió a Energía Estratégica en una reciente entrevista audiovisual (ver) que persigue porcentajes de market share al alza en Panamá:

“Deseamos poder estar por lo menos entre el 25 y 30% de participación de mercado el primer año y con un optimista 40% o 50 % para para los años entrantes”.

Por ello, con Panamá como punta de lanza, Amara NZero busca ganar mercado en Centroamérica. Su concepción de distribuidor multimarca comprometido con la transición energética será un gran diferencial para lograrlo.

“Como lo indica nuestro nombre, nuestro objetivo también es lograr el Net Zero de emisiones para 2050. Es parte de nuestra misión y de nuestra estrategia de negocios”, reafirmó Melillo. 

Con Amara NZero como aliado para concretar nuevos proyectos sostenibles, se pueden adquirir módulos JA Solar, Trina Solar o Jinko Solar; inversores Growatt o Solis; microinversores Hoymiles o APsystems; y estructuras Ralux Solar, entre otras.

“Vamos a tener todas esas marcas disponibles en Panamá y contaremos con envíos para el resto de la región a través de almacenes que vamos a estar aperturando en los diferentes países”, aseguró el Country Manager para Panamá y resto de Centroamérica en Amara NZero.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que está disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica. 

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Pacific Hydro y Codelco renuevan su contrato de suministro de energía, consistente en una producción del 100% de energía renovable, donde Pacific Hydro proporcionará a la cuprífera chilena una cantidad de 375 gigavatios por año, durante 10 años, marcando un hito significativo en el impulso hacia un futuro más sostenible y estableciendo un nuevo estándar en la industria.

En concreto, el contrato considera energía para la división El Teniente, responsable de la operación de la mina subterránea de El Teniente, que puede demandar un suministro entre 60Hz y 50Hz.

Dentro de sus características destaca por ser un PPA (Power Purchase Agreement por sus siglas en inglés) o Acuerdo de Compra de Energía, que es un contrato de compraventa para adquirir energía directamente a un productor independiente, durante un período de tiempo determinado y a un precio acordado que es rentable para ambas partes.

Asimismo, el acuerdo integra tecnología innovadora. Por ejemplo, las centrales hidráulicas de pasada Coya y Pangal serán la tecnología de respaldo clave. Estas centrales son capaces de generar electricidad a una frecuencia de 60Hz, lo que no es habitual en Chile, dado que en el sistema eléctrico nacional la frecuencia de abastecimiento es 50 Hz. Y esta característica proviene de la época en que fue propiedad de compañías mineras norteamericanas. De esta forma se proporcionará la estabilidad necesaria para respaldar el suministro de energía renovable a Codelco.

«Este contrato de suministro, que representa una producción del 100% de energía renovable, proporcionará a Codelco una cantidad de 375 gigavatios por año durante la próxima década. Esta colaboración estratégica refuerza el compromiso de ambas organizaciones con la transición energética de nuestro país y su paso acelerado hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles», señaló Luis Arqueros, gerente ejecutivo Comercial, Desarrollo, Nuevos Negocios & Asuntos Corporativos de Pacific Hydro Chile

Codelco, una empresa del Estado con una larga trayectoria en la industria minera, reconoce la importancia de reducir su huella ambiental y está comprometida con la adopción de prácticas más sostenibles en todas sus operaciones. La División El Teniente, responsable de la operación de la mina subterránea de El Teniente, ubicada a ochenta kilómetros al sudeste de Santiago, ha demostrado su liderazgo al buscar activamente alternativas de suministro eléctrico que minimicen su impacto ambiental.

Cabe destacar que, dada la naturaleza de las centrales, su generación se considera renovable. El suministro será acreditado por Pacific Hydro anualmente mediante certificados I-REC, documentos de estándar internacional, que validan que la energía utilizada proviene de fuentes 100% renovables, o en su defecto, por cualquier otra institución de reconocido prestigio internacional y aceptada por Codelco.

«Este acuerdo representa un paso significativo hacia un futuro más sostenible y resalta el compromiso continuo de ambas organizaciones con la innovación y la responsabilidad ambiental. Pacific Hydro tiene más de 20 años de experiencia en generación de energía renovable en Chile y estamos comprometidos con el buen relacionamiento comunitario y el desarrollo de nuevos negocios sostenibles. Es por eso que junto a Codelco esperamos con interés seguir colaborando para impulsar el cambio hacia un mundo más limpio y próspero», finalizó Luis Arqueros.

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JA Solar, multinacional líder en soluciones fotovoltaicas, fortalece su participación en mercados de esta región con más presencia local en países emergentes con gran potencial de despegar en energía solar.

En ese sentido, la empresa ha avanzado en la contratación de más profesionales en plazas estratégicas de la región. Además de ampliar su equipo en el norte y centro latinoamericano, principalmente en Colombia y México, seguido por mercados claves de Centroamérica y el Caribe, ahora se están enfocando en la zona austral del continente.

“Contamos con un nuevo Sales Manager en Argentina y próximamente vamos a contar con nuevo Sales Manager también en Perú, quien va a cubrir el mercado local y otros países como Ecuador y Bolivia”, precisó Víctor Sobarzo Acuña, Senior Manager Sales & Business Development de JA Solar.

En una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES), Víctor Sobarzo se refirió a que la presencia local en cada uno de estos mercados será un gran diferencial que ubica JA Solar como un aliado importante desde etapas iniciales de los proyectos, hasta garantizar un servicio postventa cercano para sus clientes.

El referente empresario que se encuentra activo en el mercado chileno advirtió que, si bien ese país andino está atravesando problemáticas de vertimientos que están frenando la dinámica de ingreso de nuevos proyectos, la industria ya está trabajando en las soluciones para hacerle frente, entre ellas con almacenamiento.

“Nos encontramos en un momento de transformación, con una mutación del mercado que pasó a ser un mercado más bien de almacenamiento (…) eso es un resultado de quizás de un mercado maduro que ha crecido demasiado rápido, que ha crecido vertiginosamente en algunos segmentos como por ejemplo el PMGD y Utility Scale pero no tanto así en el mercado de la generación distribuida”, observó.

Visto aquello, los productos de JA Solar en el mercado chileno destacan por estar siempre a la vanguardia con tecnologías de alta calidad y gran porcentaje de eficiencia. En el portafolio de productos de este fabricante se destacan los módulos n-type de 72 y 66 celdas, que alcanzan hasta los 620 W en 66 celdas y hasta 640 W en bifacial de 42.

¿Qué impactos hay por las demoras en reglamento para storage? ¿Qué oportunidades identifican para el segmento PMGD? Fueron algunas de las preguntas en las que analizó el mercado con mayor profundidad Víctor Sobarzo Acuña, Senior Manager Sales & Business Development de JA Solar.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que está disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES). 

La entrada JA Solar amplía su presencia local en mercados de la región andina se publicó primero en Energía Estratégica.

La provincia de Santa Fe relanzó el programa Prosumidores 4.0, con el objetivo de promover la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y de alcanzar un triple impacto: social, ambiental y económico. 

Tal como anticipó Energía Estratégica a mediados de abril (ver nota), la nueva edición de Prosumidores 4.0 iniciará con “objetivos ambiciosos” y reemplazará al reciente programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA) y su modalidad colaborativa. 

La decisión de seguir fomentando la generación distribuida por parte de la actual gestión de Santa Fe se da tres semanas después de la adhesión provincial a la la Ley Nacional N° 27424, tras varios proyectos de ley desestimados, a la par años de gestión y de la implementación de otros programas que fomentan este tipo de alternativas renovables. 

Aunque es preciso recordar que la reglamentación de la adhesión aún resta por publicarse, pero que desde las autoridades locales reconocieron que “está prácticamente lista”.

“Si bien podrán optar todos los usuarios, el programa Prosumidores 4.0 tendrá un incentivo mayor para el sistema productivo a través de una línea de créditos especial que lanzó el Consejo Federal de Inversiones (CFI) esta misma semana de más de 1000 millones de pesos a una tasa muy conveniente, para que no sea un obstáculo y sea accesible para la gente”, detalló Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, durante el acto de presentación del proyecto. 

“Además, el incentivo de Prosumidores 4.0 es el incentivo ambiental que se paga extra a la tarifa (Feed-in tariff) que el gobierno de Santa Fe reedita en esta edición, tratando de incentivar para escalar y haya más ecosistema productivo y empresas de energía en la provincia”, agregó. 

Justamente, la iniciativa busca que, a través de la autogeneración de energía, que los excedentes puedan ser inyectados a la red eléctrica con un reconocimiento económico al prosumidor en concepto de promoción de los beneficios ambientales obtenidos por el ahorro de emisiones y de la inversión en potencia renovable realizada. 

Es decir, que un mayor número de usuarios se inclinen por tecnologías más limpias y descentralizadas, y de ese modo se sumen a los 1108 prosumidores conectados a la red (residenciales y de escala productiva, como industrias y pequeñas y medianas empresas), a la par de profesionales que se añadan a la vasta lista de más de 120 proveedores de equipamientos de renovables en la provincia.

“A través de Prosumidores 4.0 llevaremos a los usuarios la posibilidad de bajar su factura eléctrica, de ser competitivos, a la vez de cumplir los compromisos de mitigación del cambio climático”, señaló la titular de la cartera energética de Santa Fe. 

Mientras que el retorno de inversión de equipos de generación distribuida estaría en torno a cuatro años a partir del financiamiento previsto, según manifestó Verónica Geese. Tiempo que podría disminuir a medida que se sinceren las tarifas energéticas. 

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Después de su última sesión el pasado 14 de mayo, la Comisión Asesora para la Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética – CACSSE, junto a la institucionalidad y actores del sector eléctrico, efectuaron un nuevo seguimiento a la situación energética del país y las medidas en el marco del fenómeno de El Niño.

Se destaca en los análisis de predicción climática del IDEAM que para el período mayo-junio-julio, la probabilidad de entrada en fase neutra es de más del 80%, la probabilidad del fenómeno de La Niña es del 10% y de El Niño es inferior al 5%. Por su parte, para el periodo de junio-julio-agosto, la probabilidad de La Niña se incrementa a casi 50%.

De igual forma, se espera que los aportes en los embalses sigan subiendo dadas las precipitaciones pronosticadas, descartando así cualquier riesgo de sequía en el corto y mediano plazo.

De cara a las variables del sector eléctrico, la senda de referencia del embalse se ubica en 10.43% puntos porcentuales por encima de la senda de referencia, con un embalse agregado de 38,95%, nivel que se espera continúe en ascenso para ubicarse nuevamente dentro del cono histórico, de acuerdo a reportes del Centro Nacional de Despacho.

En lo corrido del mes de mayo de 2024, el crecimiento de la demanda se encuentra en 1,11% en comparación con los mismos días del mes de mayo de 2023, valor que disminuyó en comparación con el 5,31% del mes de abril, explicado por la disminución de la temperatura y al aumento de precipitaciones evidenciado en los últimos días.

En consecuencia, se informa que las sesiones de CACSSE volverán a su normalidad y la próxima reunión se efectuará en el mes de junio. Las siguientes sesiones se realizarán de acuerdo a las necesidades y novedades hidrológicas que se presenten durante los meses de transición entre el fenómeno de El Niño hacia el fenómeno de La Niña.

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Las energías renovables no solo son una solución clave para abordar el cambio climático y reducir la huella ambiental, sino que también ofrecen una variedad de beneficios sociales que contribuyen al bienestar y desarrollo de las comunidades a nivel local y global.

Bajo esta premisa, el Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) en cabeza de su Directora Ejecutiva Ángela Álvarez Gutiérrez lanza el proyecto «Comunidades Energéticas: democratizando la energía en Colombia».

Se trata de una AFPEI (Actividad de Fomento, Promoción, Estímulo e Incentivo) donde se prevé la implementación de hasta 300 Sistemas Solares Fotovoltaicos (SSFV), centralizados para comunidades vulnerables organizadas, que permitan reducir el pago del servicio de energía a los habitantes de la comunidad y la promoción de las Comunidades Energéticas.

El objetivo principal de las comunidades energéticas en Colombia es fomentar la autosuficiencia energética, reducir la dependencia de los combustibles fósiles y promover el desarrollo sostenible a nivel local. 

Además, estas iniciativas pueden contribuir a la creación de empleo, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y el fortalecimiento de la seguridad energética en el país.

En línea con esas metas de generar impactos económicos, sociales y ambientales, portavoces del Fenoge revelaron a Energía Estratégica: “Se aprobó un presupuesto total en el Comité Directivo ordinario #57 para esta AFPEI por $ 348.928.062.420 COP. Con esta iniciativa, se espera beneficiar aproximadamente hasta 500 Comunidades Energéticas focalizadas y priorizadas por el Ministerio de Minas y Energía”.

Y agregan: “Recientemente lanzamos una convocatoria para que las empresas grandes y pequeñas en todo el país se inscriban online dentro de la lista de proveedores para la ejecución de las actividades de esta AFPEI”.

A esta iniciativa se le suma el proyecto «Estufas que transforman: Montes de María Cero Humo», donde el Fenoge reemplazará hasta 2.000 estufas alimentadas con combustibles de uso ineficiente y altamente contaminantes, por estufas con tecnologías más eficientes y limpias, utilizadas por población vulnerable en los departamentos de Sucre y Bolívar.

Otra acción de interés social recientemente aprobada por el comité directivo es «EcoEscuelas: Un futuro brillante». En esta apuesta, el Fondo brindará educación sin interrupciones con la instalación de aproximadamente 1.068 Soluciones Individuales Solares Fotovoltaicas para mejorar la educación pública fuera del Sistema Interconectado Nacional (SIN). El objetivo es mejorar la calidad del servicio de energía a las Instituciones de Educación Pública del territorio nacional.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) adjudicó 1288 MW con prioridad de despacho en el primer llamado del 2024 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Tal como anticipó Energía Estratégica a principios de esta semana tras una simulación realizada de la asignación (ver nota), finalmente resultaron ganadores 22 proyectos, de las casi 50 solicitudes que recibió CAMMESA a principios de año. 

El mecanismo Referencial “A” (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones) tuvo el mayor número de potencia asignada de la convocatoria: 928 MW a lo largo de 15 proyectos. 

Mientras que para el MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) se adjudicaron 360 MW en 8 plantas, con la particularidad de que el parque solar San Luis (Genneia) fue la única central que pudo acceder a ambos mecanismos (33 MW en MATER pleno y 7 MW en Ref A). 

A lo que se debe añadir que en el MATER Pleno – y  en el marco del A2 de la Res SE 360/23 – también se le otorgó prioridad de despacho a los parques eólicos El Mataco II (100,8 MW), El Mataco III (64,8 MW) y La Victoria (95 MW), de Luz de Tres Picos, subsidiaria de PCR, ya que incluyen la ampliación de la estación transformadora 500 kV Bahía Blanca. 

¿Cómo se reparten por tecnología? En total fueron 13 las plantas fotovoltaicas ganadoras en esta convocatoria del Mercado a Término, por 599 MW de capacidad; la mayoría de ellos gracias al desempate por factor de mayoración (el PS Villa Ángela de 25 MW fue el único que ingresó por esa vía). 

Dentro de los proyectos solares, el PS Hucalito (60 MW) y el PS Tocota III (46 MW), ambos de la firma Genneia, requerirán obras de infraestructura eléctrica. 

En el primero de los casos es la ampliación de de Capacidad ET Puelches 500/132 kV; en tanto que para el PS Tocota III se debe ampliar la ET Bauchaceta 132 kV y se debe rever posibilidad de reconfiguración de la red al estado previo.

Por el lado de los 9 parques eólicos restantes que tuvieron el visto bueno de CAMMESA, contarán con 689 MW de prioridad de despacho para el mercado entre privados. Y sólo el PE Pomona (78 MW, también de Genneia) demandará una obras de transporte eléctrico, puntualmente el reemplazo del autotransformador 500 kV 100 MVA a 150 MVA de la estación transformadora Choele Choel. 

De este modo, el Mercado a Término ya acumula 118 proyectos renovables con prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista, los cuales suman 5861,4 MW de capacidad (3.604,5 en MATER Pleno y 2256,9 MW en Referencial A).

Aunque cabe aclarar que sólo 47 parques de generación renovables (1.533 MW) fueron habilitados comercialmente desde la implementación de esta herramienta en 2017 hasta la fecha.

A continuación, los proyectos adjudicados con prioridad de despacho en el 1er trimestre 2024

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Black & Veatch, la firma estadounidense con una vasta experiencia de más 469 GW en proyectos de generación de energía convencional y renovable a lo largo del mundo, fue una de las grandes compañías que acompañó el mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit. 

Romina Esparza Almaraz, directora de Desarrollo de Negocios de la compañía de Black & Veatch, compartió los avances en proyectos renovables y de hidrógeno verde, de tal manera que ratificó el rol EPCista de la compañía en la construcción de 365 MW de capacidad de electrólisis entres tres centrales a lo largo del mundo. 

“Esa capacidad dobla la potencia en electrólisis que hoy en día se encuentra instalada mundialmente”, subrayó durante el panel de debate denominado “Energía limpia 24/7: el rol de la energía solar, el almacenamiento y el hidrógeno verde”. 

De los 365 MW, cerca de 265 MW de capacidad corresponden a un proyecto renovable ya en ejecución en uno de los centros de hidrógeno más grandes del mundo en Estados Unidos, puntualmente en el hub ACES (Advanced Clean Energy Storage) que se ubica en la ciudad de Delta, estado de Utah. 

Dicho hub convertirá la energía renovable en 100 toneladas de hidrógeno verde por día, el cual será almacenado en dos cavernas de sal, almacenando hasta 300 GWh.

“Ese proyecto tiene financiamiento del Departamento de Energía de Estados Unidos, entre otras variables, y es es posible ya que hay un programa de política pública dirigida a desplegar tecnología, hacer investigación e inversión en ello”, complementó la especialista

“Por ende, si bien se deja mucho al mercado y a los privados en encontrar el modelo económico para que esos proyectos se realicen, también se requiere un primer impulso para que la tecnología se despliegue localmente”, agregó. 

El proyecto ACES Delta Hub recibió una garantía de préstamo total de USD 504.000.000 a través de la Oficina de Programas de Préstamos (LPO por sus siglas en inglés) del Departamento de Energía estadounidense, convirtiéndose en el primer proyecto de energía limpia en hacerlo en más de una década. 

Y Black & Veatch fue designada como entidad líder para la fase de ejecución de EPC, que requirió que todos los equipos principales se asignaran a ese líder global de soluciones de infraestructura, considerando que el diseño y la construcción de un proyecto de este tamaño y escala no tienen precedentes en el sector del H2. 

Pero Romina Esparza Almaraz no se quedó sólo con ese ejemplo sino que vaticinó que esa experiencia podría replicarse en centrales que se hagan en México, donde cuentan con presencia desde hace 25 años. 

Aunque para ello planteó que aún existen una serie de desafíos por resolver, tanto aquellos vinculados a cuestiones regulatorias y burocráticas, como también del propio desarrollo de los proyectos y factores a tener en cuenta a la hora de encarar la producción de hidrógeno verde. 

“En México hay varios clientes que tienen programas estudiados de energías renovables, pero expectantes a lo que pasará luego de las elecciones. Es un mercado que esperamos se reactive, y si los permisos de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) se desatoran, habrá clientes con programas y paquetes de distintos sitios para implementar renovables a una velocidad más rápida”, apuntó. 

“Además, los desarrolladores deben considerar al agua como un factor muy importante, ya que generar hidrógeno verde a través de electrólisis requiere cerca de 9800 litros por cada tonelada de H2V. Entonces el acceso al agua será un reto y más aún en un país como México, ya que debe ser agua desmineralizada, desionizada, que tiene un proceso complejo y que debe contabilizarse en el CAPEX del proyecto y que éste sea rentable”, añadió. 

Mientras que para los EPCistas, reforzó la relevancia de contar con protocolos de identificación de riesgos y seguridad para evitar cualquier conflicto vinculado a la seguridad, a la par de estar alineados con estándares y normas en pos del cuidado de los profesionales al momento que la instalación y puesta en servicio los proyectos.

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México en su último Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) estima una adición neta de capacidad de generación de 64,595 MW; de los cuales, 20,248 MW serían incorporaciones netas entre 2023 y 2026 (ver más). 

En atención a aquello, grandes empresas apuntan a impulsar nuevos contratos en este país que les permitan ganar mercado. Tal es el caso de ZNShine, una de las proveedoras y fabricantes de módulos solares con más de 30 años de experiencia en la industria fotovoltaica.

“Ahora, el Prodesen es el principal indicador que tenemos. Yo creo que vale la pena analizar los datos, no del 2037 sino del 2026, en el que hay un incremento pronosticado de 20 GW; de los cuales aproximadamente 6 GW son para fotovoltaica”, introdujo Manuel Arredondo, Country Manager Mexico de ZNShine, en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico). 

Aquello no sería todo. Según repasó el referente empresario no sólo la ampliación del parque de generación de gran escala marcaría la pauta de crecimiento sino también el segmento de generación distribuida.

“También se esperan 1.8 GW en generación distribuida fotovoltaica y esto es muy interesante considerando que generación distribuida ha sido el motor que ha llevado a la industria”, añadió durante su participación en el panel de FES Mexico denominado “El impacto del Nearshoring para las renovables en México”. 

Entre las claves que acompañarían el crecimiento estarían cuestiones geopolíticas por tratados internacionales y comercio internacional. No es menor que México ahora esté en la cima como el principal socio comercial de los Estados Unidos, siendo que el 15% de las importaciones en Estados Unidos son de México y un 14% es de China. 

Adicional a eso, es un momento ideal en la industria fotovoltaica en el que la tecnología es cada vez más competitiva. “Los sistemas fotovoltaicos han disminuido a la mitad de lo que costaban hace un año”, aseguró el portavoz de ZNShine.

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A través de la Resolución Exenta N°239, la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer el Informe Técnico Final (ITF) del Plan de Expansión de la Transmisión correspondiente al año 2023, el cual contiene un total de 48 obras, el cual totaliza una inversión de US$441 millones.

En el caso del sistema de transmisión nacional, el ITP presenta un total de 13 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$105 millones, de las cuales 11 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto en torno a US$69 millones, y 2 corresponden a obras nuevas, por un total de US$36 millones aproximadamente.

Respecto de los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 35 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$336 millones, de las cuales 22 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$86 millones aproximadamente, y 13 corresponden a obras nuevas, por un total de US$250 millones aproximadamente.

De acuerdo con las proyecciones del ITF, se estima que las obras iniciarán su construcción a partir del primer semestre de 2026.

Tras la publicación de este Informe Técnico Final, que consideró las observaciones de las empresas eléctricas y del Coordinador Eléctrico Nacional, las empresas e interesados podrán presentar sus eventuales discrepancias ante el Panel de Expertos.

Atributos

Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, destacó el contenido del informe, debido a que se confirman ampliaciones y nuevas obras para fortalecer la transmisión en la zona central y del sur del Sistema Eléctrico Nacional, “con el objetivo de incrementar los niveles de seguridad y eficiencia operacional entre Arica y Chiloé, además de otorgar una mayor flexibilidad en las instalaciones”.

“Es así como, a nivel del sistema de transmisión nacional, se consideran expansiones relevantes en la zona norte del país, aportando suficiencia al abastecimiento en el largo plazo y ayudando a evitar la interrupción del suministro eléctrico a clientes finales”, precisó.

En obras nuevas, Mancilla resaltó el nuevo Sistema de Control de Flujos para reforzar el corredor de transmisión en 220 kV en la zona sur del sistema eléctrico, específicamente en el corredor Ciruelos–Nueva Pichirropulli, para “aprovechar de mejor forma instalaciones existentes mediante el uso de sistemas que permiten un control dinámico de las transferencias en circuitos paralelos. Esto permite disminuir las restricciones y habilita el desarrollo de nuevos parques de generación renovable para mejorar la eficiencia operacional del sistema”.

En la zona norte, la autoridad destacó las obras para reforzar el sistema de transmisión de Iquique y Antofagasta, donde se incluyeron 13 iniciativas en el presente Plan de Expansión, como la ampliación de subestaciones existentes, la construcción de nuevas subestaciones y líneas de transmisión para dar solución a los problemas de abastecimiento, seguridad y confiabilidad del sistema.

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Desde su inicio de operaciones en México hace casi 18 años, el desarrollo comercial de Fronius México ha ido en pleno aumento. Con ubicaciones en Valle de México, Puebla, San Luis Potosí, además de sus oficinas centrales en Monterrey, el despliegue de sus actividades comerciales los ha llevado desde hace 4 años al norte de nuestro país, específicamente a Chihuahua, para atender al creciente número de clientes en la región.

«El proyecto de una infraestructura más robusta en Chihuahua surgió hace un par de años, con base a nuestro crecimiento y en especial, a las necesidades de nuestros clientes. Ellos y ellas cada vez más requerían nuestro soporte técnico, entrenamientos por parte de nuestro equipo de expertos o demostraciones de nuestras soluciones. Por ello vimos como una necesidad estratégica el invertir en un espacio que nos permita ofrecer todo lo que nuestros requieren de nuestra parte» mencionó Fidel Guajardo, director general de Fronius México.

La fecha de apertura será el próximo 7 de junio, donde los asistentes podrán ver de primera mano los productos y soluciones de las 3 unidades de negocios de Fronius México, además de platicar con sus expertos y conocer las instalaciones.

«Gracias al gran desempeño de nuestro equipo, ya contamos actualmente con clientes en la zona de nuestras 3 unidades. Abarcamos el sector logístico, particularmente de retail, con nuestras soluciones de carga para montacargas eléctricos y en el caso de Perfect Welding, nuestra unidad de soldadura, tenemos proyectos y clientes muy importantes que ahora podrán tener un laboratorio de soldadura completamente equipado muy cerca de ellos. Y por supuesto, en el caso de la industria Solar, Chihuahua y toda la zona norte del país representan un mercado fundamental. Ahora nuestros partners y distribuidores como Baywa .r.e, Krannich y Solar Center podrán tener un punto de contacto en la zona para eventos y claro, un equipo disponible y cercano para atenderlos» añadió también Fidel Guajardo.

La inauguración de Fronius México será a las 15:00 horas el viernes 7 de junio del 2024. Si desea acudir al evento, puede registrarse sin costo a través de la siguiente liga.

Para más información de este evento o el contenido de esta nota, por favor envíe un correo a contacto.mx@fronius.com

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República Dominicana celebra las elecciones generales por la presidencia el próximo domingo 19 de mayo y crecen las expectativas del sector renovable por conocer quién conducirá la agenda energética en los próximos años.

Los candidatos principales son el presidente Luis Abinader, quien busca la reelección y representa el «Partido Revolucionario Moderno»; el expresidente Leonel Fernández, quien lidera su propio partido «La Fuerza del Pueblo” (LFP); y Abel Martínez, quien se postula por el Partido de la Liberación Dominicana (PLD).

En medio de la incertidumbre generada por las elecciones presidenciales, Alejandro Ramos, director de ventas de Rooftop y Utility para España y Latam en Schletter, hace predicciones sobre el resultado y se muestra optimista en que se darán las condiciones para continuar diversificando la matriz energética dominicana, durante una entrevista de Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit.

“Tras las elecciones, mi intuición es que se mantendrá la actual administración de Abinader. Si eso es así, a nivel gubernamental van a seguir invirtiendo a nivel social y político en leyes e incentivos para apoyar a las renovables”, estima. 

En efecto, explica que fue señal de ello la participación de Edward Veras, en la mega feria Future Energy Summit (FES) República Dominicana. Allí, el actual director ejecutivo de la CNE, indicó que están trabajando en leyes y en medidas para facilitar el autoconsumo e incentivar a la industria a participar en licitaciones renovables. 

Y agrega: “El gobierno actual de República Dominicana apoya mucho este movimiento hacia las energías renovables. Eso no ocurre en otros países como España y México. Estas señales regulatorias son las que ayudan a que todos los eslabones de la cadena crezcan y quieran seguir invirtiendo en el país”.

De acuerdo al especialista, para promover la actividad, se lanzarán medidas regulatorias que exijan cada vez más la calidad de las instalaciones en la República Dominicana. Al ser zona de huracanes, se comenzará a exigir a nivel regulatorio estudios de suelo, cargas de túneles de viento y garantías de velocidades de niveles de viento. 

Estos cambios son entendidos como una oportunidad para Ramos ya que por su experiencia y por tener fábricas alrededor del mundo cuentan con todos estos requerimientos estandarizados.

“Tenemos la ventaja de ser conocedores del hándicap de lo que implica ser un producto premium. Contamos con estándares de calidad extremadamente elevados, factores de seguridad que brindan confianza a nuestros clientes y versatilidad para entrar en cualquier mercado, al tener fábricas en Europa y China”, afirma.

En este sentido, asegura que la compañía ofrece tecnología alemana extremadamente segura con un concepto muy lineal de riesgo cero. Al poder garantizar cargas de viento de hasta 200 km por hora, hace que el producto sea muy llamativo para las distintas empresas que quieren montar proyectos fotovoltaicos en Dominicana.

“Esa garantía de seguridad ha vuelto atractivas a nuestras estructuras fijas y trackers. Mi pronóstico es que a medida que la ola de las renovables avanza, cada vez más inversores apuesten a productos de calidad, premium, con estándares técnicos elevados y que no haya riesgo durante la vida útil del producto”, insiste.

Y añade: “Hemos hecho que el orden de mantenimiento sea nula creando sistemas de envíos diferentes dependiendo del cliente. La idea es que nuestra estructura esté ya premontada para que llegue al campo y sea un producto 10% 30% más fácil de montar”. 

Teniendo en cuenta todas esas oportunidades, la compañía ha decidido hacer una inversión de recursos fuerte con el foco puesto en el mercado del Caribe, Centroamérica y Latinoamérica. 

En efecto, Ramos revela que han cerrado acuerdos bastante grandes con muchos de los principales exponentes de República Dominicana y la región: actualmente tienen 500 MW instalados en estructura metálica y la meta de alcanzar la cifra de 1 GW en contratos este año.

En línea con estos objetivos de venta, el experto concluye: “El año pasado la expectativa de crecimiento de las energías renovables (tanto eólica como fotovoltaica) era del 13% y este 2024 se espera crecer el doble. Esperamos que nuestra participación de mercado acompañe ese incremento”.

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El escenario electoral ha sido un factor de influencia significativo para que mejore el panorama para las inversiones de energías renovables en México. No sólo cada candidato/a a la presidencia se ha referido a las oportunidades para tecnologías como eólica y solar, sino que también la retórica del gobierno actual respecto al sector energético ha experimentado un cambio notable. 

Durante este sexenio se observó un discurso de reticencia hacia la participación privada en el sector; sin embargo, se ha empezado a reconocer la necesidad de cambiar este enfoque y mostrar apertura a la inversión extranjera.

La necesidad de infraestructura energética se hace evidente, especialmente en regiones fronterizas donde la falta de suministro podría obstaculizar nuevas inversiones no sólo para ampliar el parque de generación actual sino por la nueva ola de nearshoring que va en crecimiento. 

Hugo Peña, Director de Desarrollo de Negocios en Gonzalez Calvillo y miembro del Consejo Directivo del Clúster de Energía de Sonora, señaló que el momento que atraviesa el mercado también está marcado por una reducción de controversias jurídicas vinculadas a proyectos que aún no han sido interconectados. 

“Es muy interesante lo que ocurre ahora. Obviamente, en el año 2021 -cuando fue la elección intermedia y se dio la propuesta de Reforma de AMLO– fue cuando se dio el auge del litigio energético en México. Pero desde hace unos meses para acá vimos que, luego de que la Suprema Corte tumbó esa Reforma, finalmente muchos de los amparos que estaban ingresados, de alguna manera se calmaron”. 

Según explicó el abogado durante una entrevista con Energía Estratégica, si bien siguen existiendo controversias, realmente las empresas hoy no están buscando litigar, no están buscando enfrentar a sus contrapartes -en este caso con el gobierno- sino más bien encontrar la manera de poder operar, poder tener sus inversiones protegidas.  

En ese sentido, un asunto por reforzar en el país sería la certidumbre jurídica. En la actualidad en el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (ICSID, por sus siglas en inglés) registra un solo caso público de controversia ingresado este año sobre un proyecto renovable, en este caso, de empresas españolas y el Estado mexicano, que se iría a resolver por reglas de arbitraje del convenio ICSID. Ahora bien, los pedidos de amparos internacionales a los que hizo referencia el referente de Gonzalez Calvillo, no todos de carácter público, buscarían una resolución acogiéndose a la legislación local y los tratados internacionales que apliquen. 

Al respecto, es preciso indicar que México cuenta con un considerable número de tratados internacionales, lo que le otorga una posición estratégica para atraer inversiones extranjeras y darles esa certidumbre. Entre ellos, el Acuerdo entre Estados Unidos, México y Canadá (USMCA; TLCAN 2.0​ o NAFTA 2.0), cuya renegociación fue un proceso complejo especialmente en el ámbito energético, proporciona un marco para la estabilidad y la cooperación en el sector.

Ante este escenario, desde Gonzalez Calvillo se posicionan como un aliado clave para destrabar y potenciar negocios en el sector energético mexicano. “Le damos la confianza a la empresa de que estamos con una mentalidad de One-Stop-Shop (OSS) para ser su aliado de negocios más que solo un estratega legal”, indicó el referente de la firma. 

Los gremios también jugarían un papel fundamental en la mejora de las relaciones entre el sector privado y el gobierno. Es el caso del Clúster de Energía de Sonora, donde Hugo Peña encabeza la mesa de temas legales y gestión regulatoria, que ha desempeñado un papel destacado en la promoción de la región como un destino atractivo para las inversiones en energías renovables.

“Afortunadamente en México tenemos muchas asociaciones que facilitan la comunicación entre las partes y el rol que ha venido jugando el Clúster de Energía de Sonora en lo particular ha sido fundamental en los últimos años no solo a nivel Estatal sino en todo el país. Este auge y posicionamiento tan grande a nivel nacional permite también posicionar a Sonora como una entidad abierta a la inversión. De hecho algunos de los proyectos de inversión extranjera directa se encuentran ya en Sonora”. 

Tal es la dinámica de negocios que se busca propiciar en la zona fronteriza con los Estados Unidos que no nada más Nuevo León sino también otros estados del noroeste se van posicionando como un polo de desarrollo fundamental. Aquello sumado al acompañamiento de las asociaciones, permite continuar cabildeando con los gobiernos para tener un ambiente de armonía de inversión. 

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Wärtsilä, multinacional líder en la innovación tecnológica para el mercado energético, se mantiene a la espera de las publicaciones oficiales de diversas licitaciones públicas en Latinoamérica que permitan una mayor penetración de energías renovables en la región. 

Roberto Lares, gerente de desarrollo de negocios y director general de Wärtsilä Colombia, participó de la cumbre Future Energy Summit Central America & The Caribbean y reconoció el interés de la compañía por acompañar los procesos en Guatemala y Panamá. 

“La expectativa es que este año se haga el anuncio de la licitación PEG-5 de Guatemala, que proviene de una serie de años de planificación, vencimiento de contratos PPA de diferentes centrales y de aprovechar la oportunidad para acumular una buena cantidad de energía que permita descarbonizar y viabilizar la llegada de combustibles de transición energética”, destacó. 

“Es decir, que se lleve a cabo el proceso de licitación y se dé el tiempo suficiente para las ventanas de entradas en operación, ya que el desarrollo y llevar los proyectos a ready to build toma su tiempo; a la par que se debe entender que hay que reforzar las líneas de transmisión y subestaciones eléctricas para recibir la cantidad de proyectos”, agregó. 

Cabe recordar que en Guatemala, la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) puso a consideración que se desagregue la gran licitación PEG-5, la cual fue anunciada por el exministro de Energía y Minas, Manuel Eduardo Arita Sagastume, con el objetivo de adjudicar nuevas plantas de generación para el 2030, pero las nuevas autoridades de gobierno no ratificaron dicho compromiso. 

Por tanto el regulador no se pronunció al respecto y tampoco socializaron pliegos, aunque el presidente electo, Bernardo Arévalo, está al tanto de ello, por lo que seguramente será cuestión de que la política energética termine de tomar forma para que se avance en la materia. 

Proceso por el que, bajo la mirada del gerente de desarrollo de negocios y director general de Wärtsilä Colombia, el país podría incorporar cerca de 700 MW (de los 1200 MW que se licitarían), lo que representaría una penetración de prácticamente el 30%.

Mientras que por el lado de Panamá, ya fue lanzada la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 de 500 MW, para la contratación de largo plazo de potencia y energía exclusivamente a centrales de generación renovable.

Aunque el sector aún está a la espera que la autoridad y la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) se expidan sobre las adendas planteadas para asegurar la claridad durante el proceso previo a la celebración del acto de presentación y recepción de ofertas, debido a ciertas dudas en la normativa de almacenamiento y cálculo de potencia firme para centrales híbridas. 

“La licitación de Panamá es una buena señal y como tecnólogos tenemos la visión de acompañar la progresiva penetración de energías renovables por la vía del almacenamiento en baterías y plantas térmicas flexibles para acompañar la intermitencia renovable y se eviten situaciones de curtailment”, subrayó Roberto Lares. 

A lo que se debe añadir que recientemente la Secretaría Nacional de Energía (SNE) publicó una Resolución dirigida a recomendar a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) la elaboración y presentación ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), del pliego necesario para efectuar una licitación pública, de corto plazo, tendiente a contratar la potencia y energía (ver nota).

Proyecciones a futuro

El gerente de desarrollo de negocios y director general de Wärtsilä Colombia vaticinó un futuro “interesante” en la complementariedad con el sector para la entrada de mayor cantidad de renovables, pero remarcó la importancia de contar con incentivos y el reconocimiento de la remuneración de los sistemas de almacenamiento y servicios de red a medida que haya más penetración de energías verdes.

“Hay que expandir las redes en subestaciones existentes, que sean pagadas por la red. Se debe hacer viable para que no caiga todo el peso en un proyecto fotovoltaico que opera o genera kWh en una cierta cantidad de horas al año, pero que el activo de la infraestructura tiene el mismo costo de que si se conectara cualquiera otra tecnología que puede amortizar más la inversión”, apuntó. 

“Se debe buscar el mecanismo que combine con el almacenamiento u otro tipo de distribución del costo, ya que en el proceso de transición hacia energías más limpias no se debe castigar severamente a proyectos renovables, que generalmente tienen sensibilidad financiera a flor de piel”, concluyó. 

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en colaboración con la Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AECID) y la Fundación Tecnalia, presenta estudios sobre el impacto del cambio climático en la infraestructura energética regional.

Si bien la región contribuye solo con el 8 % de las emisiones globales de CO2e, su sector energético es altamente sensible a los efectos del cambio climático.

El Estudio destaca la importancia de incrementar la resiliencia del sector energético de América Latina y el Caribe frente al cambio climático, mediante el análisis de los riesgos, la vulnerabilidad de la infraestructura, y la determinación de los cambios que deben implementarse en la planificación y operación de los sistemas.

Se analiza la vulnerabilidad y el riesgo de la infraestructura energética ante diversas variables climáticas; desde cambios en la temperatura hasta eventos extremos como tormentas y vientos fuertes. Los resultados revelaron que la sensibilidad y vulnerabilidad varían según el tipo de tecnología y ubicación geográfica.

Las conclusiones del Estudio subrayan la importancia de integrar la evaluación de riesgos climáticos en el diseño y operación de las instalaciones energéticas. Además, se destacan medidas de adaptación propuestas, como el uso de tecnologías más resistentes al calor, la gestión del uso del suelo para reducir la erosión y la implementación de sistemas de predicción mejorados para eventos climáticos extremos.

En cuanto al impacto en diferentes tecnologías destacan algunas conclusiones:

Para centrales fotovoltaicas, si la temperatura sube 1ºC, por encima de un umbral de 25°C, la producción de energía disminuye en un 0.66%.
Para las líneas de transmisión, por sobre un umbral de 20°C, si la temperatura sube 1ºC, la energía transportada cae un 0.4%.
En centrales hidroeléctricas, si el caudal disminuye un 1%, la producción de energía cae igualmente un 1%.
En el transporte de gas natural mediante gasoductos, el aumento de la temperatura puede comprometer la integridad de las tuberías, reducir la capacidad de transmisión y generar problemas de seguridad en caso de estaciones de compresión no adecuadas a altas temperaturas.
Para las granjas agroenergéticas (biocombustibles), los cambios en la temperatura podrían afectar la productividad de la materia prima y la producción de energía correspondiente, dependiendo del tipo de cultivo.

Por todo ello, es fundamental priorizar la resiliencia climática en las políticas energéticas. Se debe invertir en infraestructuras más robustas y flexibles, así como en la diversificación de fuentes de energía para reducir la dependencia de recursos susceptibles a las fluctuaciones climáticas.

Por último, dado que la matriz energética regional es altamente dependiente de fuentes directas como la hidroenergía, el informe destaca la urgencia de anticipar y mitigar los riesgos climáticos para evitar posibles crisis energéticas y proteger la sostenibilidad y estabilidad económica de la región en las décadas venideras.

Acceda al estudio de OLADE

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Canadian Solar mantiene firme su compromiso con el desarrollo de las energías renovables en México. Así lo aseguró Armando Muñoz, Managing Director para México, Centroamérica y la Región Andina de Canadian Solar, en el último evento de Future Energy Summit (FES).

“Estamos aquí desde 2013 con un equipo local, apostando por módulos, inversores y sistemas de almacenamiento. Sigamos remando juntos hacia el mismo sentido. Creo que vienen cosas interesantes. El mayor reto quiero pensar que ya pasó”.

Durante su participación en el panel de debate de FES “El impacto del Nearshoring para las renovables en México”, Armando Muñoz destacó que la mayoría de las empresas que están llegando a México llevan en su ADN la sostenibilidad, las energías limpias y el compromiso con el cambio climático.

«La energía es el principal recurso del sector productivo y la principal materia prima del sector industrial», señaló. En este contexto, consideró que la transición energética es esencial para el éxito del nearshoring en México. No obstante, advirtió existen áreas de oportunidad que deben ser abordadas:

Burocracia y lentitud en los trámites administrativos: «Nos hemos enfrentado a una burocracia que ralentiza los procesos necesarios para avanzar en el sector», indicó Muñoz.

Infraestructura y redes de distribución y transmisión: Consideró que la falta de inversión en estas áreas es el principal cuello de botella. «El nuevo gobierno podría considerar abrir las redes a la iniciativa privada», sugirió.

Estado de derecho en los contratos: Subrayó la falta de certeza a mediano y largo plazo en los contratos establecidos, lo cual genera desconfianza en los inversionistas.

Con el éxito de la nueva ola de nearshoring, el referente de Canadian Solar pronostica que la demanda de energía en México podría incrementarse entre un 3% y un 4% anual durante los próximos diez años. Y, para satisfacer esta demanda, sería crucial implementar soluciones tanto de eficiencia energética como de energías limpias.

Competitividad y sostenibilidad empresarial

Siguiendo el análisis del Managing Director para México, Centroamérica y la Región Andina de Canadian Solar, en este nuevo paradigma las empresas deben enfocarse en cuatro vectores para no perder competitividad ni quedar obsoletas:

Medición de emisiones contaminantes.
Garantizar un suministro de energía estable.
Uso de energías limpias.
Obtención de certificaciones para descarbonizar.

«A nivel Canadian, vemos que nuestros clientes desarrolladores e inversionistas están comenzando a tener más sofisticación en temas como el ESG», comentó. Además, el tema de la trazabilidad en la cadena de suministro se ha vuelto crucial, ya que los inversionistas buscarían conocer el origen y la fabricación de los paneles solares.

En tal sentido, Canadian Solar está implementando prácticas globales en reciclaje y certificaciones de ciclo de vida, que podrían adaptarse a estos nuevos requisitos de los clientes en México.

«Estamos muy comprometidos con métricas y objetivos ambientales claros, buscando reducciones en emisiones contaminantes, uso de agua, energía y desperdicio», afirmó Muñoz.

Creatividad y resiliencia en el sector energético

En el evento de FES, Armando Muñoz también resaltó la resiliencia del sector energético en México, señalando que, a pesar de los desafíos, las empresas continúan firmes en su apuesta por el país. «Nos hemos vuelto bastante creativos. Si nos cierran la opción de utility, nos enfocamos en generación distribuida», explicó.

Ahora bien, en el sector también requerirían que se amplíen las oportunidades de negocios en generación distribuida. Por ello, el referente de Canadian Solar observó: “Un tema que a todos nos interesaría es el famoso: subir el threshold de los 500 kW al número que determinen sea 1 MW, 3 MW o 5 MW, etcétera, pero sí buscar ese incremento”.

Además abogó por el regreso de las subastas de largo plazo de manera “estructurada y ordenada”, lo cual podría impulsar significativamente el desarrollo de modelos de negocios que de pronto estuvieron estancados en el último tiempo e impulsar nuevas tecnologías como podría ser el hidrógeno verde en México.

«Sin un plan puntual de plantas de generación, el hidrógeno verde no podrá avanzar significativamente», comentó.

También, subrayó que se tornaría fundamental tener reglas claras para el almacenamiento de energía. «Entiendo que en junio habrá un planteamiento más formal sobre este tema», mencionó Muñoz haciendo eco de los anuncios que comisionados de la CRE que en FES Mexico anticiparon que se abriría a consulta pública la nueva regulación.

Abre la consulta publica de las DACG de almacenamiento para el sistema eléctrico mexicano

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Manuel Pérez Larraburu, gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart, pasó por los micrófonos de “Protagonistas”, el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, y allí los desafíos y proyecciones para la generación distribuida en Argentina. 

Uno de los focos estuvo en la importancia de mejorar los procesos burocráticos y legislativos para que el país pueda desarrollar el potencial de dicha alternativa renovable, considerando el contexto de sinceramiento de tarifas que plantea el gobierno, que existen ciertas restricciones en grandes nodos y que la GD puede ayudar a descarbonizar las matrices de distintos sectores de la economía. 

“Es importante que las diferentes regiones simplifiquen los procesos de los usuarios-generadores, ya que muchas instalaciones avanzan para autogeneración pero no se transforman en usuarios-generadores porque los pasos no están claros y porque las instituciones involucradas no definen procesos simples y eso hace que el potencial se vea retenido”, apuntó. 

“Otro desafío también a nivel de reglamentación está en aquellas regiones donde la tarifa a la cual se paga la energía generada ya está regulada y establecida. Hay muchas regiones, como Salta por ejemplo, donde existen tarifas muy por debajo de la que el usuario paga. Es decir que es menor el monto que se recibe por la energía generada que por la abonada”, agregó.

Lo cierto es que generación distribuida de Argentina no ha crecido como se esperaba a lo largo de los últimos años, ya que las previsiones marcaban que habría más de 23000 usuarios – generadores para el cierre del 2023, pero momentáneamente sólo hay por el momento sólo 1771 proyectos completaron la instalación y se convirtieron en U/G, sumando así 37,58 MW de potencia instalada. 

Y si bien la evolución es más más lenta de lo esperado y el potencial aún está latente, el referente de BGH Eco Smart planteó que el contexto de la quita de subsidios energéticos favorecerá a que, si se acompaña con algunas medidas de reglamentación, el potencial pueda transformarse en más capacidad instalada y una gran cantidad de instalaciones de generación distribuida a lo largo de Argentina. 

“Va a decantar si se acompaña con orden y si el país gana un poco de certeza. Con semestres donde se mirará el sector energético y a este tipo de inversiones, pensando en proyectos de larga duración y que, los repagos sean números razonables con precios de energía generada menores a los que uno paga en dólares”, insistió Manuel Pérez Larraburu durante el ciclo “Protagonistas”.

Proyecciones

El gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart también se refirió a las tendencias que se avecinan, no sólo a nivel nacional, sino también a aquellas que poco a poco tiene mayor presencia en el plano mundial, como por ejemplo los sistemas de baterías. 

“Se observará una mayor presencia de sistemas con acumulación, ya sea para microrredes o para estabilización de la calidad de energía durante rangos de tiempo mucho más amplios, soluciones para disponibilidad y para calidad de energía que compiten con grupos electrógenos”, señaló. 

Y desde BGH Eco Smart ya trabajan con productos híbridos monofásicos y trifásicos. En este último caso  encontraron un nicho de mercado específico para soluciones de 10 a 40 kW con capacidad de acumulación de hasta 160 kWh en sitios donde ya se tiene la infraestructura y se pretende sostener consumos que sean vitales, como por ejemplo residencias, comercios, bancos y estaciones de servicio. 

Mientras que en escalas más elevadas, la oportunidad la encuentran en microrredes o mejora de la calidad del servicio en líneas alejadas de los nodos de generación mediante equipos de 50 kW a 1 MW con baterías de 2 MWh por unidad. 

“Nuestro objetivo es continuar con presencia en el mercado de distribución de productos. para toda esta gama de productos, productos de inyección de potencia, inversor de cadena, de paneles, de equipos híbridos con acumulación en baterías. Y por otro lado, estamos avanzando un poco ya con obras con servicio para el mercado de utility scale”, ratificó Manuel Pérez Larraburu.

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En un país como Ecuador donde la matriz es principalmente hidroeléctrica el fenómeno de El Niño complica ampliamente el suministro eléctrico. 

El problema es que genera una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

En este marco, Remigio Peñarreta, CEO y fundador de GoSolar S.A., empresa dedicada a promover e instalar aplicaciones solares y de almacenamiento, analiza la situación desde el punto de vista de gestión de la demanda y evalúa el actual régimen tarifario y su contribución a la crisis. 

“Ecuador atraviesa una de las mayores crisis energéticas de su historia y el desafío consiste en cómo cubrir la demanda eléctrica creciente con una capacidad instalada insuficiente, mal mantenida, y en una época de estiaje donde las hidroeléctricas no pueden operar a su máxima capacidad”, afirma.

Bajo esta premisa, propone a través de un informe soluciones rápidas para reducir la duración e impacto económico de los apagones implementando medidas de gestión de demanda y modificando los patrones de consumo eléctrico en la población.

De acuerdo al experto, que no se hayan modificado prácticamente los regímenes tarifarios en las últimas décadas es una de las principales causas de esta crisis energética ya que “la poca o inexistente discriminación de los consumos en horarios punta promueve el comportamiento inadecuado de los consumidores” y se incrementa la demanda nacional de energía.

En este sentido, propone las siguientes medidas para gestionar de forma eficiente la demanda de potencia: 

Eliminar tarifas planas o de dos horarios para industriales y comerciales pues se necesita discriminar el precio en horario pico (12:00-22:00) para incentivar la reducción de la demanda máxima de potencia en dicho horario.
Incrementar el precio de carga de vehículos eléctricos en horarios punta. Se recomienda duplicar el precio de 10 USD/kWh a 20 USD/kWh y mantener baja la tarifa a partir de las 23 horas a menos de 10 USD/kWh.
Aumentar en al menos un 50% el precio de la tarifa industrial y comercial con demanda horaria diferenciada de lunes a viernes de 18 a 22. Al mismo tiempo, reducir la tarifa de fin de semana y feriado en un 10 o 30%. Esto incentiva que se desplacen actividades productivas energéticamente intensivas fuera del horario pico y que se promueva la eficiencia energética en la industria y comercio.
Implementar acuerdos de gestión de demanda de potencia (ejemplo: desconexión/reducción automática de cargas no críticas) con grandes consumidores industriales y comerciales, proveyéndoles de incentivos a aquellos consumidores que firmen dichos acuerdos.
Revisar los horarios vigentes de los tarifarios para reflejar la actual realidad de horario punta, valle y medio.
Ajustar las tarifas anualmente considerando la inflación como mínimo para evitar el incremento sostenido del déficit en el sector eléctrico.
Acelerar la inversión privada en nueva generación a través de la desregulación del sector, especialmente en lo vinculado a energías renovables. El exceso de controles y procesos burocráticos actuales desincentiva gravemente la implementación de tecnologías limpias. Prueba de ello, es el hecho de que menos del 1% de la energía generada en Ecuador proviene de fuentes solares y eólicas mientras que en otros países avanzan agresivamente en su transición energética.

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Como un gran paso de innovación una central fotovoltaica de 500 MW situada en una región desértica de gran altitud del noroeste de China se conectó a la red, todo ello con módulos Vertex N de 700 W de Trina Solar. Esto demuestra la gran confianza de los clientes en la marca y sus productos. La planta, que tiene un rendimiento energético medio anual de unos 1.000 millones de kWh, y que fue desarrollada y es propiedad de Datang Qinghai New Energy Development Co Ltd, forma parte del primer lote de plantas de generación de energía solar y eólica en el desierto de Gobi y otras regiones áridas.

La planta está sometida a drásticas diferencias de temperatura y a condiciones meteorológicas extremas, como fuertes vientos y granizadas, lo que exige una mayor fiabilidad de los módulos. Además, el proyecto está situado en un desierto de gran altitud, a una altura media de 3.200 metros.

Los módulos Vertex N 700W, basados en la avanzada tecnología de 210 mm y en la tecnología N-type i-TOPCon Advanced, son famosos por su alta fiabilidad, alta eficiencia, alta potencia, alto rendimiento energético y bajo LCOE, lo que aporta un valor superior a los clientes.

Cao Yunduan, responsable de marca y marketing de Trina Solar, declaró que: «nuestros módulos Vertex N 700W demostraron su gran desempeño al superar las pruebas de fiabilidad ampliada de RETC con un rendimiento sobresaliente en mayo del 2023 y se utilizaron ampliamente en condiciones adversas, ganándose la aprobación de los propietarios de proyectos».

Trina Solar adoptó una disposición integrada en las plantas de fabricación para garantizar la entrega sin problemas de los módulos de tipo N. Todos los lotes de módulos de la serie Vertex N 700W+ para la central fotovoltaica de 500 MW se entregaron en menos de un mes, algo que el propietario del proyecto agradeció enormemente.

Trina Solar promueve con entusiasmo la industrialización de los productos de tipo N mientras sigue mostrando el camino en la era de los 700W+.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) hoy definirá los proyectos que contarán con prioridad de despacho en la convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Ya se confirmó que cinco parques eólicos, por hasta 426 MW de potencia, y una central fotovoltaica de 25 MW pueden ser asignables por estar en áreas de transporte disponible. De ese total, tres emprendimientos (todos de PCR) incluyen la ampliación de la estación transformadora 500 kV Bahía Blanca. 

Pero aún resta saber el futuro de otros 34 proyectos que solicitaron ser adjudicados entre 985,8 MW y 2776,6 MW y que debieron ir a desempate mediante el mecanismo de factor de mayoración, tanto para el MATER Pleno como el Referencial A. 

Por lo que, a través de una herramienta pública de CAMMESA, Energía Estratégica simuló el proceso de asignación de prioridad de despacho del vigente llamado del MATER, correspondiente al primer trimestre del 2024 y a continuación trae los resultados. 

De acuerdo a dicho modelo de análisis y simulación, se adjudicarían diecisiete proyectos por una potencia de 865 MW, repartidos entre cuatro parques eólicos (291 MW) y trece plantas solares (574 MW). Aunque si se toma en cuenta toda la capacidad de las posibles centrales ganadoras, la cifra aumentaría a 1102,8 MW. 

El proyecto eólico General Levalle I (17 MW – YPF Luz) y los parques fotovoltaicos El Marcado I (5 MW – Federación de Cooperativas Eléctricas del Nuevo Cuyo), PS La Cumbre II (15 MW – Diaser), PS Retamito (30 MW – Genneia) y PS San Luis (33 MW – Genneia) ingresarían bajo el esquema del “MATER Pleno”, es decir sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía.

Mientras que las doce centrales restantes (765 MW de capacidad a instalar) serían asignadas mediante el mecanismo “Referencial A”, lo que significa que los agentes generadores podrán contar con evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones. 

Por tanto a continuación se detallan cuáles serían esos proyectos y en qué corredores se ubicarían.

Ref A – Corredor Comahue 

PE Andinos – 74 MW asignados de 129,8 MW solicitados

Ref A – Corredor Patagonia – Provincia de Buenos Aires 

PE Los Patrios – 151,2 MW 
PE Vidal – 48,8 MW de 100,8

Ref A – Corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA)

PS Aconcagua II – 65 MW
PS El Quemado I – 50 MW 
PS General Levalle – 28 MW de 47 MW 
PS MSU Andalgala – 90 MW de 100 MW solicitados
PS Olongasta – 90 MW de 151 MW 
PS Quebracho Blanco – 15 MW
PS Recreo I – 100 MW
PS San Luis – 7 MW de 40 MW pedidos
PS Tocota III – 46 MW

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La semana pasada, el Poder Ejecutivo incluyó en su solicitud de delegación de facultades legislativas enviada al Congreso de la República, mejoras regulatorias que buscan la apertura del mercado eléctrico a nuevos competidores, diversificar y descentralizar las fuentes de generación.

Con esta iniciativa, se propone modificar la Ley 28832, norma para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica, con el objetivo de incrementar la competencia, promover inversión en nuevas fuentes de generación eléctrica, conseguir menores costos de generación y menos contaminante, 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 Energía Estratégica, Raquel Carrero, gerente general de la Asociación Peruana de Energías Renovables explicó en detalles el proyecto de ley y estimó cuándo debería tratarse nuevamente en el Congreso.

¿Me podrías comentar en mayor profundidad de qué se tratan las mejoras regulatorias enviadas al Congreso?

El Poder Ejecutivo ha incluido las modificaciones de la Ley 28832 en su pedido de facultades para poder hacer los cambios de manera más proactiva como la actual situación lo amerita. Consiste principalmente en modificar la contratación de energía, de forma separada de la potencia, como dos productos, y establecer bloques horarios. 

Estos cambios son necesarios para poder incluir la energía solar en las licitaciones del mercado regulado, es decir, aquel que atiende millones de hogares y negocios de diversos sectores, porque hoy, tal como está redactada la ley, la energía solar se encuentra totalmente excluida de esa posibilidad. La única posibilidad de generar energía solar para el mercado regulado está disponible para los actuales operadores del sector eléctrico y esa es una limitación de la competencia que es insostenible. 

Si bien ha pasado más de un año desde que el gobierno envió esta propuesta técnica, hasta la fecha no se ha debatido ni aprobado en el Pleno Congreso de la República. Entendemos que el gobierno comprende la necesidad de hacer estos cambios urgentemente para garantizar la libre competencia en el mercado eléctrico y beneficiar a millones de hogares con mejores tarifas, en un contexto donde los índices de pobreza se han incrementado y la electricidad forma parte de la canasta básica familiar. 

La solicitud de facultades es un procedimiento constitucional, es una práctica usual y se justifica en la medida que el gobierno entiende y necesita que se hagan estos cambios. Desde la Asociación Peruana de Energías Renovables creemos que esos cambios son necesarios y que deben hacerse todos los esfuerzos para que se implementen lo más pronto posible. Estos favorecen a los usuarios eléctricos, hogares, comercios y a todos los sectores productivos en general. El objetivo es trasladar los precios competitivos de las energías renovables a la tarifa eléctrica porque actualmente no está ocurriendo.

  ¿Cuándo van a ser tratadas por el Congreso y de qué depende su aprobación?

La solicitud de facultades del Poder Ejecutivo ha sido enviada a la comisión de Constitución del Congreso y será allí el espacio del debate inicial donde se revisará todas las propuestas planteadas por el Gobierno. Luego tendrá que ser debatido en el pleno del Congreso, lo cual creemos que debe darse antes de que acabe la actual legislatura en julio. 

Para aprobarse, dependerá de la capacidad del Gobierno de sustentar frente al Parlamento la necesidad de hacer estos cambios y que haya un acuerdo en que la forma más rápida y segura de hacerlo es delegando las facultades al Poder Ejecutivo. Es un trabajo político que deberá hacer el Gobierno y el Parlamento. 

Cabe destacar que el Congreso ha tenido la modificación de la Ley 28832 en sus manos por más de un año y no le ha dado la prioridad que requería lo cual ha incrementado la situación de riesgo del sistema.

 ¿Qué tan necesario es que Perú apruebe esas iniciativas?

En una economía de libre mercado cuanto mayor sea la competencia es mejor para los consumidores. La situación actual restringe el ingreso de nuevos operadores al sector eléctrico. Estas barreras que se mantienen para el ingreso de la energía solar ya han sido advertidas desde hace varios años y la necesidad de cambiar la regulación fue reiterada por la comisión de reforma del subsector electricidad que dio sus recomendaciones en el 2020. Han pasado ya casi 4 años desde entonces y nada ha cambiado. 

Estas limitaciones para el desarrollo de la energía solar y que en el caso de la energía eólica recién se levantaron en el 2020, nos ha llevado a intensificar el uso del diésel para generar electricidad y atender la demanda eléctrica. 

De acuerdo a cifras del COES la producción eléctrica en el 2023 se dio de la siguiente manera: 47.7 % hidroeléctrica, 46.7 % termoeléctrica, 4% eólica y 1.6% solar. De esta forma, en el 2023 usamos 182% más diesel para generar electricidad que en el 2022. Por ello, se trata de un tema económico y de seguridad nacional: necesitamos diversificar, descentralizar, abrir el mercado, ese es el camino

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Puerto Rico está en alerta por el ataque al programa de medición neta que ha iniciado la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (FOMB, por sus siglas en inglés).

La controversia se acentuó la semana pasada, cuando se venció el plazo de revisión legislativa impuesto por la Junta para derogar o enmendar la Ley 10 del 2024, ley que no está bien vista por dicha entidad federal, pero que tiene la aprobación unánime de la legislatura puertorriqueña, amplísimo apoyo de la sociedad civil y de la industria de la isla, pues protege la  medición neta hasta después del 2030, al posponer a esa fecha un estudio que posibilitaría la devaluación de la compensación al detal de la electricidad limpia que los prosumidores exportan a la red.

Como las autoridades puertorriqueñas no han acatado el ultimátum de la Junta, existe un riesgo claro y presente de que la Junta inicie un litigio para anular la ley, tal como lo indica expresamente su carta publicada el 5 de febrero del 2024: 

«Si el Gobernador y la Legislatura no derogan o modifican la Ley 10, la Junta de Supervisión, que se reserva todos sus derechos, tomará las medidas que considere necesarias, incluido el inicio de un litigio para anular la Ley 10».

Ante esta situación, asociaciones civiles y empresariales se encuentran uniendo esfuerzos para comunicar y socializar los beneficios de la energía distribuida en medición neta, así como para exigir se  mantenga la vigencia de la Ley 10 del 2024, para mantener el rumbo hacia al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad del sector energético que indican que las energías renovables deben alcanzar un 40% al 2025 y un 100% al 2050 en el archipiélago puertorriqueño. 

«Necesitamos construir los proyectos a escala de servicios públicos que están en marcha. Necesitamos seguir aumentando la generación distribuida. Y necesitamos aumentar la eficiencia energética porque cuanta más eficiencia energética tengamos, menos energías renovables se necesitarán para llegar al 100%. Todas esas cosas son importantes para continuar», expresó PJ Wilson, presidente de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA).

Durante un Solar & Storage Briefing llevado a cabo el pasado viernes 10 de mayo, el director ejecutivo de SESA observó que no es la primera vez que la Junta se antepone al crecimiento de la generación renovable en Puerto Rico:  

«FOMB ha rechazado en reiteradas ocasiones las decisiones del Negociado de Energía de Puerto Rico:

En verano del 2021 FOMB publicó una cruda carta cancelando 450 MW de proyectos solares a escala de utilidad;
-sin ningún análisis conocido
-luego de dos años de negociaciones entre los desarrolladores solares, la utilidad y el regulador
-luego de que el Negociado de Energía de Puerto Rico dio su aprobación final a dichos proyectos
-si FOMB no hubiera anulado los mismos, eso 450 MW de energía solar ya estarían construidos al momento y estarían produciendo 4,5% de la energía de la isla y estaríamos en 16.5%
-al haber frenado esos 450MW (luego de haber sido aprobados por el regulador independiente) marcaron a Puerto Rico como una mercado de “alto riesgo” ahuyentando compañías de energía solar multinacionales y muy posiblemente propiciando precios más elevados (por ser considerada de alto riesgo) en futuras ofertas.
-por ende, no existirá un “regulador independiente” mientras exista la presión de FOMB». 

Sorprende esta postura, ya que la Junta se ha pronunciado a favor del despliegue de las renovables en reiteradas ocasiones y, de hecho, incluyen el siguiente párrafo en su carta solicitando la revisión legislativa de la Ley 10: 

«La energía renovable es clave para el futuro sistema energético de Puerto Rico y para una electricidad más confiable, y la Junta de Supervisión apoya la transición hacia más energía renovable. La transición de la red energética de Puerto Rico a la gestión privada, como se define en la Ley 17 y los Planes Fiscales, ya aumentó considerablemente los hogares con energía solar en los tejados, y la Junta de Supervisión aprobó los contratos para construir más suministros de energía renovable a gran escala que la AEE había adquirido y el NEPR había aprobado».

Desde SESA observan la inconsistencia entre estas declaraciones y la reticencia a las renovables que demuestra la Junta en sus requerimientos recientes. Además, la Junta no tendría argumentos ante el bajísimo nivel de penetración renovable, que apenas alcanza el 12%. 

«La devaluación de las exportaciones solares en California y Hawai, lo cual, dicho sea de paso, destruyó la industria y miles de empleos en esos estados, de todos modos comenzó cuando allí habían alcanzado altísimas penetraciones de generación distribuida, pero en Puerto Rico recién estamos comenzando. Denos una oportunidad de crecer y mantener esta importantísima industria local», expresó Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de SESA.

A aquel pedido se sumó el hacedor de la “Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico” Ley Núm. 17 de 11 de abril de 2019, Eduardo Bhatia Gautier, exsenador por el Partido Popular Democrático y expresidente del Senado de Puerto Rico, quien además puso el acento en fomentar el diálogo con los tomadores de decisión durante este mes para no tomar medidas que vayan en detrimento de la generación distribuida renovable:

«Estén atentos, los próximos 30 días van a ser cruciales. Ayúdenos a abrir esas puertas para tener una conversación que nos asegure de extender el programa de medición neta que tenemos ahora».

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De la mano de la energía solar, el sector energético renovable en los mercados de Centroamérica y el Caribe está aumentando de una manera vertiginosa y Sungrow es una de las empresas que está contribuyendo a este crecimiento con más de 500 MW de inversores comprometidos en cartera en plazas estratégicas de la región.

Uno de los principales países del Caribe donde este fabricante acumula una gran participación es República Dominicana, donde tiene contratos para suplir a unos 400 MW de capacidad fotovoltaica alrededor de la isla.

Pero aquello no sería todo. Este compromiso se extiende al territorio continental. Allí, Sungrow avanza a paso acelerado en mercados estratégicos de Centroamérica, como Panamá donde sumará en el orden de 120 MW y El Salvador con otros 60 MW.

Según comentó Gonzalo Feito, director para Latinoamérica de Sungrow, una particularidad ahora es el incremento del volumen de potencia y capacidad en proyectos fotovoltaicos así como la adición de almacenamiento energético en baterías para su integración a la red.

“Como fabricante, yo ya no concibo proyectos solares sin que se considere -si no es en un presente, para un futuro- una integración de sistemas de almacenamiento”, observó el directivo de Sungrow, la empresa que acumula un total de 2.4 GWh suministrados en almacenamiento en Latinoamérica.

Durante su participación en el último megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Gonzalo Feito destacó que una de las cosas que caracteriza a Sungrow es su versatilidad a nivel tecnológico.

“Nuestra evolución es tratar de hacer un híbrido entre ambas tecnologías string y central”, indicó.

Es así que, ahora mismo están trabajando con un inversor central que es modular, en bloques de un 1.1 MW que llegan hasta 8.8 MW con el sistema de media tensión integrado en un mismo contenedor.

Este producto se adaptaría muy bien a mercados como el dominicano, ya que viene perfectamente preparado para acoplar baterías en corriente continua en DC y se posiciona como una solución perfecta para el Energy Shifting.

En cuanto a la evolución de la tecnología de almacenamiento, Gonzalo Feito subrayó el compromiso de Sungrow con la optimización continua para reducir costos.

Es por ello que la empresa ha desarrollado soluciones que a la fecha duplican su densidad energética ampliando la capacidad de almacenamiento, por ejemplo en un contenedor de 20 pies pueden concentrar 5 MWh, algo ideal para entornos donde el espacio es limitado pero la demanda de energía es alta.

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Solis, empresa de origen chino con 19 años de experiencia en la electrónica de potencia para el sector fotovoltaico, aportó su visión de futuro sobre la evolución  de los grandes proyectos, esquemas de generación distribuida y almacenamiento en Latinoamérica. 

Marco Ricci, LATAM sales manager de Solis, participó del mega evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean e hizo foco en los retos y oportunidades que posee la región para lograr una mayor penetración de renovables en distintos segmentos de la economía. 

“La tecnología y la legislación de cada país van de la mano. Afortunadamente muchos países de Latinoamérica cuentan con una línea guía de reglas claras y simples. Por lo que una forma de tener incentivos es tener claramente el acceso a la energía renovable”, apuntó. 

“El problema no es el precio de la tecnología, sino la política que permite el desarrollo. Estamos a precios y desarrollos tecnológicos impensables hace unos años, ya que la electrónica de potencia se desarrolló exponencialmente en el último lustro, agregó durante el encuentro que reunió a más de 400 líderes de la industria renovable.

El especialista planteó que la generación distribuida con o la inserción de las renovables a gran escala pueden representar oportunidades para un mayor poder adquisitivo de los clientes finales, ya que dichas alternativas permitirían ahorros y un mayor crecimiento económico. 

“La regulación y reglamentación respecto al storage en utility scale es un desafío. En un mercado en desarrollo como es el almacenamiento, aunque avanza rápidamente, poder dejar el libre mercado y libre competencia siempre es una ventaja”, subrayó el LATAM sales manager de Solis.

Justamente, los sistemas BESS cada vez son más vistos en Latinoamérica, al punto que los países avanzan con regulaciones y normativas específicas y el sector privado poco a poco desarrolla más proyectos de esa índole, ya sea pilotos o hasta de gran escala. 

Desde Solis no son ajenos dicha tendencia, de tal modo que ya confirmaron que todos los productos que lanzarán a lo largo de los próximos años serán con almacenamiento, en pos de adaptarse a las necesidades de cada mercado 

“Estamos desarrollando muchas soluciones híbridas, tanto para bajo como alto voltaje, residencial, comercial – industrial y utility scale. Hay muchas soluciones a un precio más que razonable”, manifestó Marco Ricci, quien meses atrás anticipó que se observa un rol muy claro sobre el storage (ver nota)

“Además, esperamos que República Dominicana siga siendo un ejemplo en los próximos años y crezca del 5,7% de participación solar que tiene actualmente”, añadió en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

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Por primera vez, Future Energy Summit (FES) llegó a México con un evento de alto nivel enfocado en promover el diálogo en torno a la transición energética con fuentes renovables.

Allí, más de 400 profesionales del sector público y privado debatieron sobre las últimas tendencias en energías renovables y la necesidad de diversificar la matriz energética en la región latinoamericana y en el mundo.

Uno de ellos fue Sergio Ramírez, Sales Support Manager de Seraphim, fabricante de módulos solares a nivel mundial, quien destacó su meta de aumentar su capacidad de producción anual de 20 GW a 33 GW en un futuro cercano. 

En línea con esos objetivos, ratificó su interés por seguir expandiéndose en México, un mercado colmado de expectativas debido a que el próximo 2 de junio se llevarán adelante elecciones presidenciales donde se definirá quien llevará adelante la agenda energética del próximo sexenio.

“México sigue aumentando la demanda de consumo eléctrico año tras año y ha tenido buenos resultados en los últimos años por el incremento de la generación distribuida.  Todo el tiempo se habla de que se podría lograr un boom de renovables con el nuevo gobierno que nos lleve al siguiente nivel”, explicó. 

Y agregó: “En Seraphim buscamos ir muy de la mano con el distribuidor, epecista y el cliente final para crear una cadena de valor sólida que le de certeza y confiabilidad al mercado de generación distribuida y utility scale. Si todos trabajamos en conjunto,  alineados con esta visión de crecer no solo para beneficiarnos como empresa sino también como país, podremos aprovechar este boom de la mejor manera”. 

Si bien admitió que los retos son desafiantes, Ramírez hizo hincapié en que todos los jugadores, tanto públicos como privados, se pongan de acuerdo en las reglas de juego de una manera ordenada. 

De acuerdo al experto, una medida fundamental es elevar el límite de potencia en generación distribuida según la demanda de cada zona, ya que podría ayudar a incrementar aún más las instalaciones de este segmento.

“El aumento del umbral de generación distribuida debe darse de forma planificada y debe ser acompañada de inversiones en infraestructura. Es importante sentar las bases de a dónde y cómo lo vamos a hacer”, señaló

Además, aseguró que el gobierno tiene que apoyar a los inversionistas con incentivos y financiación.

“Todos los sectores de la sociedad tenemos que ayudar a ser parte de la solución para aumentar esta capacidad. Ya tenemos todo para que los proyectos fotovoltaicos sean sustentables, seguros y den certeza a los que los están instalando. Solo debemos lograr que este aumento de generación distribuida sea más inmediato”, concluyó.

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El pasado 9 de mayo se concretó la firma de un acuerdo de colaboración entre Conexión Kimal – Lo Aguirre, compañía a cargo del desarrollo, construcción y operación del proyecto de transmisión HVDC Kimal Lo Aguirre. e INACAP, institución destacada por estar muy conectada con las industrias, para entregar a sus alumnos mallas y contenidos de vanguardia, acordes a las nuevas tecnologías y a las necesidades de las empresas.

El acuerdo permite facilitar el acceso a información recíproca y da la posibilidad para que los profesionales, estudiantes y académicos de ambas instituciones puedan participar de actividades de formación y transferencia tecnológica.

Las instituciones esperan entregar más oportunidades a los estudiantes, pero también fomentar la investigación académica y el desarrollo de nuevos conocimientos en los desafíos de la incorporación a Chile de proyectos en corriente continua, la ingeniería de proyectos, la seguridad, redes inteligentes, entre otros.

Durante la actividad, realizada en la sede de INACAP en Renca, el rector Lucas Palacios, señaló que “esta alianza nos llena de motivación porque la energía es algo que trasciende mucho más allá del medio ambiente. Impacta a las comunidades, al día a día de millones de personas, a las políticas públicas, a la infraestructura y muchas cosas más. Es algo que debemos considerar de manera transversal en todas las carreras, en todos los aspectos de nuestras vidas y, sin duda, este acercamiento con Conexión Kimal – Lo Aguirre va a permitir que nuestros alumnos comprendan de mejor manera esa importancia. Y eso hará que sean técnicos y técnicos profesionales más destacados y con una formación más pertinente para cuando salgan al mundo laboral”.

A su vez, el gerente general de Conexión Kimal – Lo Aguirre, Sebastián Fernández, sostuvo que “con este convenio buscamos fomentar la colaboración e impulsar el conocimiento y la innovación en torno a la energía, permitiendo a los estudiantes acceder a instancias donde puedan compartir la experiencia de nuestro equipo de especialistas en el desarrollo, construcción y operación de uno de los proyectos más icónicos para el país en materia de transmisión y un paso decisivo en la transición energética”.

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La Asociación de Distribuidoras Eléctricas Latinoamericanas publicó un nuevo DSO Brief “El proceso de prórroga de concesiones de distribución de energía eléctrica: análisis del caso brasileño desde la perspectiva de los países latinoamericanos”, que comprendió el trabajo y conversaciones conjuntas con expertos del sector en el marco de su objetivo institucional de generar conocimiento específico.

El foco del documento en Brasil se da a raíz de que, a partir de 2025, llegarán a término los contratos de 20 concesiones de distribución eléctrica, pertenecientes a empresas que fueron privatizadas después de 1995 y que hoy representan aproximadamente el 60% de clientes, del mercado y de los ingresos de las distribuidoras eléctricas del país. En este contexto, existe una previsión legal y contractual respecto a la posibilidad de prórroga de estos contratos, a criterio del Ministerio de Minas y Energía (MME), una vez verificado el cumplimiento del servicio adecuado.

Para contribuir al debate acerca del modelo a aplicar en el proceso de prórroga de las concesiones, este documento describe los modelos regulatorios existentes en Argentina, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú, como así también, en distintos países de Europa.

En los mercados de electricidad de América Latina existen coincidencias en relación con el modelo organizacional del sector eléctrico. En el caso de las actividades de distribución, desde la apertura a capitales privados en las décadas de 1980 y 1990, se han celebrado contratos para la explotación de concesiones en los que se consideraba la capacidad del agente privado para realizar inversiones, operar instalaciones y proporcionar servicios de calidad.

En varios países no adoptan un plazo para la prestación del servicio de distribución eléctrica (Chile, Colombia y Perú) o, cuando lo hacen, el período de vigencia es largo porque los precios están continuamente regulados y la calidad del servicio es permanentemente observada y evaluada (Argentina y Guatemala).

En el caso europeo, a pesar de que las disposiciones comunitarias no imponen la aplicación de un sistema de concesiones para el sistema de distribución ni la aplicación de procedimientos de licitación pública para su asignación, el modelo más extendido es el de concesiones/autorizaciones sin vencimiento o con opción de prórroga, en las que un DSO (Distribution System Operation, por sus siglas en inglés) tiene presencia en la mayor parte del territorio nacional.

En algunos países en los que los contratos tienen opción de prórroga, recientemente se han implementado condiciones asociadas con objetivos climáticos y de transición energética, con el objetivo de promover una transición más rápida, más local y más equitativa, y aumentar la resiliencia de la red eléctrica.

La actividad de distribución eléctrica se enfrenta al desafío de satisfacer la creciente electrificación y la incorporación de recursos energéticos distribuidos. Es por eso que la prórroga de las concesiones debe estar acompañada de inversiones en eficiencia energética y modernización de las redes de distribución.

Desde ADELAT estamos convencidos de que el diseño de los modelos contractuales debe promover la calidad en el suministro, la satisfacción del consumidor y el equilibrio económico-financiero, además de la flexibilidad necesaria para la evolución y adaptación a los desafíos de la transición energética.

Para descargar el documento, ingresa en: bit.ly/3JWxI5P o accede a su resumen ejecutivo: https://bit.ly/3UDJSWb

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“En México, se necesitan más renovables para poder alcanzar el porcentaje de energías limpias establecido para el 2030 en el 40% de la matriz energética”, introdujo Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). 

Durante su participación en el evento de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), el portavoz de la CFE compartió su análisis sobre cuánta capacidad instalada sería necesaria adicionar, cómo hacerlo a largo plazo y qué ya está haciendo la empresa estatal hoy para cubrir la creciente demanda eléctrica. 

“Si ustedes miran los números que están en la planeación del sector, ya sea en la prospectiva del sector eléctrico que acaba de publicarse hace un par de semanas o en el PRODESEN 2023-2037, ustedes pueden ver una cifra contundente que el programa de adiciones y retiros de centrales eléctricas en México requerirá 65000 MW de aquí al 2037 de todas las tecnologías”, sostuvo Musalem. 

Y subrayó: “En particular, para alcanzar la meta del 40% de energías limpias para el 2030, necesitaríamos agregar en energía o inyectar al sistema 73 GWh, algo así como 35000 millones de inversiones en renovables, 35000 MW en capacidad, más las inversiones de transmisión asociadas y almacenamiento para poder admitir eso”.

A tan solo un mes de FES Mexico y en el contexto actual, con el país en una emergencia eléctrica, estas declaraciones adquieren un peso mayor por la urgencia de sortear el déficit de potencia y energía, así como de fortalecer las redes de transmisión y distribución eléctrica. 

Gremios del sector privado como la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) se pronunciaron la semana pasada al respecto postulando lo prioritario que resulta la apertura y fomento de inversiones en el sector. 

«Para atender esta situación, consideramos que es imperativo permitir la apertura del mercado eléctrico para la participación del sector privado en la generación, transmisión y distribución de energía, principalmente generada a través de fuentes renovables. Así mismo, es necesario reactivar las inversiones para modernizar la infraestructura, en particular, las líneas de transmisión, y garantizar un sistema eléctrico confiable y sostenible que atienda de manera eficiente la demanda energética del país”, reza el último comunicado de la AMDEE. 

Sobre este tema, también había compartido su parecer el referente de proyectos estratégicos de la empresa estatal, observando que en estas instancias el almacenamiento llegaría para sortear las demoras en la expansión del parque de generación e infraestructura de red. 

“El almacenamiento resulta ser una aspirina que podría aliviar este problema”, consideró.

¿Qué está haciendo la CFE hoy para cubrir la demanda eléctrica? Recientemente se publicó una convocatoria para poder adquirir 800 MWh de almacenamiento en la Península de Yucatán, pero de acuerdo con el referente de la estatal “desafortunadamente fue declarada desierta porque lo que se presentó no cumplió con las expectativas de la convocatoria de CFE”. 

En paralelo, la CFE vendría desarrollando una cartera de proyectos propia “para poder atacar fuertemente las energías renovables”. No obstante, en atención a la época electoral Musalem marcó que para su ejecución estarán “expectantes de la política pública que implemente la siguiente administración”.  

Ahora bien, ante un auditorio con 400 profesionales del sector en FES Mexico el pasado mes, Musalem reconoció que “indudablemente para alcanzar las metas que tenemos de energías limpias y de reducción de emisiones es necesario por supuesto todo lo que han dicho a lo largo del día sobre la transmisión y el desarrollo de proyectos de Gran escala que combinen el almacenamiento con energía renovables y que puedan estar cerca de los centros donde más se requiere la energía”. 

Es por ello que apostar a la generación distribuida sería crucial. De acuerdo con los pronósticos de aumento de este segmento del mercado, la CFE calcula que en los próximos seis años habría un crecimiento interanual en el orden de 1 GW, considerando una mínima de 800 MW y una máxima de unos 1300 MW. 

“En épocas de alta demanda, esos recursos energéticos distribuidos serían invaluables para el sector eléctrico porque no implican una inversión pública por parte de CFE”, adujo Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la CFE.  

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Astronergy, compañía fabricante de módulos fotovoltaicos pionera en tecnología N-Type, acompañó el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean, que reunió a más de 400 referentes de la industria de las renovables de la región. 

Juan Camilo Navarrete, director regional de Ventas para Sudamérica de Astronergy, participó del último panel de debate de la primera jornada del evento y analizó cómo la compañía trabaja en mejorar las soluciones que brindan para el sector fotovoltaico. 

Una de las claves a las que apuntó fue la importancia de cómo los módulos se compatibilizan respecto a corrientes y voltajes con los demás equipos, en pos de encontrar un índice específico de cada proyecto y llegar a un costo nivelado de la energía (LCOE) más competitivo. 

Por lo que confió que las soluciones recientemente lanzadas por parte de Astronergy les permite tener mayor calidad, desempeño y eficiencia en un mismo tamaño de panel que el de sus predecesores. 

“Estamos llegando al módulo ideal en dimensiones para el segmento de gran escala. En el producto Astro N7 encontramos un módulo con una ideal eficiencia, coeficiente de temperatura, características de voltaje y corriente para compatibilizar con inversores, a la par que por sus dimensiones no requieren pitches muy altos y por tanto sea más eficiente el área utilizada, lo que impacta el LCOE de la energía”, subray Navarrete. 

“La innovación va muy rápida en los módulos fotovoltaicos y la evolución es tremenda, por lo que debemos alinearnos con los demás fabricantes para tener un módulo alineado al estado del arte de los demás equipos y por tanto sea compatible y no impacte negativamente”, agregó durante el panel de debate Focus Caribe: Grandes proyectos, esquemas de generación distribuida, almacenamiento y microrredes. Cambios normativos, objetivos y visión de futuro 

“Por ello en los últimos años muchos fabricantes innovaron. La mayoría incursionó en la tipología de celdas N-Type, donde incluso Astronergy ya era pionero en esa tipología, y otros tomaron el camino TOPCon o HJT. Al final todos están llegando a eficiencias muy altas, al punto que la compañía está entre 22% y 23% de eficiencia”, continuó. 

Cabe recordar que el módulo Astro N7 es un panel con células rectangulares que trabaja en menor temperatura con mayor eficiencia y tiene hasta 615 W de potencia. 

Dicha solución fue lanzada a fines del año pasado y representa la segunda generación del N-Type de la compañía, que se distingue por un 22.8% de eficiencia de conversión, por su alta confiabilidad SMBB (Súper Barra Colectora Múltiple) con vidrio de mayor resistencia, alta producción de energía por watt con menor coeficiente de temperatura, garantizando un menor costo de BOS por cables, terrenos, soportes e inversores, repercutiendo en un menor LCOE de los proyectos fotovoltaicos.

Y para la región, Astronergy posee disponibilidad de sus nuevos módulos en una versión de 72-celdas: 2384*1134*35mm (módulo de vidrio-simple) y 2384*1134*30mm (módulo de vidrio-doble); así como, módulos de 54-celdas: 1800*1134*30mm (módulo de vidrio-simple).

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Durante la primera edición del Future Energy Summit México (FES México), más de 400 referentes del sector energético reafirmaron categóricamente su compromiso por acelerar la transición energética. 

Uno de ellos fue, Harold Steinvorth, Head DG Latam de Trina Solar, la empresa china enfocada en la energía solar, quien propuso al gobierno medidas para aprovechar las oportunidades del fenómeno de la relocalización de empresas.

“Todas las empresas que pretenden instalarse en México por ser vecino de Estados Unidos, traen sus políticas de ESG y buscan aumentar su generación con fuentes renovables. Esto trae oportunidades muy importantes. Sin embargo, mantener el límite de potencia de 500 kW, podría generar que algunos otros países sean más atractivos”, alertó. 

Y agregó: “México no puede darse ese lujo: hay que seguir creciendo. Si se hacen de manera ordenada, medidas como el incremento de ese límite a 1, 2 o 3 MW o la implementación de PMGD al estilo chileno, no tienen porqué afectar el resto de la operación de la red”.

Según el experto, son pocos los países de Latinoamérica que limitan tanto la penetración como México. Esto no es conveniente ya que la fotovoltaica permite diferir inversiones en la red y reducir pérdidas. El foco está en no solo pensar en lo que el prestador de servicios puede perder, sino también en todo lo que le aportará el generador distribuido.

Además, Steinvorth definió al financiamiento como el verdadero catalizador del mercado. Proporcionar más opciones de financiamiento hará que los productos sean mucho más alcanzables.

En tanto a las proyecciones de incremento de generación distribuida, aseguró que si bien se espera un mayor crecimiento en la zona industrial del centro de México por la alta demanda de energía, todo el país tiene potencial para desplegar instalaciones fotovoltaicas

 “Cada estado tiene su particularidad y sus oportunidades. Por ejemplo, en los últimos años, se ha incrementado el apetito del sector hotelero ubicado en el sur del país por invertir en paneles y sistemas de almacenamiento en busca de brindar un mejor servicio y ahorrar en sus recibos de luz”, afirma. 

Y concluye: “En los últimos años, el crecimiento en México del mercado de generación distribuida a doble dígito  se ha dado “a pesar de”. México tiene un potencial increíble y hay que aprovecharlo. Por ello, desde Trina Solar, estamos apoyando todas estas propuestas de cambio porque es un mercado que nos interesa mucho y tenemos presencia desde hace mucho tiempo.”

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Growatt, líder global en soluciones de energía inteligente, destacó en el 7º Encuentro y Feria de Energías Renovables de Latam en Barranquilla, un evento de gran relevancia en Colombia para los sectores de energía renovable y tecnología solar.

Durante la feria, las avanzadas soluciones tecnológicas de Growatt, como el microinversor NEO 1200~2000M-X y el inversor MAX 75 KTL3-XL2, captaron la atención por su sobresaliente rendimiento y diseño innovador. Estos productos despertaron el interés de los visitantes por su capacidad para ofrecer soluciones energéticas eficientes y confiables en el sector de las energías renovables.

En particular, los nuevos microinversores NEO de Growatt, disponibles en capacidades de 1200W, 1600W y 2000W, impresionaron a los asistentes. Estos microinversores se destacan por su adaptabilidad y rendimiento optimizado en sistemas residenciales. Con un voltaje de corriente continua más bajo, alrededor de 60V, operan directamente en el panel para una conversión de energía más segura y eficiente, minimizando los riesgos eléctricos.

La participación activa de Growatt en conferencias y seminarios durante la feria, especialmente en el stand de su distribuidor Amara Nzero, también fue notable. La conferencia de Julian Tovar, titulada «Solución de baja tensión para proyectos de gran potencia con MAX 75KTL3», fue particularmente destacada por los asistentes, quienes elogiaron la calidad y relevancia de la información presentada. La presencia de Growatt en este evento reafirma su compromiso con la innovación y el desarrollo sostenible en el campo de la energía renovable.

En resumen, la participación de Growatt en el 7º Encuentro y Feria de Energías Renovables de Latam en Barranquilla fue un éxito, destacando su liderazgo en soluciones de energía inteligente y su compromiso con la innovación en el sector de las energías renovables.

La presentación de sus avanzadas soluciones tecnológicas, como el microinversor NEO y el inversor MAX, junto con la participación activa en conferencias y seminarios, demostró su capacidad para ofrecer soluciones eficientes y confiables en energía renovable. Growatt continúa siendo una figura clave en la transformación hacia un futuro más sostenible y energéticamente eficiente.

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Pacific Hydro Chile y Programa Territorial Integrado (PTI) Energía Atacama de Corfo firman convenio destinado a promover la conciencia y el conocimiento sobre las energías renovables no convencionales (ERNC) en la comunidad de Los Loros.

Este acuerdo permitirá la realización de un ciclo de talleres de capacitación teóricos y prácticos que abordan temas claves relacionados con uso de la energía limpia y sostenible, rescatando su utilización en la cultura local de la comunidad, a través del secado y deshidratado de frutas y hierbas, energías renovables para el uso domiciliario y la pequeña agricultura.

Es importante destacar que, cada curso culmina con una visita técnica al proyecto en construcción Desierto de Atacama, donde los participantes podrán conocer y recorrer el parque fotovoltaico.

La colaboración entre Pacific Hydro Chile y PTI Energía Atacama marca un hito en el compromiso por fomentar la transición hacia un modelo energético más responsable y respetuoso con el medio ambiente y las comunidades.  “Nos sentimos privilegiados de colaborar estrechamente para promover el desarrollo sostenible en la región. Para nuestra Compañía las alianzas público – privadas son claves para avanzar en iniciativas que permitan fortalecer las metas de descarbonización del país”, señala Juan Pablo Villanueva, gerente ejecutivo de Recursos Humanos, Asuntos Corporativos y Comunidad de Pacific Hydro Chile.

“Para el Programa Territorial Integrado (PTI) Energía Atacama de Corfo es fundamental generar valor compartido a partir del desarrollo de capacidades e involucramiento activo en alianzas público – privadas. Esta alianza claramente permite incorporar experiencia, conocimientos, tecnología y mejorar la competitividad de los actores que contribuyen a dinamizar el ecosistema de la industria energética en la región de Atacama”, manifiestó Neyel Marín gestora del Programa.

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Enel S.p.A. informa que su subsidiaria Enel Perú S.A.C., controlada por Enel S.p.A. a través de la empresa chilena cotizada Enel Américas S.A., ha finalizado la venta de todas las participaciones de capital en las empresas de generación de energía Enel Generación Perú S.A.A. y Compañía Energética Veracruz S.A.C. a Niagara Energy S.A.C. La transacción se ha cerrado después del cumplimiento de las condiciones previas establecidas en el contrato de compra y venta, anunciado el 22 de noviembre de 2023, incluido el visto bueno de la autoridad antimonopolio competente en Perú.

La consideración total asciende a aproximadamente 1.3 mil millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 1.2 mil millones de euros), incluidos los ajustes habituales para este tipo de transacciones, según lo establecido en el contrato de compra y venta. El valor empresarial global relacionado con el 100% de los activos vendidos es de alrededor de 2.1 mil millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 2 mil millones de euros).

La transacción generó una reducción de la deuda neta consolidada del Grupo de aproximadamente 1.2 mil millones de euros en 2024, sumándose a aproximadamente 400 millones de euros reconocidos en 2023 principalmente debido a la reclasificación como «mantenidos para la venta» de los activos y pasivos relacionados de las actividades de generación en Perú. Asimismo, la transacción generó un impacto positivo en el ingreso neto informado del Grupo en 2024 por un monto de aproximadamente 7 millones de euros. La transacción no tiene ningún impacto en los resultados económicos ordinarios del Grupo.

La venta, prevista en el Plan Estratégico 2024-2026, está en línea con el objetivo de garantizar al Grupo una estructura financiera sólida y sostenible, así como de aumentar la participación del capital invertido en geografías en las que el Grupo ha centrado su Plan Estratégico.

Específicamente, Enel Perú S.A.C. vendió a Niagara Energy S.A.C., una empresa peruana controlada por el fondo de inversión global Actis, las participaciones de capital que tenía: (i) en el capital social de Enel Generación Perú S.A.A. (equivalente a aproximadamente el 86.95%), en el marco de una oferta pública de adquisición lanzada por Niagara Energy S.A.C.; (ii) en el capital social de Compañía Energética Veracruz S.A.C. (equivalente al 100%).

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Mario Cairella fue designado oficialmente como vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), uno de los cargos más importantes dentro del área energética del gobierno. 

El economista de más de 60 años de edad le ganó la pulseada a Sergio Falzone en la designación por el puesto, quien había sido propuesto por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, pero que finalmente fue dado de baja desde la Jefatura de Gabinete. 

De este modo, Mario Cairella reemplazará a Gonzalo Soriano en la vicepresidencia, a la par que asumirá la gerencia general de la entidad; por lo que volverá a tomar el control de la empresa que se encarga del despacho de energía y administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) tras su paso entre 2018 y 2019 durante la gestión de Mauricio Macri. 

La designación de Cairella se confirmó en la Asamblea de accionistas de CAMMESA, en medio de la problemática por la falta de pagos de las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Tal como informó Energía Estratégica, el gobierno prevé cancelar la deuda de más de un billón de pesos (alrededor de 1250 millones de dólares) mediante un 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 (ver nota).

Propuesta que desde la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) catalogaron como “inaceptable”, ya que consideran que afecta a los derechos contractuales de las generadoras, viola el derecho de propiedad privada e impacta en compromisos financieros asumidos con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales. 

Hecho que podría implicar el inicio acciones judiciales entre el gobierno nacional y las compañías perjudicadas por la falta de pagos de los meses previamente mencionados, en caso que no se llegue a un acuerdo entre las partes.

Además, según confirmaron fuentes del sector energético cercanas a Energía Estratégica, la llegada de Cairella también resultará la salida de Jorge Garavaglia como gerente general de CAMMESA, quien llegó al puesto con el nuevo gobierno y sustituyendo a Sebastián Bonetto. 

El pasado de Cairella en CAMMESA

El economista ocupó el alto cargo en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA en los últimos años de la presidencia de Macri, considerando que asumió en julio del 2018 tras la renuncia de Julio Bragulat y que culminó a fin de dicha gestión gubernamental.  

Cairella estuvo presente en el proceso del Programa RenovAr – Ronda 3 (Mini-Ren), donde se presentaron 56 proyectos renovables por 352,1 MW de capacidad y que finalmente se adjudicaron 38 parques por 238 MW de potencia. 

Mientras que su salida se produjo tras el denominado “apagón del siglo”, aquel blackout de 2019 que dejó sin electricidad a casi 50 millones de personas en toda Argentina durante el día del padre, lo que representó la peor falla eléctrica de la historia del país. 

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La Secretaría Nacional de Energía (SNE) publicó una Resolución dirigida a recomendar a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) la elaboración y presentación ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), del pliego necesario para efectuar una Licitación pública, de corto plazo, tendiente a contratar la potencia y energía.

Este documento firmado por la secretaria Rosilena Lindo Riggs, se alinea con la Agenda de Transición Energética, que busca dinamizar el sector eléctrico y llevar adelante los cambios que requiere el país en forma participativa, justa y equitativa.

Desde la SNE confirmaron a Energía Estratégica que el pliego de cargos ya está siendo trabajado por ETESA y revelaron en exclusiva para este medio que la convocatoria será por «al redor de 90MW».

Este anticipo de licitación -que se da en momentos de transiciones de gobierno- demuestra que el sector eléctrico precisa avanzar a todo ritmo para cubrir los requerimientos de una demanda al alza en el Hub de las Américas.

Si bien, aún no se aclara de cuántos megavatios sería la convocatoria requerida, el tiempo apremia para llevarla a cabo. Según indica la Resolución de la SNE el

esquema de contratación debería incluir:

La recepción de ofertas para el acto de licitación pública se deberá realizar a más tardar treinta (30) días después de la publicación del pliego de cargos, teniendo en cuenta las modificaciones que el regulador pueda hacer a los plazos aplicables establecidos en las Reglas de Compra.

Los requerimientos de potencia firme y de energía para plantas existentes deberán ser atendidos en un solo renglón de potencia firme y energía asociada.

Periodo a asignar los contratos de suministro: desde el 1 de enero del 2025* hasta 31 de agosto del 2026.

En tal sentido, es preciso aclarar que ETESA oficiaría como gestora de este proceso, pero los compradores de los productos de potencia y energía serían la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A. (EDEMET), la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste S.A. (ENSA).

Aquello sería coincidente con los procesos de corto plazo precedentes, como la Licitación LPI NO.ETESA 01-21 o la Licitación LPI Nº. ETESA 01-23 en las cuales no se alcanzaron los niveles de contratación mínima de potencia y energía para todas las empresas de distribución eléctrica establecidos en las Reglas de Compras, lo que precisamente hizo necesario este nuevo proceso.

En su momento, los generadores que asistieron a dichas convocatorias se pronunciaron en contra de los cálculos para definir los precios del oferente virtual y, aunque en ambos casos habían reflejado mejoras respecto a los previos, complejizaba la adjudicación de todos los requerimientos.

Considerando aquello, en la convocatoria de corto plazo que se plantea para este año, la SNE recomienda a la ASEP realizar una evaluación técnica/económico utilizando diversos precios de la oferta virtual que considere las estaciones predominantes en Panamá (estaciones seca y lluviosa), para determinar si existen beneficios en el volumen de contratación y de ser así implementar esta medida.

Resolución N.° MIPRE-2024-0015583 de 9 de mayo de 2024

*En la Resolución publicada el Periodo a asignar los contratos de suministro está definido erroneamente desde el 1 de enero 2024* hasta 31 de agosto 2026. Lo correcto sería desde «el 1 de enero del 2025»

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Se llevó a cabo la firma de la Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva para el proyecto «Montecristi Solar», entre el Estado dominicano, representado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), y la empresa Montecristi Solar FV, S.A.S.

Fue firmado por el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras y el presidente-administrador, Martin Johann Wagner. Bajo el nombre de «Montecristi Solar», este proyecto energético representa un hito significativo en el panorama nacional, con una capacidad concesionada impresionante que abarca dos fases distintas.

En su Fase I, Montecristi Solar se erige con una capacidad de cincuenta y siete punto noventa y seis megavatios (57.96 MW), mientras que en su Fase II, la capacidad se despliega con cincuenta y siete punto noventa y seis megavatios pico (57.96 MWp) y cincuenta y dos punto ochenta megavatios nominal (52.80 MWn).

En total, esta enmienda consolida una capacidad concesionada pico de Ciento quince punto noventa y dos megavatios pico (115.92 MWp) y una capacidad nominal total de Ciento cinco punto sesenta megavatios nominal (105.60 MWn).

La fuente primaria de energía para este proyecto es la solar fotovoltaica, marcando así un paso firme hacia la diversificación y la sostenibilidad en el sector energético del país. Ubicado en el Municipio Guayubín, provincia Montecristi, República Dominicana, Montecristi Solar no solo promueve la generación de energía limpia, sino que también contribuye al desarrollo económico y tecnológico de la región.

Este acuerdo refleja el compromiso continuo del Gobierno dominicano con la expansión de las energías renovables y el impulso de proyectos innovadores que fortalezcan la infraestructura energética del país. La firma de la Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva es un paso adelante hacia un futuro más sostenible y próspero para todos los dominicanos.

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Puerto Rico avanza en la implementación de medidas para lograr su transición energética con fuentes renovables. No obstante, la inestabilidad del voltaje presente en estos momentos generaría retos adicionales a los participantes del mercado. 

De acuerdo con Javier Rivera, CEO de Sunbeat Energy, la situación actual dificulta el funcionamiento adecuado de los equipos de energía renovable y obstaculiza el progreso del archipiélago hacia un futuro energético sostenible.

Al respecto, es preciso recordar que todos los equipos de energía renovable tienen unos parámetros de valores altos y bajos donde pueden desarrollarse; cuando estos están por debajo de los parámetros normales, los equipos tienden a protegerse y crea la contingencia de que el beneficiario no tenga el sistema energético en caso de una emergencia. 

¿Qué principal efecto negativo trae? Según explicó el empresario, además de propiciar la indisponibilidad del sistema, está creando una fisura entre lo que es la garantía y el servicio de sistemas de generación y almacenamiento distribuidos. 

“En este caso, el sistema eléctrico del país crea una sobrecarga de costos y de servicios que realmente no están cubiertos dentro de una garantía y que en un futuro podría tener un impacto económico a los residentes que se benefician de los equipos energéticos brindados por fondos federales o sencillamente por fondos privados”, observó Javier Rivera. 

¿Cuál sería la solución? Desde la perspectiva del referente de Sunbeat, aumentar la generación tanto en utility scale como generación distribuida permitiría contar con una mayor cantidad de potencia disponible para estabilizar el sistema y resolver las fluctuaciones de voltaje. 

Hasta tanto se resuelva a fondo esa problemática, Sunbeat Energy está ofreciendo en el mercado inversores y baterías con parámetros más amplios para hacer frente a las fluctuaciones de voltaje.

“Nos vemos atemperados a buscar una solución. Por eso, nuestros equipos ahora mismo en el mercado son unos de los que tienen los parámetros más amplios para enmendar los mismos. Además, tienen la capacidad de poder segmentar a unas áreas de mayor voltaje y de menor voltaje más amplios, en comparación a otros productos que están en el mercado”. 

Aquello no sería todo. Rivera mencionó que están orientando a los clientes para que reporten variaciones directamente a la compañía eléctrica Luma, y hagan sus querellas con el fin de estabilizar los voltajes por zonas. Sin embargo, reconoce que esto es un desafío que requiere de unir voluntades entre distintos actores del mercado. 

“Definitivamente, es una labor titánica. Cada sector tiene que incurrir en unos ajustes de voltaje por generación que muchas veces está hasta fuera de sus manos. Así que lo que se está haciendo es orientar al consumidor a poder comunicarse directamente con la agencia de generación, en este caso Luma, para que logre estabilizar el sistema y que los equipos que están brindando de alguna manera estabilidad al sistema puedan funcionar de manera apropiada”, comentó Javier Rivera, CEO de Sunbeat Energy. 

Y concluyó: “Encontrar un culpable no nos va a llevar a crear un pilar para la energía renovable y a trascender a nivel mundial. Lo más importante es unir voluntades entre el sector privado y el sector público. El llamado es a sentarse a buscar soluciones y conseguir las fortalezas de cada uno, para lograr la transformación energética del país”.

La entrada Más generación para ganarle a la fluctuación de voltaje: la premisa que sacaría adelante a Puerto Rico se publicó primero en Energía Estratégica.

Jinko Solar, reconocido fabricante chino de soluciones fotovoltaicas, fue una de las grandes empresas que asistieron al mega evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

Ricardo Palacios, director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de Jinko Solar, dio a conocer la visión de la compañía en cuanto a proyectos y soluciones para los mercados de Latinoamérica y anunció que acompañarán las futuras convocatorias en la región.

“Buscamos la posibilidad de llegar a la mayor cantidad de participantes en las licitaciones. Y desde Jinko Solar seguimos de cerca los procesos con empresas, desde aquellas que están iniciando el desarrollo de sus proyectos hasta las más avanzadas en el camino”, sostuvo durante el panel de debate “Focus Panamá y Guatemala: Proyectos Utility Scale y la resiliencia e independencia energética como objetivo fundamental”.

De hecho, Palacios vaticinó que algunos clientes cercanos a la compañía que ya poseen concesiones activas estarán portando su presencia en ese tipo de convocatorias aunque ni siquiera tengan construidos los proyectos. 

En Panamá ya fue lanzada la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 para la contratación de largo plazo de potencia y energía exclusivamente a centrales de generación renovable.

La particularidad es que el sector aún está a la espera que la autoridad y la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), entidad gestora de la licitación, se expidan sobre las adendas planteadas para asegurar la claridad durante el proceso previo a la celebración del acto de presentación y recepción de ofertas, debido a ciertas dudas en la normativa de almacenamiento y cálculo de potencia firme para centrales híbridas. 

Aunque es preciso recordar que el nuevo gobierno de Panamá fue elegido el pasado domingo 5 de mayo e iniciará sus actividades recién el 2 de julio, por lo que aún resta conocerse si se entregarán ofertas antes de su asunción o mucho después

Mientras que por el lado de Guatemala, la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) puso a consideración que se desagregue la gran licitación PEG-5, la cual fue anunciada por el exministro de Energía y Minas, Manuel Eduardo Arita Sagastume, con el objetivo de adjudicar nuevas plantas de generación para el 2030, pero las nuevas autoridades de gobierno no ratificaron dicho compromiso. 

Por tanto el regulador no se pronunció al respecto y tampoco socializaron pliegos, aunque el presidente electo, Bernardo Arévalo, está al tanto de ello, por lo que seguramente será cuestión de que la política energética termine de tomar forma para que se avance en la materia. 

A pesar de ello, desde Jinko Solar insistieron en que las licitaciones son pasos en la dirección adecuada para reducir la huella de carbono.

“Además, implica mantener matrices balanceadas dentro de las renovables y una oportunidad para poder ofrecer que los productos fotovoltaicos puedan estar en esos proyectos”, agregó el director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de la compañía.

Cabe recordar que Jinko Solar ostenta una participación de mercado del 15% y cuenta con una capacidad productiva de aproximadamente 80 GW, pero en Latinoamérica el market share asciende a 30%, lo que significa que uno de cada tres módulos vendidos en la región es de su marca.  

A la par que avanza con la premisa de generar una solución completa para el sector, ya que no solo busca liderar en el segmento de los módulos teniendo el control de la fabricación de cada uno de los componentes para la generación fotovoltaica, sino además replicarlo para almacenamiento.

“Jinko tiene una incursión en baterías para almacenamiento, tanto para el segmento comercial – industrial como utility scale. Y una de las razones es porque sabemos que es el complemento ideal para lo que hacíamos anteriormente. Buscamos ofrecer soluciones 2 en 1, como una sola empresa que se encarga de hacer ambas tecnologías”, subrayó Ricardo Palacios en FES CA & The Caribbean.

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El mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit, reunió a más de 500 líderes y del sector de las energías renovables de la región, con el fin de visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética. 

Allí muchos expertos coincidieron en que en los últimos años el avance de la actividad renovable se ha visto principalmente por la generación distribuida, alcanzando récords históricos.

Uno de ellos fue, Francisco Alcalde, Key Account Manager de Sungrow, fabricante líder de inversores y sistemas de almacenamiento, quien habló de la importancia de este segmento para el país y propuso incentivar aún más la actividad en distintos puntos del país.

“En generación distribuida, estamos teniendo nuevas oportunidades de negocio con sistemas de almacenamiento para mejorar ciertas condiciones financieras en el mercado que pueden no solamente ayudar el tema de red sino que además genera ahorros bien recibidos para el mercado residencial, comercial e industrial”, explicó. 

Y agregó: “Si bien las zonas industriales como el Bajío y Nuevo León son las que van a tener mayor demanda, todo México tiene el potencial de crecimiento y tenemos que incentivar el uso de las renovables en cada sector del país”. 

De esta forma, sugiere establecer un marco regulatorio que sea acorde a cada una de las regiones. Al crear reglas de juego según la “tropicalización” se podría dar un crecimiento interesante de las renovables. 

En este sentido, de acuerdo al experto, el Gobierno tiene que incentivar la generación distribuida de forma ordenada en cada región teniendo en cuenta sus particularidades y necesidades de los sectores económicos.  

“Quiero poner el ejemplo de Sonora donde el gobierno está poniendo en cada una de las estaciones de policía paneles solares y patrullas eléctricas. Es un estado que se está modernizando porque las autoridades locales junto a la industria le están poniendo empeño. Esto debería replicarse en otras ciudades de distintos puntos del país”, aseguró.

Además de estas iniciativas renovables de menor escala, cabe destacar que en dicho estado está situado el megaproyecto que prevé transformarse en la planta solar más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, con una capacidad de 1GW en su etapa final.

Este proyecto está ubicado en Puerto Peñasco y fue ideado por la actual administración y busca la soberanía energética del país utilizando los recursos energéticos nacionales en forma sustentable para aumentar el nivel de vida de los sonorenses, mejorar la competitividad económica de la región y atacar la pobreza energética en cualquiera de sus manifestaciones.

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El 30 de abril se llevó a cabo con éxito el seminario técnico «ShineElite Buenos Aires 2024» en Buenos Aires, Argentina, con la asistencia de más de 130 participantes.

El evento comenzó a las 16:00 horas y contó con la participación de Rubén Avendaño, ingeniero de soporte técnico, y Leandro Mendoza, especialista en marketing de productos, quienes expusieron las nuevas soluciones que Growatt ofrece en el mercado, destacando los aspectos técnicos clave de sus productos.

Durante el seminario, se presentó la nueva generación de inversores On-Grid e Híbridos, específicamente las series X y XH. Además, se introdujo el nuevo inversor off-grid SPF 6000ES Plus, que incluye mejoras significativas como dos entradas de CA para integrar un generador adicional sin la necesidad de un ATS extra, y dos MPPT que permiten instalaciones en diferentes orientaciones o inclinaciones, aumentando así la versatilidad del equipo.

El evento también incluyó una sesión de capacitación sobre la creación de cuentas y monitoreo a través de las plataformas de Growatt, diseñada para estandarizar los procedimientos entre los instaladores. Se exhibieron varios equipos, incluyendo el SPF 6000ES Plus con batería HOPE 5.5L-A1, el inversor comercial MAX 80KTL3-X, el MID 15KTL3-X para el segmento comercial, y el cargador de vehículos eléctricos THOR 11AS-P.

Este seminario no solo refuerza el compromiso de Growatt con el mercado argentino, sino que también demuestra su liderazgo en innovación y su enfoque en proporcionar soluciones energéticas avanzadas y adaptadas a las necesidades específicas de los mercados locales.

Growatt continúa consolidando su presencia en América Latina, ofreciendo productos de alta tecnología y capacitaciones que empoderan a los profesionales del sector y contribuyen al desarrollo sostenible de la región.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile dio a conocer que la empresa Enel Generación es la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01, destinada a abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

Enel se adjudicó los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

Enel fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria. 

Y dentro del paquete de ofertas de la compañía incluían ocho centrales hidroeléctricas de pasada (sumaban 635 MW de potencia), cinco hidráulicas de embalse (2085), dos parques eólicos (82 MW) y cinco proyectos térmicos a gas natural (1959 MW). 

Aunque también es preciso recordar que este llamado contó con menor participación del sector renovable (sólo un tercio de la cantidad de interesados en 2022), a tal punto que fue la convocatoria con menor cantidad de oferentes desde la Licitación de Suministro 2013/01 (ese año hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta).

De todos modos, desde el Poder Ejecutivo de Chile y entidades del sector energético destacaron tanto el proceso licitatorio como los precios adjudicados por la Comisión Nacional de Energía en esta ocasión. 

“Es una muy buena noticia porque aseguramos el suministro a clientes regulados con un precio competitivo, haciendo que el sistema funcione y eso es un mérito (…) Es un precio muy eficiente que nos permite reflejar las condiciones de hoy en día”, aseguró Diego Pardow, ministro de Energía de Chile. 

“Es una buena noticia que podamos garantizar el suministro futuro de los clientes regulados. Seguimos teniendo precios competitivos pensando en los valores futuros de largo plazo. Estas señales de precios y de seguridad de suministro son los dos elementos que queremos rescatar como industria”, complementó Juan Meriches, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas.

Por otro lado, Pardow sostuvo que hubo críticas “bien recibidas” tras la licitación de suministro de 2022, (donde se adjudicaron 777 GWh/año a un precio promedio de 37,38 dólares por MWh lo que equivale a sólo el 14,8% de la energía total subastada en aquel entonces) y que “se reflejan” en los cambios dados para este llamado. 

Además, el titular de la cartera energética de Chile reconoció que el actual proceso contó con pocas ofertas y planteó que las autoridades del país deberán tratar de entender los motivos del bajo número de participantes.  

“Incluso una consultora mencionó que posibles postulantes decidieron no participar por un riesgo regulatorio, por lo que como reguladores necesitamos entender mejor qué hay detrás de ello”, subrayó.

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La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) envió una nota al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, en la expresaron su rechazo a la forma de pago de la deuda que mantiene CAMMESA por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Tal como informó Energía Estratégica, el gobierno prevé cancelar la deuda de más de un billón de pesos (alrededor de 1250 millones de dólares) mediante un 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 (ver nota).

Esto significaba que aquellas entidades que acepten tales condiciones tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente; sumado a que el documento gubernamental no detalla si habrá un pago por intereses por la mora dada. Mientras que el plazo de adhesión – o rechazo – a dicho plan de pagos solamente es de cinco días hábiles.

Por lo que desde AGEERA catalogaron como “inaceptable” a la medida del Poder Ejecutivo ya que consideran que afecta a los derechos contractuales de las generadoras, viola el derecho de propiedad privada e impacta en compromisos financieros asumidos con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales. 

“Resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado», asegura la nota que lleva la misiva del presidente de AGEERA, Gabriel Baldassarre. 

“Afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la Administración Pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento”, agrega.

De esta manera, desde la asociación que representa al 91% de la capacidad instalada de generación eléctrica de Argentina señalaron que un problema financiero en el mercado energético nacional se convertiría en un incumplimiento del Estado, al que apuntaron como “fuerte signo de falta de seguridad jurídica”.

Además, fuentes del sector energético argentino, cercanas a este portal de noticias, expresaron que se podrían iniciar acciones judiciales entre las compañías perjudicadas por la falta de pagos de los meses previamente mencionados y el gobierno nacional.

“De todos modos, ese tema está en mano de lo que cada generador decida y también dependerá de la respuesta del gobierno”, aclararon desde la industria energética en conversación con Energía Estratégica. 

Mientras que del lado de AGEERA reiteraron la voluntad de diálogo y colaboración con las autoridades en pos de llegar a “soluciones aceptables” tanto para este como el resto de los problemas del sector.

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Las cancelaciones de subastas del actual presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) provocaron un freno en la ejecución de nuevos proyectos a gran escala y el avance de la actividad renovable se ha visto principalmente en el segmento de generación distribuida.

En un contexto de incertidumbre política de cara a las elecciones presidenciales en el país previstas para el 2 de junio, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional debatieron sobre los principales desafíos y oportunidades que presenta el sector renovable en el país durante el megaevento de Future Energy Summit (FES) desarrollado en México. 

Uno de ellos fue Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360, hace un llamado a la inversión en infraestructura de transmisión y a la creación de condiciones propicias para el desarrollo de nuevos proyectos.

Telener 360, una empresa mexicana fundada en 2015, se especializa en la instalación y operación de torres meteorológicas, un componente esencial en la construcción y operación de parques eólicos.

Durante la feria, Ordóñez Segura destacó que, debido a la pandemia y el rumbo que tomó la agenda política mexicana, la empresa tuvo que expandirse a otros mercados, como Chile, Colombia, Argentina, y los Estados Unidos, para mantener su negocio“.

“Actualmente operamos en la región de Magallanes (Chile ) y en Texas (EEUU) en torres de 50 metros a 160 metros de altura para proyectos que al final del camino serán destinados a la producción de hidrógeno verde. Las fabricamos en Querétaro (México) donde tenemos una planta de fabricación y las exportamos”.

Al analizar la coyuntura mexicana, el experto señaló que después de estar cinco años parados, es menester volver a generar condiciones óptimas de logística e infraestructura para reactivar la industria eólica.

En efecto, Ordóñez hace hincapié en la necesidad de invertir en redes de transmisión de alto voltaje: “Un plan estratégico de transmisión en el país donde se considere la variable de viento en lugares estratégicos es fundamental”. 

Según el CEO de Telener 360, el país tiene las condiciones para desarrollar proyectos eólicos a gran escala, pero es necesario contar con una infraestructura de transmisión sólida para que la energía generada pueda ser distribuida de manera eficiente.

Además, Ordóñez sugiere varias estrategias para fomentar el crecimiento del sector eólico. Una de ellas es fomentar la vinculación entre grandes y pequeñas empresas, permitiendo que las pymes participen en la construcción de nuevos proyectos. Esto puede lograrse con financiamiento adecuado y condiciones contractuales justas.

“Hay ocasiones que en los proyectos se piden cartas de crédito y piden que no haya anticipo, que se pague a 60 días. La pyme no puede sostener esas condiciones y queda fuera muchas veces”, explicó.

Otra recomendación es fomentar la investigación y el desarrollo en la industria, lo que podría ayudar a reducir costos y a mejorar la competitividad. También es crucial crear condiciones para que los proveedores puedan tener “márgenes de rentabilidad aceptables”, ya que actualmente muchos están operando con márgenes del 4 al 6%, lo cual no es sostenible a largo plazo.

Por último, llamó a que el Gobierno entrante brinde mecanismos que otorguen previsibilidad política a largo plazo. El experto enfatiza que la política debe ser impulsada por el bien del país, no por ideologías. Esto, junto con una colaboración estrecha entre el sector privado y público, contribuirá a crear un entorno favorable para el desarrollo eólico.

De esta forma, insistió en que la reactivación de la industria eólica en México requiere un enfoque multidisciplinario, con inversiones en infraestructura, políticas previsibles y apoyo a las pequeñas y medianas empresas. 

Con estas acciones, el país podrá volver a ser un referente en energía eólica y avanzar hacia una matriz energética más sostenible y renovable.

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No hay dudas de  que las Islas Galápagos, reconocidas por su biodiversidad y patrimonio natural, tienen un enorme potencial para el desarrollo de energías renovables debido a varios factores geográficos y ambientales. 

Teniendo en cuenta las oportunidades que presenta la región y en línea con sus objetivos de descarbonización, el Gobierno de Ecuador junto al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) idearon un ambicioso plan de transición energética en el archipiélago ecuatoriano.

Se trata de una iniciativa que promueve proyectos sostenibles fomentando el uso de energías renovables y la eficiencia energética. En exclusiva con Energía Estratégica, José Ramón Gómez, especialista líder regional de energía en Banco Interamericano de Desarrollo explica en detalles cómo viene avanzando el plan y el rol que juega BID como un aliado estratégico para el desarrollo en Ecuador.

¿Cuáles son los avances de la implementación del plan de transición energética? ¿Qué tipo de inversiones en infraestructura eléctrica se están realizando? 

Estamos avanzando considerablemente en la ejecución del Plan de Transición Energética de Galápagos. En generación eléctrica y almacenamiento, se está avanzado en el proceso de contratación de la modernización para la isla Floreana, que será la primera con generación 100% renovable de Ecuador y de Sur América.

Asimismo, en la isla de Santa Cruz se logró la firma del programa energético de Colonophus, que generará 70% del suministro energético, a base de fuentes renovables y almacenamiento de energía para la isla. De igual forma, en la isla de Isabela se desarrolló un estudio con apoyo del Gobierno de Corea para lograr alcanzar 100% de generación con energías renovables y almacenamiento. Finalmente, en la isla de San Cristóbal, recientemente se llevó adelante la modernización y digitalización de la principal subestación eléctrica y se están definiendo las necesidades técnicas en generación renovable, almacenamiento y automatización del sistema eléctrico.  

En el área de automatización, se desarrollaron los lineamientos para los estudios especiales de control de la Microrred Santa Cruz-Baltra, las guías para estudios eléctricos y las especificaciones técnicas para la microred de la isla Floreana de las Galápagos para el Sistema de protecciones, comunicaciones y control. También se llevaron a cabo acciones de información y participación ciudadana y se le dio un impulso especial a la participación de la mujer en el sector eléctrico en las islas.

En eficiencia energética, actualmente se encuentra en ejecución un programa para el recambio de 2600 aires acondicionados a tecnología eficiente. Dentro de este, se emitieron medidas de construcción sostenible y arquitectura bioclimática, y actualmente se encuentra en formulación el proyecto de eficiencia energética en edificaciones públicas en las islas.

¿Qué proyectos renovables se planean desarrollar y cuantos MW se proponen adicionar?

El plan de transición energética contempla el desarrollo de 40,7 MW de potencia eólica y solar en las 4 islas, que tendrá un impacto de una reducción en el consumo de diésel para la generación eléctrica. Para el año 2025, sería cercano a los 1.7 millones de galones, equivalente a una disminución de 44% y para 2030 de alrededor de 2,8 millones de galones, equivalente a una disminución de 72%.

Además, el plan contempla el desarrollo de almacenamiento para el año 2025 de 58,14 MWh, así como   39,32 MWh propuestos en Santa Cruz- Baltra, San Cristóbal, Isabela y Floreana.

Asimismo, el Ministerio de Minas y Energía está estudiando la posibilidad de realizar un proceso público de selección (PPS) para financiar las inversiones necesarias para el cumplimiento del plan.

¿Cuál es el rol del BID en todas estas iniciativas?  

El Grupo BID apoyó al Gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Minas y Energía y Elecgalapagos, en la estructuración y formulación del Plan de Transición Energética. A su vez, hemos brindado apoyo técnico en el marco de la iniciativa RELAC “Renovables en Latinoamérica y el Caribe», de la cual Ecuador hace parte. Para ello, el BID ha canalizado el apoyo en asesoría técnica del National Renewable Energy Laboratory (NREL) de Estados Unidos para todo el desarrollo en automatización, así como la ayuda financiera del Gobierno de Corea en el desarrollo de las actividades técnicas e inversiones en la isla de Isabela. 

El BID juega un papel crucial en impulsar el desarrollo económico y social en Ecuador y en la región. Ofrecemos asistencia a través de financiamiento, asesoramiento técnico y transferencia de conocimientos en áreas críticas como educación, salud, infraestructura y medio ambiente. 

En lo que respecta a la transición energética, el BID promueve proyectos sostenibles que fomenten el uso de energías renovables y la eficiencia energética. Esto incluye apoyar la implementación de tecnologías más limpias y sostenibles, mejorar las políticas regulatorias y facilitar la inversión en energía verde.

 El objetivo principal es ayudar a los países a reducir su dependencia de combustibles fósiles, disminuir las emisiones de carbono y promover una economía más verde y resiliente.

La entrada Plan de transición energética: el Gobierno y el BID avanzan en el desarrollo de 40 MW renovables en Galápagos se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Economía de la Nación lanzó la Resolución 58/24 para paliar la deuda que tiene con las generadoras de electricidad y petroleras, producto de reducir al mínimo las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y no abonar las bonificaciones del Plan Gas, respectivamente. 

El gobierno prevé fijar un plazo de cinco días para que generadoras y petroleras acepten cobrar la deuda  acumulada entre diciembre 2023, enero y febrero 2024, que oscila $1.074.258.000.000 (alrededor de USD 1250 millones). Esto significa que las empresas generadoras de electricidad y petroleras tendrán únicamente cinco días para prestar conformidad (si así lo consideran) y documentar el monto impago correspondiente.

Para ello se emitirá un 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. Y el monto a emitir será de aproximadamente $600.000.000 a lo largo de la próxima semana.

En otras palabras, aquellas entidades que acepten tales condiciones tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente; sumado a que el documento gubernamental no detalla si habrá un pago por intereses por la mora dada. 

La Resolución 58/24 (y su respectiva modificatoria Res 66/24 publicada el mismo día) llega casi dos semanas después de la reunión en la que participaron de la reunión el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; los asesores del Ministerio de Economía Diego Adúriz, Martín Vauthier y Nicole Daltroy; y representantes de CAMMESA, YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Total Energies, CGC, Pan Energy, Pampa Energía, AES Corporation, Central Puerto y Grupo Capsa, entre otros.

El régimen será de carácter “excepcional, transitorio y único” para el saldo de las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de los meses previamente mencionados, en pos de restablecer la cadena de pago y preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad. 

“En el caso, que se produjeran divergencias respecto de los montos que le corresponde a los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, las diferencias podrán someterse a los procedimientos de solución de controversias previstos en las normas regulatorias y/o contractuales que estuvieran alcanzados por las transacciones mencionadas”, aclara la resolución que lleva la firma de Eduardo Rodríguez Chirillo.

Las liquidaciones serán canceladas en cuestión de diez días hábiles mediante la entrega de títulos públicos AE38 y el cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los agentes generadores del MEM.

“Las liquidaciones de los acreedores del MEM del mes de febrero de 2024 serían canceladas con fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización”, agrega la Res 58 de la Secretaría de Energía de la Nación. 

Además, la normativa del Poder Ejecutivo habilita la apertura de un nuevo plan de pagos en 48 cuotas para las distribuidoras eléctricas para los pagos a CAMMESA de febrero y marzo 2024. Mientras que la deuda de abril deberá ser saldada en 100% de la transacción en hasta 30 días corridos.

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El Ministerio de Energía de Chile publicó los resultados finales de los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica (PDGE) en las provincias de Antofagasta y Tocopilla, que tienen como objetivo orientar el uso del territorio para la generación renovable, con incidencia en la planificación de la transmisión eléctrica y con la referencia del rango de la proyección de la expansión energética hacia el 2050.

Su dimensionamiento responde a la capacidad de un único sistema de transmisión y a la agrupación de áreas con potencial de energía renovable, continuas o discontinuas, pero próximas entre sí. 

En total son cinco polígonos (tres en Antofagasta y dos en Tocopilla) que suman un total de 112440 hectáreas de superficie y un potencial priorizado por la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) de 10445 MW de capacidad a instalar. 

Aunque los documentos publicados en la web oficial del Ministerio de Energía de Chile también destacan que las regiones pueden lograr un potencial total que varía desde 8843 MW hasta 19945 MW de capacidad, dependiendo la tecnología a implementar. 

Y para todos ellos, Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) recomendó impulsar licitaciones de terrenos fiscales para almacenamiento de manera de minimizar la variabilidad en la disponibilidad de las energías renovables.

¿Cómo se distribuyen los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica?

Para la provincia de Antofagasta, el gobierno definió tres polígonos de 96.682 hectáreas en conjunto y que podrían abarcar de 6616 MW a 16671 MW de potencia renovable (8.218 MW serían los prioritarios por la PELP). 

El polígono N°1 abarca 18965 hectáreas, se emplaza en la comuna de Sierra Gorda, a 22 kilómetros del poblado de Baquedano y la Infraestructura eléctrica más cercana se encuentra a 5 km aproximadamente, correspondiente a LT 220 kV “El Cobre – Esperanza”, propiedad de Minera Esperanza.

Dicha área oscilaría entre 2046 MW de capacidad de concentración solar de potencia (CSP) o 4171 MW fotovoltaicos; aunque se aclara que existen múltiples intereses de uso alternativo, principalmente mineros, en las zonas con potencial energético. 

El segundo polígono se ubica en la comuna de Taltal, a aproximadamente 95 kilómetros de la ciudad homónima, y la infraestructura eléctrica más cercana es la S/E Guanaco y LT 66 kV correspondiente, a 4 km. 

En dicho terreno de 52190 hectáreas podría desarrollarse entre 2289 MW de potencia eólica o alrededor de 8395 MW solares fotovoltaicos, de acuerdo a la información provista por el Ministerio de Energía. 

Mientras que el polígono N°3 cuenta con 25527 hectáreas en los que la concentración solar de potencia (2.281 MW) o la generación fotovoltaica (4105 MW) serían las tecnologías para convertirlo en un Polo de Desarrollo de Generación Eléctrica.

El mismo se emplaza en la comuna de Taltal, a 105 kilómetros de la ciudad homónima; en tanto que la Infraestructura eléctrica más cercana se encuentra a 2 km en dirección suroeste y es la línea de transmisión 500 kV “ Los Changos – Cumbre”, propiedad de Transmisora Eléctrica del Norte.

Por el lado de la provincia de Tocopilla, el gobierno estableció dos zonas de 15758 ha  con un potencial de 2227 MW a 3.274 MW de capacidad renovable, siendo el primer dato mencionado el priorizado por la Planificación Energética de Largo Plazo.

El polígono N°1 (3.261 ha) tiene la posibilidad de desarrollar 815 MW fotovoltaicos en una zona de múltiples intereses de uso alternativo (industrial y residencial), a 10 kilómetros de la ciudad de Tocopilla y con cinco líneas de transmisión atraviesan el área seleccionada. 

La particularidad es que, para dicha región, la Evaluación Ambiental Estratégica recomendó el fortalecimiento del hidrógeno verde como actividad económica que ofrezca mayor diversificación y encadenamientos. 

En tanto que la segunda área definida (9833 ha), ubicada en la comuna de María Elena (a 50 km aprox del poblado homónimo) la proyección varía entre 1.412 MW de centrales CSP o 2.459 MW fotovoltaicos; y la línea de transmisión más cercana está a 500 metros y es la LT 500 kV Los Changos – Kimal.

La entrada Ministerio de Energía de Chile definió nuevos polos de desarrollo con potencial renovable de hasta 19945 MW se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó el anteproyecto de acuerdo por el cual emitirá las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía al Sistema Eléctrico Nacional.

En el expediente completo que se encuentra disponible en la web de la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), se indica que con esta propuesta se persigue una integración ordenada de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAE), permitiendo reducir los costos operativos, contrarrestar la variabilidad de centrales eléctricas y aprovechar los productos y servicios que pueden ofrecer los SAE para mejorar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.

Así también lo anticipó Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la CRE durante el primer evento de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico):

“Esta regulación nos van a ayudar a meter eficiencias del sistema energético y que también podamos cumplir con un objetivo histórico, que es poder desarrollar una transición de un sistema pesado, de un sistema de grandes emisiones, recargado del 86.4% de combustibles fósiles desde el punto de vista de la matriz de energías primarias y poder transitarlo de manera mucho más rápida”, aseguró el comisionado durante FES Mexico.

¿Cómo se plantea su integración? La integración de los SAE al SEN se realizaría en alguna de las siguientes modalidades: SAE-CE, SAE-CC, SAE-AA y SAE no Asociado.

SAE-CE: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a una Central Eléctrica. Modalidad en la cual se integra un SAE a una Central Eléctrica intermitente, existente o nueva, y que comparten el mismo Punto de Interconexión. Sus características y modos de operación deberán responder a las presentes Disposiciones con base en los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y los planes de expansión del SEN;
SAE-CC: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un Centro de Carga. Modalidad en la cual el SAE se encuentra integrado a un Centro de Carga, existente o nuevo, sin incluir una Central Eléctrica y que comparten el mismo Punto de Conexión, sin que el SEN observe distinción entre ellos. El SAE podrá ser utilizado para abastecer el propio consumo, asegurando que no exista inyección de energía eléctrica a la RNT o a las RGD mediante la implementación de la infraestructura necesaria para tal fin;
SAE-GE: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un Generador Exento conforme a lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las especificaciones técnicas generales, aplicables a las Centrales Eléctricas de Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida, publicadas mediante la resolución número RES/142/2017 o el instrumento que lo sustituya en materia de Centrales Eléctricas con Capacidad Instalada Neta menor a 0.5 MW, Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida.
SAE-AA: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un esquema de Abasto Aislado. Modalidad en la que el SAE se incorpora a una Central Eléctrica intermitente cuya generación se destina al Abasto Aislado para la satisfacción de necesidades propias;
SAE no Asociado: SAE que no estará integrado a una Central Eléctrica o Centro de Carga, observándose de manera independiente su inyección y/o consumo a la RNT o a las RGD y requiere de un Permiso de Generación otorgado por la Comisión. Sus características y modos de operación deberán responder a las presentes Disposiciones con base en los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y los planes de expansión del SEN;

Respecto a los estudios de interconexión y conexión se indica que las solicitudes deberán realizarse de acuerdo con lo establecido en el MIC y será aplicable a las modalidades SAE-CE, SAE-AA y SAE no Asociado. En tanto que, en el caso de los SAE-GE, se debe atender lo establecido en el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW y que pretendan cargarse desde la RNT o RGD.

Ofertas de Compra y Venta

El anteproyecto de acuerdo en el inciso 2.12 del Anexo, indica que las ofertas de compra y venta de energía y Productos Asociados que realice el conjunto SAE-CE y SAE no Asociado se sujetarán a lo establecido en las Reglas del Mercado y demás Disposiciones aplicables respecto a la representación de Centrales Eléctricas.

Además aclara que las ofertas de venta que realice el conjunto SAE-CE y SAE no Asociado para la Unidad de Central Eléctrica, se realizarán con base en la disponibilidad de la Central Eléctrica intermitente y la Energía Disponible del SAE, de acuerdo con el perfil de generación horario, Capacidad Instalada Neta y Potencia SAE presentados para el Estudio de Interconexión.

Por su parte, para el conjunto en la modalidad SAE-AA y SAE-CC, el Suministrador o Usuario Calificado Participante del Mercado que representa a los Centros de Carga se propone como actor responsable de realizar las ofertas de compra.

En la modalidad SAE-CE y SAE no Asociados podrán directamente ofrecer los Servicios Conexos establecidos en la regulación vigente, siempre y cuando cumplan lo requerido por las Reglas del Mercado. Y al respecto se precisa:

Los Servicios Conexos incluidos en el MEM son los siguientes:

Reservas de Regulación Secundaria.
Reservas Rodantes.
Reservas Operativas.
Reservas Suplementarias, según se define en los Manuales de Prácticas de Mercado.

Los Servicios Conexos no Incluidos en el MEM (SCnMEM) son los siguientes:

Servicio de Arranque de Emergencia;
Servicio de Operación en Isla; y
Servicio de Soporte de Tensión (potencia y reserva reactivas).

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República Dominicana celebra las elecciones generales por la presidencia el próximo domingo 19 de mayo y crecen las expectativas del sector renovable por conocer quién conducirá la agenda energética en los próximos años.

Los candidatos principales son el presidente Luis Abinader, quien busca la reelección y representa el «Partido Revolucionario Moderno»; el expresidente Leonel Fernández, quien lidera su propio partido «La Fuerza del Pueblo” (LFP); y Abel Martínez, quien se postula por el Partido de la Liberación Dominicana (PLD).

En este contexto, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit (FES), Sergio Rodríguez, gerente de Servicio y Producto para Latinoamérica de Solis, fabricante líder en inversores solares analiza la actitud que ha tomado el gobierno actual en cuanto a la política energética y augura un crecimiento prolongado de energías renovables en los próximos años.

“Año tras año, la industria solar ha ido creciendo en República Dominicana y en los últimos años se ha incentivado más el autoconsumo. El presidente actual ha tenido un discurso y una acción política muy fuerte en favor de las energías renovables, electromovilidad y almacenamiento”, explica. 

Y agrega: “Esto no ocurre en muchos países de Latinoamérica donde el discurso no suele ir de la mano del accionar político. Este posicionamiento ha dado un muy buen mensaje a todos los inversionistas extranjero y República Dominicana crece a paso acelerado”.

Según el experto, el actual gobierno se ha mostrado como un “facilitador de políticas en favor de las renovables” que está abierto a escuchar a los privados para adaptarse a cualquier reto. Por ello, de mantenerse estas señales, considera que la actividad renovable continuará incrementándose.

De esta forma, para seguir con esta ola de crecimiento, el experto hace hincapié en que las políticas públicas tienen que llevarse adelante con mucha responsabilidad y perspectiva a largo plazo.

“Al ser una isla energética que solo limita con Haití, República Dominicana  requiere un mix energético balanceado de energía solar, eólica, almacenamiento y biomasa. Para lograr ello, se necesitan más reglas claras que faciliten e incentiven a las energías renovables”, afirma . 

También propone a quien llegue al poder, retirar los subsidios a las energías convencionales que suelen ser una barrera para los proyectos limpios.

De acuerdo a Rodríguez, República Dominicana es un mercado colmado de retos por lo que desde la compañía están constantemente innovando en sus inversores para solucionar todos los problemas que pueden generarse en la red. 

Por ejemplo, señala que el curtailment es todo un desafío que puede abrir una ventana de oportunidad para incrementar el uso de baterías en la región. 

“Si bien el almacenamiento no crece al mismo ritmo que el autoconsumo, a medida que logremos reducir los costos de las baterías, República Dominicana experimentará un boom de storage en los próximos 5 años. Mientras tanto estamos buscando dar con la configuración exacta de almacenamiento que el cliente demanda”, confiesa. 

En tanto a los productos más demandados por el país caribeño, el especialista cataloga como “soluciones estrella” la gama trifásica en bajo voltaje, es decir, equipos desde los 10 a los 60 kW en 220.

No obstante, por su amplia presencia en distintos países, cuentan con una variada gama de productos que se adaptan a las necesidades de cada mercado, lo cual los posiciona como la primera opción en inversores.

Además de República Dominicana, Rodríguez destaca a México, Honduras, Panamá, Colombia, Argentina y Chile como los países más atractivos para la compañía.

Sin embargo, concluye: “Todos los países en los que tenemos presencia son de nuestro interés. Si bien hay algunos que avanzan más rápidos que otros, no desatendemos ninguno y tenemos apetito por seguir creciendo en cada uno de ellos”.

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En el  megaevento de Future Energy Summit (FES) desarrollado en México, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional debatieron sobre los principales desafíos y oportunidades que presenta el sector renovable en el país.

En efecto, durante la feria, muchos expertos coincidieron en que la industria eólica en México enfrenta retos en cuanto a seguridad jurídica y claridad regulatoria, que pueden tener un impacto significativo en la financiación a largo plazo de proyectos de energía renovable. 

Una de ellas fue Pilar Bisteni, Senior Project Manager de UL Solutions, líder en soluciones para energía renovable, quien destacó la necesidad de un marco regulatorio “sólido, estable y coherente” para garantizar la bancabilidad y la sostenibilidad en pos de atraer inversiones a este sector en crecimiento.

“Necesitamos seguridad jurídica para la financiación a largo plazo, que se puedan tener procesos regulatorios claros y firmes pero que puedan invitar a toda la industria, privada local y extranjera a participar”, indicó.

En el contexto de elecciones presidenciales en México, donde los cambios de administración pueden alterar significativamente las políticas energéticas, Bisteni aboga por una visión a largo plazo que supere el ciclo de un sexenio. 

“Independientemente de la ideología de los candidatos, las metas deben ser las mismas. Porque así es mucho más sencillo tener un escenario a largo plazo. Que vaya más allá de un sexenio, sino que sea a 50 años”, afirmó.

Para lograr estos objetivos, Bisteni asegura que es crucial la participación activa de expertos y asociaciones en grupos de trabajo para la planificación regulatoria.  Esa retroalimentación entre los distintos eslabones de la cadena de suministro resulta fundamental para la creación de una agenda energética adecuada.

Cabe destacar que UL Solutions ha estado trabajando estrechamente con el sector financiero para asegurar que los proyectos eólicos sean viables y sustentables. 

“Nuestros servicios van desde certificación de turbinas hasta curvas de potencia y estudios de producción de energías. En mi equipo de energías renovables, hacemos auditorías para proyectos que están en procesos de adquisición y de financiamiento”, señala Bisteni.

Teniendo en cuenta la vasta experiencia en el rubro, Bisteni hace predicciones sobre los costos de la energía eólica a futuro y advierte otros obstáculos que frenan el avance de esta industria.

“Aunque el LCOE (costo nivelado de energía) disminuirá por los avances tecnológicos con el correr de los años, y los costos de instalación también tenderán a bajar, el corto plazo presenta desafíos significativos”, explicó. 

Y agregó: “Si viene un boom de proyectos, no sabemos si habrá las grúas disponibles para todos. Va a haber competencia, pero no va a haber la misma economía de escala. A corto plazo, no vemos una bajada del LCOE, quizás una estabilidad. Pero sí a largo plazo”, explica.

Por ello, concluye en que la solución está en incentivar la actividad a través del trabajo articulado público y privado con una visión a largo plazo para aprovechar todas las oportunidades de las energías renovables y detonar la industria.

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El mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit, reunió a más de 500 líderes y del sector de las energías renovables de la región, con el fin de visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética. 

Arctech Solar, fabricante y proveedora de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, fue una de las empresas que participaron del encuentro, donde analizaron las “claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” y cómo se posiciona Argentina dentro de la industria renovable de Latinoamérica. 

“Consideramos a Argentina como uno de los mercados prioritarios en la región. Se ha vuelto un país atractivo pero también demandante. Así como el desarrollo del país tiene exigencias nuevas, el desarrollo de productos con los que colaboramos los paneles, inversores y nuestros clientes impulsan la innovación”, manifestó Olvia Malagon, technical sales manager North & Latin America de Arctech

Desde la firma fundada en China confiaron que ese impulso está vinculado con la fórmula para afrontar la presión que reciben los módulos y trackers solares, producto de las “altas velocidades de viento en Argentina” y que las soluciones sean confiables para el mercado.

La innovación de Arctech fue que el tracker sea un poco más rígido, pero que al mismo tiempo proteja al panel solar; y la conclusión fue cambiar la posición de seguridad, es decir cómo se protegerá el panel y la estructura cuando recibe las cargas máximas de viento.

“Por ello, en lugar de que el tracker resista las altas presiones de viento a 30° o 45°, lo cambiamos a casi paralelo al suelo, con lo cual directamente se reduce toda la carga que reciben los módulos y por defecto protegemos ambas soluciones y logramos eficiencia y durabilidad de las plantas solares”, explicó Malagon durante FES Argentina.

Por otro lado, Arctech puso el foco en la importancia de estar en constante contacto con los fabricantes de paneles e inversores para lograr la eficiencia y facilitarles los procesos a los clientes, como también en brindar una mejor atención de campo. 

“La tendencia es que donde se completa la experiencia y satisfacción del cliente no es durante el proceso de venta o el diseño técnico del producto, sino en la experiencia en sitio, en servicio cuando se instala el tracker”, apuntó la technical sales manager North & Latin America de la compañía. 

“Estamos implementando en Argentina un servicio para el cliente mediante equipo local, completando los procesos que involucran cuestiones logísticas, de instalación y más. Nos toca apostar por el servicio al cliente en sitio y también serán interesantes los proyectos agrovoltaicos, por lo que posiblemente se puedan encontrar algunas soluciones”, concluyó. 

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El Directorio de Generadoras de Chile designó a Camilo Charme Ackermann como nuevo director ejecutivo de la asociación gremial, posición desde la cual liderará el trabajo directivo de la entidad que reúne a las principales empresas generadoras y de almacenamiento eléctrico del país. Charme se desempeñaba a la fecha como gerente general de la organización.

Adicionalmente, el Directorio decidió conformar un Comité Ejecutivo, conformado por tres representantes de sus asociados, que colaborará activamente en la coordinación e implementación del plan estratégico del sector. Esta instancia estará representada por Jaime Pino, presidente del Directorio, representante de Innergex; Juan Eduardo Vásquez, director en representación de Colbún; y Joan Leal, director en representación de EDF Chile.

El presidente del Directorio de Generadoras de Chile, Jaime Pino, señaló que el nuevo director ejecutivo “tendrá el desafío de posicionar la visión de Generadoras de Chile en aquellas instancias donde se produce el debate en torno a materias regulatorias y de toma de decisión, con el objetivo de promover políticas públicas para modernizar el sector y contribuir a la materialización de iniciativas que son clave para que las empresas de generación sigan aportando a la transición energética y el, desarrollo sustentable del país, para lo cual contará con todo el apoyo y orientación tanto del Directorio como del Comité Ejecutivo del mismo”.

“Agradezco la confianza del Directorio para liderar esta etapa de Generadoras de Chile desde este rol, el cual asumiré con entusiasmo y el compromiso de todo el equipo ejecutivo del gremio, con el objetivo de fortalecer el trabajo de la asociación, impulsar la agenda energética y trabajar proactivamente con actores públicos y privados con el objetivo común de facilitar todas las condiciones que requiere esta industria estratégica para seguir invirtiendo en nuevos proyectos de energías y almacenamiento que son indispensables para un proceso de transición energética segura, responsable y con mirada de largo plazo”, señaló Charme.

Camilo Charme Ackermann es abogado de la Universidad Católica de Chile, Máster en Derecho Público de la Universitat Pompeu Fabra, y Máster en Economía de Mercados Regulados de la Universitat de Barcelona. Además, cuenta con un Diplomado en Administración de Empresas (AMP-Universidad de Los Andes) y un Diplomado en Gobiernos Corporativo (Pontificia Universidad Católica de Chile).

Desde la perspectiva profesional, cuenta con amplia experiencia en el sector eléctrico, habiendo ocupado cargos ejecutivos en empresas de distribución, transmisión y generación, lo que le ha dado un profundo conocimiento en el tema de relacionamiento con autoridades y stakeholders, así como en liderazgo de equipos de trabajo.

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Recientemente, JinkoSolar ganó cinco sellos de «Mejor Marca de Energía Fotovoltaica» en países clave de América Latina, incluyendo Brasil, Colombia, México, Chile y en toda la región de LATAM.

Esto es un testimonio del arduo trabajo de nuestro equipo y su dedicación incansable para liderar la innovación en la industria solar y contribuir a un futuro más sostenible.

Los prestigiosos sellos fueron otorgados por el renombrado EUPD Research, uno de los principales institutos de investigación y aplicación en el campo de la energía fotovoltaica y el almacenamiento de energía.

Con su investigación de mercado impulsada por datos y su servicio de consultoría, EUPD Research ha sido fundamental en el desarrollo de soluciones innovadoras e integradas para empresas impulsadas por la sostenibilidad.

Para JinkoSolar, estos sellos representan más que solo reconocimiento; son una validación de nuestro compromiso de proporcionar productos de alta calidad y soluciones confiables que impulsen la adopción de la energía solar en toda la región de LATAM y más allá.

Como líderes de la industria, buscamos constantemente superar las expectativas y dar el ejemplo, impulsando la innovación y promoviendo la sostenibilidad en cada etapa.

Nuestro equipo está dedicado a enfrentar los desafíos de hoy y dar forma al futuro de la energía solar con pasión y determinación.

Con tecnología de vanguardia, procesos mejorados y un compromiso inquebrantable con la excelencia, continuaremos elevando el estándar de la industria e inspirando cambios positivos en todo el mundo.

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El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile relanzó el plan nacional para impulsar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en terrenos fiscales, cuyo destino sea conectarse a alguna subestación del Sistema Eléctrico Nacional. 

La decisión llegó casi cuatro meses desde la suspensión de la anterior convocatoria (dada de baja por un gran número de inquietudes y aclaraciones necesarias) y al igual que en aquel entonces, el llamado busca promover la asignación de terrenos fiscales para el desarrollo, construcción y operación de sistemas de storage, del tipo stand alone.

El proceso está abierto a todo tipo de tecnologías (química, potencial, térmica, entre otras), pero con la la particularidad de que este plan nacional es que sí existirá límite de capacidad de almacenamiento a emplazar en cada una de las macrozonas identificadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), por lo que la sumatoria de los proyectos comprometidos en las subestaciones específicas no podrá sea superior al máximo indicado en el siguiente cuadro. 

Las entidades interesadas en participar deberán considerar la disponibilidad real de conexión a la subestación específica y los requerimientos de la macrozona, según lo determinado por el Coordinador Eléctrico Nacional, asumiendo la totalidad de los riesgos asociados. 

Y cada oferente podrá presentar hasta cuatro postulaciones por cada macrozona específica, pudiendo ser acogido a trámite un máximo de dos de ellos proyectos por cada una de las macrozonas definidas. Por tanto la entidad interesada deberá indicar un orden de prioridad (mayor a menor) para una posible adjudicación. 

Además, cada sistema propuesto deberá tener una duración mínima de 4 horas y el plazo de concesión solicitado para el terreno fiscal no podrá exceder de 40 años, contados desde la suscripción del contrato de concesión. 

Mientras que la ejecución del proyecto no podrá exceder del 30 de junio de 2027; aunque el concesionario podrá solicitar el término anticipado del contrato, sin sanción alguna, siempre y cuando acredite que participó de algún proceso licitatorio relacionado con sistemas de almacenamiento del Ministerio de Energía realizado entre 2024 y 2025, siempre que se trate del mismo proyecto descrito en este proceso de storage en terrenos fiscales.

Cabe recordar que Chile apunta a implementar las medidas necesarias para lograr el 100% de energías cero emisiones al 2050 en generación eléctrica y el 80% de energías renovables al 2030, por lo que prioriza este tipo de centrales en propiedad fiscal, principalmente ubicadas en el Norte Grande del país. 

A la par que el país avanza con el proyecto de ley de Transición Energética, el cual habilitaría futuras licitaciones de almacenamiento por USD 2000 millones, ya sea como proyectos de infraestructura y como prestadoras de servicios complementarios. 

¿Cómo sigue el proceso?

La convocatoria contará con una sola ventana de postulación para presentar los proyectos, que estará abierta desde el próximo lunes 13 de mayo hasta el jueves 23 de dicho mes. Seguidamente el Ministerio de Energía tendrá un mes para analizar técnicamente las propuestas; pero recién el 3 de julio se darán a conocer los proyectos técnicamente admitidos. 

Mientras que la tramitación (regional y nivel central) de la concesión se llevará a cabo hasta el 30 de junio de 2025 y la firma de contrato de concesión de los terrenos fiscales en cuestión se hará en noviembre de dicho año.

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“Hoy, digo frente a ustedes y toda la nación que tengan confianza, que las soluciones comenzarán muy pronto dentro de nuestras propuestas, nuestro plan de gobierno y de todas las gestiones que haré con empresas privadas nacionales e internacionales para arrancar el dínamo de la economía nuevamente”, declaró José Raúl Mulino, presidente electo de la República de Panamá para el periodo 2024-2029.

Tras imponerse con la mayoría de los votos en las elecciones generales de Panamá, el candidato del partido Realizando Metas (RM) y persona de confianza del expresidente Ricardo Martinelli fundador del espacio político de derecha, aseguró que durante su gestión impulsará un gobierno abierto al diálogo, proinversión y proempresa privada.

«A los demás presidentes y representantes de gremios y asociaciones los convocaré en los primeros días de mi gobierno para sentar las bases de una unidad nacional», exclamó Mulino en su sede de campaña al finalizar los comicios.

Sus declaraciones fueron bien recibidas por el sector privado, atento a la trayectoria del presidente electo no sólo en la función pública sino como abogado miembro de diversas organizaciones como la Asociación Panameña de Ejecutivos de Empresa (APEDE), la Asociación Panameña de Derecho Marítimo (APADEMAR) y el Consejo Nacional de la Empresa Privada (CONEP).

En el ámbito de las energías renovables, Juan Andrés Navarro, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), valoró la apertura y búsqueda de consensos del nuevo mandatario para lograr un auge económico desde distintos sectores productivos, entre ellos el solar:

«La Cámara Solar espera un amplio diálogo y consulta por parte de las autoridades electas recientemente con el sector privado panameño, incluyendo a las empresas miembro de la Cámara Solar. Dicho diálogo será sumamente importante a fin de fijar un plan conjunto de acción para los primeros 100 días de gobierno, que garantice la inversión y el desarrollo del sector de energía solar y de energía limpia en Panamá», declaró Juan Andrés Navarro.

Habrá muchos temas por abordar. En el marco de la Agenda de Transición Energética, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) de Panamá se encuentra comprometida con 242 líneas de acción, 61 objetivos y 30 metas de alto nivel. A partir de esta política se han impulsado medidas puntuales como la eliminación del impuesto selectivo al consumo para componentes de energía solar o la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 que promete 500 MW exclusivamente renovables, a las que se esperan que de continuidad.

«Las políticas estatales sobre la energía limpia se deben mantener en el nuevo gobierno, pues el desarrollo de la industria solar en Panamá hasta ahora no ha gozado de incentivos fiscales importantes: todo lo contrario, la industria solar en Panamá se ha desarrollado gracias a las fuerzas del mercado y a los precios competitivos de la energía solar versus otras tecnologías. Por lo anterior, en la Cámara Solar no prevemos cambios en la política estatal hacia las energías limpias, ni hacia la energía solar, ni la energía eólica, ni hacia las plantas hidro que ya están funcionando, pues todas generan energía a precios competitivos», consideró Navarro.

De allí es que la nueva autoridad, que iniciará su gobierno el 1 de julio próximo desde el Palacio de las Garzas, despierta expectativas para garantizar la continuidad de políticas energéticas e incluso potenciarlas en pos de aumentar la dinámica del sector privado.

«Las elecciones en Panamá dieron un giro político a la dirección del Estado, profundizando la democracia panameña y abriendo nuevamente la puerta a la inversión privada y al desarrollo sostenible», reafirmó el referente de CAPES.

De esta manera, la confianza por dar continuidad a las inversiones llega como un respiro para los actores del mercado que ya se han posicionado y nuevos jugadores que podrían ingresar. Y es que, José Raúl Mulino, presidente electo de la República de Panamá, aseguró que como abogado dará importancia y prioridad a la seguridad jurídica durante su gobierno haciendo énfasis también a que va a honrar los compromisos internacionales de Panamá, entre los que podría entrar el Acuerdo de Paris, por lo que desde la óptica de Juan Andrés Navarro esto dará estabilidad a los sectores financiero, eléctrico y energético.

La entrada Mulino nuevo presidente de Panamá: ¿Garantizará continuidad de políticas energéticas? se publicó primero en Energía Estratégica.

En un país como Colombia donde la matriz es principalmente hidroeléctrica el fenómeno de El Niño complica ampliamente el suministro eléctrico. 

El problema es que genera una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

En este contexto, especialistas del sector afirman que las inversiones en infraestructura se tornan fundamentales para atraer nuevas inversiones de proyectos renovables que ayudan a satisfacer la demanda energética y diversificar la matriz colombiana. 

Uno de ellos es Luis Miguel Bedoya, quien en conversaciones con Energía Estratégica analiza las últimas medidas tomadas por el Gobierno para combatir el fenómeno de El Niño y propone acciones fundamentales para detonar la actividad.

Colombia tiene un 1 GW de proyectos en periodo de prueba, ¿Por que demoran tanto en entrar en operación comercial y qué tanto afectan al generador? 

 La principal causa de las demoras tiene que ver con los permisos de conexión por parte de los operadores de red. 

Estos retrasos perjudican al generador de formas incalculables ya que el análisis financiero de los proyectos lo realizan teniendo un periodo de tiempo y una tasa de cambio pre establecida. Por ello, estas demoras sumadas con la variabilidad de la TRM puede afectar sus proyecciones.

No obstante, la UPME ha puesto el foco en este problema y ha destrabado muchos proyectos. El trabajo que están haciendo por apostarle a la transición energética está yendo más allá de sólo el discurso.

¿Qué opinión le merece la subasta por Cargo de Confiabilidad?  ¿Los proyectos adjudicados son los suficientes para hacer frente a la demanda del 2027 y 2028?

Me pareció muy bien pensada y ejecutada. Puede atacar los problemas a mediano plazo y se realizó teniendo en cuenta la dinámica de las cargas. 

En teoría la energía adjudicada parece ser suficiente, siempre y cuando el fenómeno de El Niño no se vuelva a complicar ya que somos altamente dependientes de la energía hidroeléctrica. El foco se debe poner en que sí se ejecuten los proyectos asignados en la subasta y en los plazos asignados.

¿Y qué te parecieron las medidas que está tomando el Gobierno para hacerle frente a El Niño?

Las medidas le dieron mucha agilidad a los trámites y desatascaron algunos cuellos de botella que eran evidentes. Fueron muy bien pensadas pero no debería ser la excepción sino la regla.

¿Qué cambios sugieres en el marco regulatorio para impulsar la actividad renovable en Colombia?

Soy un fiel creyente de que las renovables no tienen un despegue mayor en Colombia debido a problemas con la transmisión. Si bien es cierto que se encuentran varios proyectos en ejecución no debemos dejar de lado las complejidades y tiempos de ejecución de estos proyectos. En el momento en que nuestro sistema sea aún más robusto, incluyendo especialmente a La Guajira en estas interconexiones, podremos ver realmente un mayor boom en los generadores renovables.

A su vez, también es fundamental incentivar la generación distribuida en Colombia, un segmento que viene creciendo a pasos agigantados con respecto a años anteriores.

Desde el año pasado se ha disparado un boom en este rubro en el país y aunque hay muchos proyectos en periodo de prueba se prevé un incremento rápido de 2 a 3 GW.

La entrada Solicitan robustecer las redes de transmisión para un “boom de renovables” en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

Canadian Solar, empresa N°5 del mundo de fabricación de paneles fotovoltaicos Tier-1, participó del panel de debate “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida” del mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Jose Ewing, senior sales manager de Canadian Solar, analizó cómo puede crecer el mercado argentino de las energías renovables y qué señales son necesarias, tanto desde el sector privado como del nuevo gobierno nacional. 

“Si Argentina comienza a dar incentivos a medianos proyectos, por ejemplo de 1 a 10 MW de capacidad, se incentiva la industria local para desarrollar parques de esa índole, construirlos y buscar partners internacionales que los apoyen en el proceso”, señaló. 

“Si se abre el mercado, regula e incentiva a la industria nacional, el empleo estará. Cuando se tienen incentivos, como para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en Chile, se abre un mercado nacional, que el de utility scale llega detrás; por lo que hay que partir incentivando esos segmentos”, agregó. 

Cabe recordar que hoy en día los PMGD (hasta 9 MW de capacidad por proyecto) de Chile suman 3005 MW de potencia instalada, de los cuales 2721 MW operativos corresponden a parques de generación renovable. 

Mientras que Argentina recientemente tuvo casi 100 proyectos ganadores de esa índole (hasta 20 MW) a través de la licitación pública RenMDI realizada a mediados del año pasado. 

En dicha convocatoria el renglón N°1 estuvo orientado a reemplazar generación forzada y tuvo 46 parques adjudicados por 514,08 MW; en tanto que el renglón N°2 (destinado a diversificar la matriz energética) confirmó 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW. 

Además, Canadian Solar posee una penetración de mercado de 3,5 GW en Brasil, 500 MW en Chile, 350 MW en Colombia y 200 MW en operación en Argentina más 28 MW de suministros de soluciones fotovoltaicas; pero buscan adentrarse aún más en el mercado regional. 

“El mercado argentino quiere entrar en una industria en la que todos puedan participar. Pero el tema es cómo incentivar a la parte política a que busque una regulación donde todos los jugadores del sector tengan participación y luego se entable la temática de la huella de carbono”, subrayó José Ewing. 

“Por ejemplo, en Chile contamos con un precio estabilizado por muchos años, que permitió que muchos inversionistas vean a Chile como una oportunidad. Porque cuando uno tiene un valor que se regula cada cuatro años con un porcentaje y sinfín de detalles pero finalmente es regulado, el inversionista ve estabilidad”, continuó. 

“Luego hay un tema jurídico de cuánto dura la estabilidad. Si se brinda tranquilidad, el inversionista quiere ser cofinanciador de una central y los bancos internacionales tendrán mejores tasas de interés”, añadió el senior sales manager de Canadian Solar.

La entrada Canadian Solar sugiere incentivar el modelo PMGD en Argentina para el avance de las renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

En un evento significativo para la industria de la energía solar, Growatt ha sido honrado con los premios ‘TOP Brand PV Mexico 2024’ y ‘TOP Brand PV Chile 2024’ durante el reciente Solar Storage Mexico 2024, destacando su excelencia en innovación y compromiso con la sostenibilidad.

Desde su fundación en 2011 por un grupo de pioneros liderados por David Ding, Growatt ha estado en la vanguardia de la industria fotovoltaica global. Con la misión de hacer accesible la energía sostenible en todo el mundo, Growatt ha establecido su presencia en más de 180 países y conectado a más de 2.1 millones de usuarios finales a través de su plataforma en la nube.

En latam, Growatt ha fortalecido su posición no solo como proveedor líder de inversores residenciales, sino también como un innovador clave en soluciones de almacenamiento de energía fotovoltaica. Los productos destacados de la compañía, como el inversor NEO 2000M-X y el inversor de almacenamiento residencial SPH 10000TL-HU-US, son ejemplos de las importantes mejoras tecnológicas logradas por Growatt.

Estos productos están diseñados para ofrecer mayor eficiencia y confiabilidad, adaptándose a las necesidades específicas de los mercados locales y contribuyendo significativamente al avance de la energía sostenible en la región.

EUPD Research, un instituto de investigación y consultoría con amplia experiencia en el mercado energético, ha reconocido a Growatt por su capacidad para innovar y adaptarse a los requerimientos cambiantes del mercado. Esta capacidad no solo ha mejorado la posición de Growatt en la industria, sino que también ha fortalecido su compromiso con el servicio al cliente y la sostenibilidad ambiental, pilares fundamentales de su estrategia corporativa.

Con oficinas y un robusto equipo de postventa en México, Growatt no solo asegura un servicio excepcional sino que también fortalece las relaciones con los clientes en toda la región de América Latina, apoyando el avance hacia un futuro energético más verde y sostenible.

Mirando hacia el futuro, Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, afirma: «Continuaremos nuestro compromiso con la localización, impulsando agresivamente los proyectos residenciales, comerciales y de almacenamiento de energía para fomentar el desarrollo de nuevas energías en América Latina».

Growatt sigue dedicado a contribuir significativamente al desarrollo sostenible y a la protección ambiental en cada mercado que opera, promoviendo soluciones que no solo satisfacen las necesidades energéticas actuales sino que también aseguran un futuro energético sostenible para generaciones futuras.

La entrada Growatt destaca en el sector solar al ganar reconocimientos en México y Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

Genneia, la compañía líder de energías renovables en el país, acompaña a Aldebaran Resources Inc., empresa especializada en exploración mineral, en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina a través de la entrega de 848 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU´s).

Los certificados fueron adquiridos con el propósito de compensar la huella de carbono generada por dos centros de operaciones de Aldebaran Resources Inc.

En referencia a las oficinas centrales ubicadas en San Juan Capital, se logró neutralizar las emisiones correspondientes a los alcances 1 y 2, calculadas para el año 2021. Esto implica la descarbonización tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad.

Adicionalmente, se compensaron las emisiones del alcance 1 generadas durante el año 2021 para el Proyecto Altar-Río Cenicero, situado a 170 km al oeste de la Localidad de Barreal en el Departamento Calingasta, provincia de San Juan.

“Estamos orgullosos del trabajo realizado junto a Aldebaran Resources Inc. en el proceso de compensación de la huella de carbono de sus operaciones y del gran proyecto que llevan adelante en San Juan. Desde Genneia, continuamos reforzando nuestro enorme compromiso que apunta a descarbonizar la industria, promoviendo así la lucha contra el cambio climático.”, expresó Gustavo Anbinder, Director de Negocios & Desarrollo de Genneia.

Esta iniciativa desarrollada por la empresa busca, no sólo perfeccionar sus proyectos, asegurando el triple impacto de todos sus procesos, sino también estimular a cada industria a que pueda reducir y compensar sus emisiones de gases contaminantes a la atmósfera acompañando a potenciar la transición energética.

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, y actualmente promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmadas anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.

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Una de las principales tecnologías para mitigar el cambio climático y colaborar con la descarbonización del planeta es la captura, almacenamiento y reutilización del dióxido de carbono (CO2), que se emite producto de los procesos productivos industriales. Hoy no sólo basta con dejar de emitir, sino que se hace necesario también usarlo como fuente para generar otros productos como biocombustibles, polímeros, fertilizantes, etc. Esto bien lo sabe la empresa CMPC, líder en la producción de madera y celulosa, quienes en una alianza con AFRY Chile, realizaron un workshop a su equipo de estudios y medioambiente con el objetivo de conocer la experiencia internacional de la compañía de origen nórdico sobre la cadena de valor de CCUS (Carbon capture, use and storage).

El taller, conducido por Max Larsson, Gerente de Tecnologías de Capturas de Carbono de AFRY, comprendió definiciones generales de las tecnologías disponibles para la captura de CO2, su purificación, transformación y uso, un análisis profundo de la precombustión, poscombustión y la oxicombustión, que corresponden a procesos de captura de carbono. Además, se trataron temas referentes al transporte y almacenamiento de CO2 a gran profundidad. Este último, implica la captura de CO2 en emplazamientos industriales, su transporte a sitios de almacenamiento geológico y su inyección a profundidades significativas bajo tierra o en el fondo del océano.

Una de las principales ventajas de capturar, almacenar y/o usar el dióxido de carbono es la  reducción de las emisiones netas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo a reducir los gases de efecto invernadero y mitigar el calentamiento global, colaborando de esta manera con los objetivos establecidos en la COP21 (Paris 2015). Además, el almacenamiento y uso de CO2 puede ayudar a mejorar la calidad del aire y a prevenir la acidificación de los océanos al reducir la cantidad de CO2 liberado a la atmósfera. Este enfoque también ofrece la posibilidad de utilizar infraestructuras existentes, como oleoductos y pozos de petróleo y gas, para facilitar el transporte y almacenamiento del CO2, lo que podría ayudar a reducir los costos y acelerar la implementación a gran escala de esta tecnología crucial para la sostenibilidad ambiental.

La empresa CMPC se encuentra en etapa de reconocimiento de antecedentes y aprendizaje respecto de estas tecnologías  y la realización de este workshop permitió ampliar el conocimiento, así como contar con mayores antecedentes y experiencias internacionales respecto de los procesos y tecnologías que pudieran ser relevantes para aplicar en sus plantas de celulosa en Chile y Brasil, entregando un sello de sustentabilidad a sus procesos.

El Subgerente de Estudios de CMPC, Omar Uyarte, destacó la importancia de contar con especialistas que entreguen una base robusta para la discusión. “Este tipo de reuniones nos permite conocer lo que pasa a nivel global, respecto a la madurez de las tecnologías. Con ello, las planificaciones estratégicas se pueden abordar con mayor información”, explicó.

Por su parte, el Country Manager de AFRY Chile, Rodrigo Brisighello, destacó el objetivo del taller y su relevancia para aportar a la sustentabilidad de un sector tan importante como el forestal. “A través de esta actividad logramos presentar estrategias para abordar el tema de CCUS en sus plantas de celulosa, basados en la experiencia y competencias de AFRY en la materia, evidenciando nuestra capacidad para contribuir de manera significativa a este campo y en una industria que está buscando siempre mejores formas de hacer las cosas”.

“Finalmente, lo que nosotros buscamos como compañía es hacer futuro (making future) para nuestros clientes, a través de nuestros procesos de ingeniería y consultoría, y esta actividad apuntaba justamente a eso, lo que la convierte en una iniciativa de alto impacto para nosotros, el cliente, y su industria”, agregó Brisighello.

AFRY cuenta con un numeroso grupo de profesionales que se dedica a la consultoría en asuntos de captura, almacenamiento y uso de CO2 a nivel mundial, liderado por Stuart Murray, quien posee más de 18 años de experiencia y es especialista en tecnologías de bajo carbono, modelamiento de mercado energético y valorización de activos energéticos, asesorando en transacciones de activos de energía renovable y convencional en América del Norte, Europa y Asia.

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En el marco de la crisis energética que enfrenta Colombia por los efectos del fenómeno de El Niño, crece el interés por diversificar la matriz colombiana que tradicionalmente ha sido hidroeléctrica y adicionar más energías renovables.

Como ya había anticipado este medio, se encuentran en período de pruebas un total de 1029 MW, de los cuales 31.9 MW son eólicos y 997,1 MW son solares. 

Si bien XM estima que estos entren en operación entre el 2024 y el 2025, muchos de estos proyectos vienen demorados desde hace años, lo cual genera incertidumbre en el sector.

En conversaciones con Energía Estratégica, Pablo Corredor, especialista en energías renovables y gerente de la firma PHC, hace un análisis detallado de las últimas medidas regulatorias que motivan la prolongación de esos retrasos.

“Por la Resolución 060 del 2019 y los acuerdos de la CNO, los requisitos técnicos que se necesitan para poder entrar en operación se han robustecido y vuelto aún más estrictos. Esto hace que el periodo de pruebas que comúnmente duraba 6 meses ahora lleve años”, afirma.

Además, el especialista también califica como un “incentivo perverso” la liberación de pagos por desviaciones a los generadores de energía solar y eólicos.

“Esta medida no reconoce de forma adecuada la variabilidad de las eólicas y las solares. La tolerancia que se permite para el despacho o la operación en tiempo real es muy estrecha. Entonces la alternativa de no pagar esas desviaciones es seguir permaneciendo en pruebas”, explica.

En otras palabras, la regulación actual en materia de desviaciones al programa de generación en algunos casos, no permite que se haga uso eficiente de las plantas de generación con Fuentes No Convencionales de Energía Renovables (FNCER), en periodos de baja hidrología.

También, explica que genera demora porque eleva el costo de oportunidad de utilizar las plantas renovables.

“El incentivo es acercarse lo más posible al precio de bolsa para no pagar las desviaciones. Las desviaciones se pagan por la diferencia entre el precio de bolsa  y el precio de oferta del generador. Entonces el generador ve ofertas de plantas renovables variables que uno no las entendería de forma racional. Son costos de oportunidad sumamente altos”, insiste.

Por todo lo expuesto, el experto concluye que las señales regulatorias que se están dando para combatir los efectos del fenómeno de El Niño son las que hacen que los proyectos continúen en periodo de pruebas.

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Coral Energía, empresa del Grupo Iraola que nació en 2016 enfocada al desarrollo de proyectos de energía renovable, expuso en el mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit, que reunió a más de 500 líderes de la industria renovable de la región.

Marcelo Álvarez, director comercial & estrategia corporativa de Coral Energía, dio a conocer cuáles son los próximos pasos de la compañía en el mercado argentino, cómo ven la competitividad en el país y cómo pretenden colaborar con las metas climáticas establecidas. 

“Coral Energía posee cerca de 150 MW firmados en 17 proyectos (de 3 a 20 MW de capacidad por parque) a lo largo de cinco provincias, los cuales deben ser construidos en los próximos dos años. Pero la compañía tiene una posición agresiva de quintuplicar en seis años la proporción que tiene hoy en día”. 

“El objetivo del pipeline es llegar a 1 GW de capacidad instalada al año 2030, que representaría aproximadamente un 12% del market share total de los vendedores de energías renovables en Argentina”, agregó Álvarez en el evento de Future Energy Summit.

Dentro de esa cartera de proyectos, la empresa busca diversificarse a lo largo de algunos nichos de mercado, tales como la generación de energía renovable para la industria minera, venta de energía para Grandes Usuarios de la Distribuidora (GUDI), competencia en el Mercado a Término (MATER) y acuerdos con provincias específicas para generación distribuida en punta de línea que mejore la calidad de servicio.

Y cabe recordar que Coral Energía fue uno de los grandes ganadores de la licitación RenMDI (8 proyectos por 110 MW de capacidad – todos en el renglón N°1 orientado a reemplazar generación forzada) y se adjudicó otros 4 parques solares (20 MW totales) en la convocatoria de renovables realizada por la provincia de Santa Fe a mediados del año pasado.

Por lo que actualmente la unidad de negocio del Grupo Iraola se encuentra en la fase de estructuración del financiamiento y por empezar el proceso de compras de equipamientos y construcción de sus parques fotovoltaicos adjudicados. 

“Además, hay muchas oportunidades para nuevos nichos, como por ejemplo el almacenamiento de energía. Si el mercado saca subsidios, se vuelve de competencia y se abre a la inversión, podremos transitar aceleradamente la adopción de acumulación y alcanzar a países vecinos”, añadió Marcelo Álvarez durante el panel de debate “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida”. 

Perspectivas a futuro

El director comercial & estrategia corporativa de Coral Energía también aportó su mirada sobre la evolución de la energía renovable en Argentina para el corriente año, que ya cuentan con 5.947 MW instalados (sin contar las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad). 

“Durante el 2024 se construirán los 500-600 MW adjudicados en la licitación RenMDI, porque baja costos y no veo problema en ello. Es decir que de los 1350 MW solares instalados a gran escala, pasaremos a cerca de 1.7 GW, producto de lo que termina de construirse del Programa RenovAr y de RenMDI”, sostuvo.

“Pero para que el mercado avance a la velocidad pedida, hace falta que el mercado de derechos de emisiones GEI sea catalizador del proceso de adopción de energías renovables, en paralelo con la ley de transición energética, hoja de ruta y la necesidad de buscar financiamiento climático”, subrayó.

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AE Solar, un fabricante alemán de módulos fotovoltaicos con más de 20 años de experiencia en la industria renovable, continúa fortaleciendo sus negocios, manteniendo una presencia activa en más de 100 países.

En el último megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, José Luis Montoya, gerente de ventas de AE Solar, destacó el papel fundamental de la empresa para aumentar la competitividad de nuevos proyectos y cómo con una combinación corporativa y técnica, respaldada por su estatus como Tier One y reconocimiento como Top Performer por el PV Evolution Labs (PVEL), van ganando mercado.

«El tema de precio es importante. Ahí nosotros estamos haciendo una apuesta para generarle al cliente un ‘precio justo’ gracias a las distintas habilidades de fabricación y a los distintos aspectos en cuanto a la calidad del producto, para que el costo-beneficio sea el más adecuado para ellos», aseguró José Luis Montoya. 

Y añadió: «En la fórmula del LCOE hay varios componentes, por ejemplo los costos financieros, la inversión inicial, los costos de sustitución, los costos de operación y mantenimiento y sobre todo también la generación de energía. Es una fórmula muy básica que me gusta mencionar porque en todos y cada uno de los componentes de esa fórmula AE Solar aporta valor».

En términos de costos financieros, Montoya destacó que la reputación y solidez de AE Solar como empresa Tier One les permite obtener condiciones más favorables en la financiación, lo que se traduce en un LCOE más bajo para sus clientes. Además, la inversión inicial se ve beneficiada por la calidad y durabilidad de los módulos, respaldados por una garantía de producto de 15 años y un desempeño probado durante al menos 30 años.

Ahora bien, la estrategia de negocios va más allá. Además, enfatizó la importancia de ofrecer soluciones adaptadas a las necesidades específicas de cada cliente. En un mercado diverso como América Latina, donde los terrenos y las condiciones climáticas varían considerablemente, la flexibilidad en la oferta de módulos es esencial. Desde módulos de menor formato para áreas remotas hasta soluciones especializadas para aplicaciones agrovoltaicas, AE Solar se esfuerza por brindar opciones que maximicen la rentabilidad del cliente.

Haciéndose eco de las declaraciones de Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía (CNE) durante el megaevento de FES en República Dominicana, José Luis Montoya señaló que ante las limitaciones de uso de suelo en zonas agrícolas, ellos pueden adaptar su oferta para acompañar el diseño de proyectos agrovoltaicos o incluso flotantes que permitan continuar ampliando el parque de generación a medida de las necesidades y oportunidades de cada mercado.

«Tenemos la habilidad para flexibilizar nuestra capacidad productiva y darle diversidad al cliente para la aplicación que necesite», declaró Montoya. 

Y es que la innovación también juega un papel crucial en la estrategia de AE Solar. El referente comercial de esta marca alemana de módulos mencionó que la empresa continua ampliando su abanico de oferta para el sector fotovoltaico e incluso logró ser pionera en la integración de chips NFC en sus productos para combatir la piratería, garantizando trazabilidad para corroborar la autenticidad y calidad de cada módulo.

¿Qué productos ofrecen y ya están disponibles para mercados latinoamericanos? En cuanto a tecnología, el gerente de ventas mencionó que ofrece un amplio portafolio de módulos de AE Solar que incluye tecnologías PERC con eficiencia de hasta 21.3%, TOPcon de hasta 22.6 % y HJT de hasta 23 %. Más allá de la potencia y eficiencia, José Luis Montoya, gerente de ventas de AE Solar, concluyó su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe sosteniendo que su enfoque principal es asegurar que los módulos estén adaptados a la aplicación específica del cliente, resultando en LCOE más competitivos para nuevos proyectos fotovoltaicos.

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La reciente aprobación de la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde como combustible y como vector energético en sus diferentes aplicaciones (Ley N° 31992), ha incrementado el interés por desarrollar proyectos piloto de hidrógeno verde en Perú.

Para producir hidrógeno verde, se necesita realizar la electrólisis del agua utilizando electricidad baja en carbono suministrada por energía renovable, sin embargo, el principal reto sigue siendo el costo de este modo de producción.

Teniendo en cuenta esa barrera, Edmundo Farge, experto en hidrógeno, destaca aspectos claves a tener en cuenta para garantizar que los electrolizadores sean capaces de satisfacer las necesidades de producción de este vector energético en plantas industriales de manera eficiente, segura y sostenible.

“La electrólisis es un proceso fundamental en el campo de la energía sostenible, en el que el agua se divide en hidrógeno y oxígeno mediante una corriente eléctrica. Un electrolizador eficiente es clave para optimizar este proceso para la escalabilidad industrial y el impacto ambiental”, explica.

De esta forma, comparte las principales propiedades a tener en cuenta a la hora de invertir en un electrolizador:

Eficiencia energética: los electrolizadores de alto rendimiento deben ser altamente eficientes en la conversión de electricidad en hidrógeno, minimizando las pérdidas de energía durante el proceso.
Alta densidad de corriente: deben ser capaces de manejar altas densidades de corriente para aumentar la producción de hidrógeno sin comprometer la eficiencia. 
Durabilidad: deben estar diseñados para funcionar de manera continua durante largos períodos de tiempo sin degradación significativa, lo que garantiza una vida útil prolongada y un mantenimiento mínimo. Esta estabilidad operativa a largo plazo se debe mantener en diversas condiciones.
Rentabilidad: los electrolizadores eficientes suelen tener sistemas de mantenimiento simplificados y componentes duraderos que reducen los costos operativos de mantenimiento. A su vez, el experto estima que deben tener precios competitivos para la instalación y operación con un CAPEX por stack menor a 200 U$S /kW.
Flexibilidad en la carga: deben ser capaces de ajustar fácilmente la producción de hidrógeno según la demanda de la planta industrial, lo que permite una operación más eficiente y económica. Los niveles de presión deben ser los adecuados para el almacenamiento y el transporte del vector energético. 
Rápido tiempo de respuesta: deben tener la capacidad de arrancar y detener rápidamente para adaptarse a cambios repentinos en la demanda de hidrógeno.
Operación segura: requieren cumplir con rigurosos estándares de seguridad para garantizar una operación sin riesgos, incluyendo la gestión segura del hidrógeno producido. Además,su diseño tiene que ser compacto para una utilización óptima del espacio.
Integración con energías renovables: se necesita la eficiente compatibilidad con fuentes de energía renovable, como la solar o la eólica, para aprovechar fuentes de energía limpia y reducir las emisiones de carbono. Estos deberán reducir al máximo el impacto al medio ambiente.
Escalabilidad: requieren la fácil y adecuada adaptación a diferentes tamaños de plantas industriales y requisitos de producción de hidrógeno.
Control avanzado: deben contar con sistemas de control avanzados que optimicen la operación del electrolizador, maximizando la eficiencia y minimizando los costos operativos. Esto se logra según Farge, con la incorporación de los últimos avances tecnológicos.

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