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Como ya anticipó Energía Estratégica, México experimenta una párate en los proyectos renovables de gran escala debido a las cancelaciones de subastas efectuadas por la actual administración de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

De acuerdo a expertos del sector, más del 80% de los proyectos de la primera, segunda y tercera subasta de largo plazo entraron en operación comercial. Sin embargo, el gobierno actual canceló la cuarta subasta en 2019 por lo que los proyectos participantes no se iniciaron y decidieron migrar sus inversiones a otros sitios.

En efecto, la falta de nueva generación renovable producto de tal decisión política se evidencia cada vez ante la creciente demanda de energía, potenciada por el fenómeno del nearshoring.

En este escenario, Victor Luque, experto del sector energético y socio de ATIK Capital, consultora financiera enfocada en financiamiento bancario, ve luz al final del túnel y augura un cambio en la política energética mexicana de cara a las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio del 2024. 

“Independientemente de quien llegue al poder, el nuevo gobierno no tendrá mayoría en el Congreso y estará obligado a negociar con la iniciativa privada a diferencia de AMLO”, explica.

De esta forma, analiza el perfil de las dos precandidatas que lideran las encuestas: Xóchitl Gálvez Ruiz, de las alianzas entre el PAN, PRD y PRI y Claudia Sheinbaum Pardo del partido de Morena.

“Ambas candidatas tienen un mayor entendimiento de las energías renovables por su formación técnica y su fuerte vinculación con el medio ambiente”, insiste. 

Además, Luque advierte que CFE y PEMEX tienen tantas limitaciones presupuestarias que ya no pueden seguir invirtiendo en plantas de generación que no son rentables. 

Por ello, anticipa cambios significativos en los organismos públicos bajo la nueva administración, con la posibilidad de abrir la puerta a inversiones privadas en proyectos renovables.

Y afirma: “Por esos motivos se dará una mayor apertura para las renovables en el gobierno entrante y se espera una mayor sinergia entre el sector privado y público para desarrollar nuevos proyectos”.

Medidas fundamentales para diversificar la matriz energética

El experto del sector de energías renovables también destaca alternativas esenciales que el gobierno entrante debería tener en cuenta para descarbonizar la economía Mexicana. 

“Se debe invertir en redes de transmisión, especialmente en áreas geográficamente alejadas de los centros de consumo, para aprovechar ubicaciones óptimas para la generación de energía”, explica.

Además, considera necesario retomar las subastas de largo plazo para suplir la creciente demanda de energía que experimenta el país: “Los últimos proyectos renovables con los que trabajamos venían de las subastas anteriores. Se llevaron a término con el apoyo de la banca de desarrollo y empezaron a integrar energía en el año 2022. La cancelación de la cuarta subasta ha perjudicado fuertemente al sector. Sería bueno que la próxima administración revierta la situación”, propone. 

Y concluye: “Hoy el nearshoring nos obliga a incrementar nuestra capacidad de generación y reforzar nuestras redes de transmisión. Confío en que la próxima administración generará una mejor relación con el sector privado y eso va a ayudar a que vuelvan las inversiones renovables de gran magnitud”.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil abrió la consulta pública para la segunda Subasta de Transmisión del corriente año, programada para el viernes 27 de septiembre. 

Las sugerencias por parte del sector podrán ser enviadas a partir del 23 de febrero hasta el 8 de abril a través del correo electrónico cp004_2024@aneel.gov.br en pos de mejorar el proceso para la construcción de obras en los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo, Santa Catarina y Rio Grande do Sul.

La subasta N° 02/2024 tendrá cinco lotes de líneas de transmisión, que sumarán al sistema 848 kilómetros y de 1750 MVA de nueva capacidad de transformación. Por lo que se espera alrededor de R$ 4060 millones de inversiones y la generación de 10800 empleos para las obras y el mantenimiento de  los proyectos. 

La principal particularidad de esta convocatoria es que el lote N° 1 (infraestructura Santa Catarina y Paraná) representa cerca del 75% de las inversiones estimadas y, para fomentar su competitividad el lote se dividió en dos segmentos (1A y 1B), pero se podrá ofertar por la totalidad del mismo o por ambos sublotes por separado. 

Sin embargo, el sublote 1B tiene una relación condicionante con el sublote 1A, por lo tanto, si no se contrata el sublote 1A, no se subastará el segmento 1B.

Zannetti: “El sistema eléctrico de Brasil necesita una expansión continua”

Mientras que la otra particularidad de esta convocatoria es que Lote N° 4 (obras en Espírito Santo y Minas Gerais) cuenta con unas instalaciones al final de la concesión donde el nuevo transmisor será responsable de mantener la prestación del servicio público del transporte eléctrico, incluyendo los refuerzos y mejoras necesarios, además de una nueva instalación de transmisión.

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los lotes a subastar: 

Lote N° 1 

Sublote 1A:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Curitiba Oeste C1, CS, con 258,7 km;
LT 525 kV Abdón Batista – Abdón Batista 2, C1 y C2, CD, con 2 x 4,7 km;
SE 525 kV Curitiba Oeste;
SE 525 kV Abdón Batista 2;
Tramos de LT 525 kV entre el tramo de LT 525 kV Bateias – Ponta Grossa, C1, en SE Curitiba Oeste, con 17 km.

Sublote 1B:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Secreto C1, CS, con 230 km;
LT 525 kV Cascavel Oeste – Segredo C1, con 187,2 km;

Lote N° 2

LT 230 kV Ivoti 2 – São Sebastião do Caí 2, con 19,26 km;
LT 230 kV Caxias – São Sebastião do Caí 2 C1, con 44 km;
SE 230/138 kV São Sebastião do Caí 2 – 2 x 150 MVA;
SE 230/138 kV Ivoti 2 – 3 x 150 MVA;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C1, de 1 km de longitud;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C2, de 1 km de longitud.

Lote N° 3

SE 440/138 kV Estância – (6+1R) x 100 MVA;
Tramos de LT 440 kV entre SE Estância y el tramo de LT 440 kV Bauru – Salto, C1, con 2 x 1,2 km.

Lote N° 4

Instalaciones existentes para la prestación continua de servicios públicos de transmisión:

LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena C1, con 72 km;
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C1, con 13,6 km;
LT 230 kV Conselheiro Pena – Governador Valadares 6 C1, con 71 km;
LT 230 kV Governador Valadares 2 – Governador Valadares 6 C2, con 6 km;
SE 230/138 kV Mascarenhas – 300 MVA;
SE 230 kV Aimores

Nueva instalación:

LT 345 kV Jaguara – Araxá 3 C1, con 58 km.

Lote N° 5

SE 500/138 kV Bar II – (6+1R) x 66,6 MVA y nuevo sector 138 kV

Complementación de procesos

A la par que  Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil puso a consulta pública la licitación de transmisión N° 2/2024, también aprobó la versión final del aviso de la primera subasta del año, a realizarse el 28 de marzo y destinada a la construcción y mantenimiento de 6.464 kilómetros de nuevas líneas y 9.200 MVA de capacidad de transformación

La inversión prevista para ello ya la convierte en la segunda mayor de su tipo en la historia de ANEEL, ya que de los 15 lotes propuestos, seis esperan inversiones de más de R$ 18200 millones, y por tanto se ubica sólo por detrás de la segunda convocatoria del 2023, realizada en diciembre pasado (R$ 19700 millones) y en la que State Grid Brazil Holding S.A, el Consorcio Olympus XVI y Celeo Redes se repartieron las obras.

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Los módulos Vertex de 210 mm de Trina Solar han demostrado su destreza en una prueba de campo al aire libre en el frío extremo de Mohe, la ciudad más septentrional de China. El estudio fue realizado por el Grupo Internacional de Pruebas y Certificación de China (CTC) y China General Certification, a partir de enero de 2023, en condiciones que incluían temperaturas extremadamente bajas y fuertes tormentas de nieve. La prueba mostró que los módulos Vertex N 700W, Vertex N 610W y Vertex 670W funcionaron de forma estable, demostrando una excelente fiabilidad y generación de energía.

Mohe experimenta temperaturas inferiores a -20°C durante seis meses al año, lo que la convierte en un lugar ideal para pruebas de capacidades extremas.

En septiembre comenzó un ensayo al aire libre, de un año de duración, de los módulos Vertex N 700W y Vertex 610W en el parque de pruebas de frío extremo del CTC. Los módulos soportaron varias nevadas sostenidas durante la demostración, con temperaturas de hasta -43°C y 7 cm de nieve acumulada sobre los módulos. Gracias a la fiabilidad y el diseño óptimo de estos, superaron con éxito la prueba de temperaturas extremadamente bajas y resistieron fuertes vientos.

Los módulos Vertex N 700W también mantienen un buen aspecto tras varios meses de funcionamiento. Una imagen EL (electroluminiscencia) de los módulos no mostró ninguna variación, las líneas de la rejilla eran claras y las células no tenían microfisuras. Esto demuestra que los módulos Vertex N 700W funcionan de forma fiable en climas extremadamente fríos, con un alto nivel de seguridad.

Además, los módulos Vertex N 700W muestran una excelente generación de energía en condiciones de baja irradiación. En enero, el mes más frío del año en China, con una temperatura mínima media diaria inferior a -30°C, los módulos generaron unos 276 kWh de energía. Teniendo en cuenta la ganancia por el lado posterior, el coeficiente de rendimiento del sistema fue excepcional, superando el 100%.

Vertex 670W también demostró un alto rendimiento. Trina Solar fue la primera empresa en realizar pruebas al aire libre en la base de validación de exteriores del CGC en Mohe. Los módulos Vertex 670W se han sometido a un año completo de pruebas de campo, soportando dos frías temporadas de invierno, en las que la temperatura descendió hasta -53°C.

Estas rigurosas pruebas garantizan a los clientes de todo el mundo que los productos de alto rendimiento de Trina Solar lideran el mercado. La compañía seguirá innovando para ofrecer a los clientes tecnologías avanzadas y productos y servicios fiables y eficientes.

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El Jefe de Gobierno, Martí Batres Guadarrama, entregó a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) la Planta Fotovoltaica de la Central de Abasto (CEDA), la más grande del mundo instalada en el techo de un mercado público, como parte del Programa Ambiental y de Cambio Climático de la Ciudad de México, con una inversión de 600 millones de pesos, que permitirá generar hasta 25 GWh de energía limpia al año, en beneficio de habitantes y comerciantes de la Alcaldía Iztapalapa.

Resaltó que la conclusión de esta obra forma parte de los 100 compromisos presentados el pasado 31 de enero para los próximos 100 días al frente del Gobierno capitalino.

“Hoy estamos aquí, entregándole a la Comisión Federal de Electricidad, la planta fotovoltaica más grande del mundo, instalada en el techo de un mercado público, lo cual nos da mucho gusto. Con eso cumplimos otro de los puntos, de los 100 puntos que nos comprometimos a cumplir en estos siguientes 100 días a partir del 31 de enero. (…) Con esto se va a poder producir energía eléctrica equivalente a la que requieren 10 mil hogares de la Ciudad de México, esa es la nueva energía eléctrica que vamos a tener”, señaló.

Destacó que esta acción contribuirá a mitigar más de 11 mil 400 toneladas de CO2 anuales, equivalentes a la reforestación y cuidado durante 50 años de cerca de 29 mil 200 árboles de pino. Además, dijo, representará un ahorro de 3.5 millones de pesos al año en el pago de la factura eléctrica de la CEDA y permitirá avanzar hacia la soberanía energética de México.

“Ese es el valor medioambiental que tiene esta planta fotovoltaica. Pero cabe señalar, además, que esto nos ubica también en un tema de gran responsabilidad, dos responsabilidades muy importantes, una, la de la transición energética, a las llamadas energías limpias y dos, algo muy importante, la soberanía energética de México. (…) Esta idea de la Planta Fotovoltaica aquí en los techos de la Central de Abasto surgió de una iniciativa que le planteó la entonces Jefa de Gobierno, la doctora Claudia Sheinbaum, al licenciado Manuel Bartlett, director de la Comisión Federal de Electricidad. Ustedes saben que la doctora Sheinbaum es física, es licenciada en Física, es maestra en Ingeniería y es doctora en Ingeniería Energética y fue secretaria de Medio Ambiente, aquí con el licenciado Andrés Manuel López Obrador cuando fue Jefe de Gobierno. Entonces los temas de medio ambiente y energía siempre han sido motivo de interés y de preocupación para ella y dio pie a iniciar con esta obra”, comentó.

Por su parte, el director de la CFE, Manuel Bartlett Díaz, reiteró el compromiso social de mantener el adecuado funcionamiento de la planta con el propósito de brindar energía limpia y accesible para la ciudadanía.

“Se trata de un símbolo importante, no es una obra más de electricidad, es realmente una muestra de que el Gobierno de la Ciudad ha tenido como principal preocupación desarrollo tecnológico y un desarrollo social, porque aquí esta planta significa desarrollo social, responsabilidad social como un ejemplo para toda la ciudad”, afirmó.

En su mensaje, el secretario de Energía del Gobierno de México (SENER), Miguel Ángel Maciel Torres, celebró las acciones de la presente administración en la transición hacia el desarrollo de energías sustentables y autosuficientes para el futuro del país.

“Esto ayudará en materia de mitigación de gases de efecto invernadero, adaptación al cambio climático, alcanza, por supuesto, metas de autosuficiencia que como país nos hemos fijado ante el mundo, como compromisos de este gobierno que dirige el Presidente Andrés Manuel Lóp”, indicó.

Finalmente, el secretario de Desarrollo Económico (SEDECO), Fadlala Akabani Hneide, informó que las instalaciones de la planta solar serán operadas por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), a través de tecnologías innovadoras que promueven el consumo responsable de energía eléctrica en favor del medio ambiente y la economía de los habitantes.

Mencionó que las obras se realizaron en colaboración con el Instituto para la Seguridad de las Construcciones, el Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE), BANOBRAS, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), así como el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), y comprenden 32 mil paneles solares distribuidos en los techos de 21 naves de la CEDA, que ocupan una superficie de 21 hectáreas.

“Estamos ante un evento que marca un parteaguas en la historia del consumo energético, de la transición energética, la Ciudad de México es vanguardia a nivel nacional. Y aquí, fíjense, son 21 hectáreas, son más de 30 mil paneles solares, y van a poder atender las necesidades de las áreas comunes de la Central de Abasto, apoyar en la producción y comercialización de productos aquí a los comerciantes establecidos de la Central de Abasto para reducir sus costos de operación”, concluyó.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Oficina Nacional de Estadística (ONE) formalizaron un acuerdo de colaboración con el objetivo de generar información estadística para desarrollar políticas energéticas que garanticen el acceso a la energía de los diferentes sectores de la población dominicana.

Durante el evento de firma, el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, calificó el acuerdo como un hito por el cambio significativo que experimenta el mundo hacia la independencia energética, donde cada individuo tiene la capacidad de generar y acceder a su propia energía, especialmente a través de fuentes renovables como la solar.

“En este contexto actual, el sector energético está llamado a enfocarse en factores demográficos, como la cantidad de paneles solares que pueden instalarse en hogares, calles, circuitos o ciudades. Esto nos permitirá planificar de forma integral y proporcionar información precisa sobre el consumo, la demanda y los criterios que la sustentan.” manifestó Veras.

Por su parte, la directora general de la ONE, Miosotis Rivas Peña, subrayó el compromiso de ambas instituciones con el desarrollo sostenible del país.

«La producción de estadísticas confiables es fundamental para la toma de decisiones informadas en el sector energético. Este acuerdo nos permitirá trabajar en conjunto para garantizar un acceso equitativo a la energía y apoyar el logro de los objetivos energéticos nacionales», expresó Rivas Peña.

Con esta iniciativa, ambas instituciones trabajarán para promover el ahorro y el uso eficiente de energía, así como también el desarrollo de las energías renovables para impulsar proyectos de desarrollo social a partir de la recolección, procesamiento y acceso a datos e informaciones estadísticas del sector energético.

En el acto estuvieron presentes por parte de la CNE: Ramón Moya, Director de Planificación; Yeulis Rivas Peña, Director de Fuentes Alternas y Uso Racional de la Energía; Orlando Fernández, Director Jurídico; Vanessa Gómez, Subdirectora Jurídica; Ángela González, encargada de la División de Planificación Energética y Jafys Tejeda, encargada del Departamento de Relaciones Internacionales y Interinstitucionales.

Por ONE acompañaron a la Sra. Rivas Peña: Alexis de Jesús, de la Dirección de Normativa y Metodología; Emmanuel Gastón, Dirección Estadísticas Económicas; Nathaly Guzmán, Escuela Nacional de Estadística (ENE); Paola Rodriguez, Dirección de Estadísticas Demográficas Sociales y Ambientales; Farah Paredes, División de Encuestas; Sonia Cristo, Departamento de Publicaciones y Giselle Rodriguez, de Vinculaciones.

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El mega evento Future Energy Summit Argentina está cada vez más cerca y poco a poco comienza a definirse la agenda de la cumbre que se realizará el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

El primer panel de debate se denomina “Utility Scale: Tendencias de las energías renovables ante una nueva etapa del mercado en Argentina” y está enfocado en la visión de futuro de grandes actores del sector energético argentino como son Genneia, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), YPF Luz, Parque Eólico Arauco y Pampa Energía. 

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, representará a la empresa que acaba de superar 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina, hito sin precedentes en el país, tras la puesta en operación de su tercer parque solar fotovoltaico Tocota III, de 60 MW de capacidad. 

A lo que se debe añadir que recientemente solicitó el acceso al Mercado Eléctrico Mayorista para su parque solar Los Molles (100 MW) que se localizará en Malargüe (provincia de Mendoza) y que a fines del año pasado fue asignada con 498,37 MW de prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER).  

Martin Brandi, CEO de PCR, será otro de los grandes nombres que dirán presentes en el mega evento Future Energy Summit Argentina y seguramente develará los avances renovables de la compañía, los desafíos y oportunidades que encuentran en el sector. 

Y cabe recordar que Petroquímica Comodoro – Rivadavia también vio un resultado positivo en la última ronda del 2023 del MATER, ya fue adjudicada para la central eólica Vivoratá (18,3 MW de los 399 MW pedidos) y para el parque eólico La Escondida (20 MW de 180 MW), con la particularidad de que ese resultó el único proyecto ganador asociado a la ampliación del sistema de transporte eléctrico de esa convocatoria histórica y, por ende, logró 440 MW de potencia total reservada por la obra. 

Martín Mandarano, CEO YPF Luz, también participará del primer panel de debate de la cumbre del 11 de marzo que se desarrollará muy cerca de que la empresa sobrepase los 500 MW renovables instalados en el país. 

¿Por qué? Tras contar con 497 MW, días atrás presentó una solicitud para la puesta en marcha del parque eólico Levalle I (62 MW de potencia con 10 aerogeneradores) con el que aumentará aún más su participación en el sector renovable y que será otro de los pasos para lograr la marca de 600 MW, que se dará cuando finalice la segunda etapa de dicho proyecto (93 MW con 15  aerogeneradores).

Por el lado de Parque Eólico Arauco (PEA) expondrá su presidente, Ariel Parmigiani, que recientemente dio a conocer que la compañía tendrá los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina y segundos de Sudamérica en conectar energía eólica y solar en el mismo punto. 

Es decir que otro de los grandes focos del encuentro serán la hibridación entre distintas tecnologías y el avance de los 100 MW eólicos y 110 MW solares que se integrarán a los 250 MW eólicos ya instalados por Parque Eólico Arauco. 

Mientras que Rubén Turienzo, director de Comercialización de Electricidad de Pampa Energía, no se quedará fuera de este gran panel, el primero de FES Argentina que congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región. 

Pampa Energía es uno de los grandes referentes de la industria, a tal punto que se mantiene activo en el sector renovable, principalmente a través de adjudicaciones de prioridad de despacho en el MATER (139,5 MW a fin del 2023) y la solicitud de entrada en operación del PE Pampa Energía VI, que  contempla la construcción de una línea de alta tensión de 500 kW de aproximadamente 7 kilómetros de longitud, desde su propia planta de generación hasta la línea de 500 kV de la estación transformadora Bahía Blanca – Central Térmica Luis Piedra Buena. 

Y cabe señalar que esta jornada se da en un contexto de muchas expectativa por el cambio de gobierno, las señales que pudiera dar el Poder Ejecutivo para el avance de las energías renovables y la transición energética en el país. 

Como también de que Argentina cumpla sus compromisos ambientales asumidos, como por ejemplo el Acuerdo de París, la adhesión en la COP 28 o de la Ley Nacional N° 27191 que determina que las fuentes renovables deben alcanzar una participación del 20% del consumo de energía eléctrica nacional al 31 de diciembre de 2025.

Por lo que Future Energy Summit (FES) brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, visibilizar las oportunidades regulatorias y de inversión, como así también explorar nuevos negocios sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

Para más información comunicarse a info@energiaestrategica.com. ¡No te pierdas este increíble evento y súmate a la ola renovable de Future Energy Summit junto a líderes del sector público y privado de Latinoamérica!

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El crecimiento de la generación distribuida en Panamá ha sido notable en los últimos tres años. Desde el 2021 hasta la actualidad, la capacidad instalada ha aumentado significativamente, pasando de 36 MW a 100 MW.

Este crecimiento vertiginoso ha sido impulsado por una combinación de factores que ha llevado a un reciente aumento interanual del 44% y empresas del sector pronostican que ese porcentaje podrá ser superado este año y el próximo.

“Vamos a ver saltos de crecimiento muy interesantes para el autoconsumo solar en Panamá. Imagino que vamos a llegar al 50% de crecimiento del año pasado y esto es quizás hasta conservador, pero sin dudas pienso que este 2024 y hacia adelante Panamá se va a ir poniendo al día”, declaró Mónica Escalante, directora general de Neo Energy.

La directora de Neo Energy atribuye este crecimiento continuo a varios factores clave. En primer lugar, destaca el aumento de empresas interesadas en la generación distribuida, con más de 60 empresas agremiadas en la cámara solar panameña.

Además, señala la reducción de los precios de los paneles fotovoltaicos y el aumento de las tarifas eléctricas como factores que hacen que los proyectos solares sean cada vez más atractivos para clientes residenciales, comerciales e industriales.

En cuanto a la financiación, Escalante destaca un cambio significativo en el panorama, con prácticamente todos los bancos en Panamá ofreciendo créditos para proyectos de energía solar. Este acompañamiento financiero, junto con las condiciones favorables del mercado, vendría a impulsar aún más el crecimiento del sector.

“Hay mucho interés en Panamá. Nosotros estamos trabajando con comercios e industrias de tamaño medio como pueden ser algunas empresas del sector metalúrgico o de alimentos que requieren instalaciones solares de 100 kW o 120 kW, que obtienen retornos bastante buenos. Pero también hay más oportunidades”.

Además de generación distribuida, el crecimiento y aceptación de la energía solar térmica también iría en ascenso. Según señaló Escalante la tecnología para el calentamiento de agua habría ganado mercado en agroindustrias, así como el sector hotelero, hospitales y clínicas.

“Nosotros hemos hecho proyectos muy interesantes en los últimos tres años para generación de calor con energía solar. De hecho, nos han distinguido con la Palma de Oro en la categoría Innovación Verde en la Gran empresa para un proyecto de este año aportando reducción de energía en procesos productivos y reducción de CO2”, añadió la referente de Neo Energy.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Segunda Sala de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) concedió el primer amparo en contra de Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021, durante la administración actual de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

No conforme con esta resolución, AMLO envió un nuevo proyecto de reforma constitucional energética con el objetivo de desterrar la reforma energética de Peña Nieto y recuperar el fortalecimiento de la CFE.

En medio de la controversia y la incertidumbre del sector energético por la última propuesta de reforma presentada, el consultor independiente, Pedro Resendez, señala las posibles consecuencias negativas que podrían derivarse de dicha iniciativa.

Resendez, quien representa a diversas empresas del sector, se manifesta en contra de la propuesta de AMLO, al considerarla un “retroceso” para México. Aunque reconoce que la nueva propuesta parece respetar la inversión privada, el experto la describe como “incompleta” e “impulsada por conceptos ideológicos en lugar de constitucionales”.

Uno de los puntos críticos resaltados por el consultor independiente es la preferencia otorgada a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como empresa pública, una medida que va en contra de la ley. 

“Despojar a la CFE de su fin de lucro la vuelve menos competitiva. A su vez, otorgarle preferencia sin tener en cuenta costos o impacto ambiental podría convertirla en una entidad subsidiada, lo cual abre las puerta a problemas sustanciales”, explica.

Si bien el especialista asegura que no se logrará la aprobación de esta reforma durante la actual administración por la falta de aceptación de la oposición. afirma que podría aprobarse bajo el próximo gobierno, que se definirá en las elecciones del 2 de junio. 

Ante esa posibilidad, el consultor independiente destaca que podría impactar negativamente en México.

“Las consecuencias son muy graves. La historia de la inversión privada en el sector eléctrico es muy reciente por lo que lograr que el sector vuelvan a tener interés en proyectos renovables con esta legislación será un desafío”, asegura.

En este sentido, advierte que las imprecisiones presentes en la propuesta podrían generar problemas legislativos y de suministro, prolongando apagones, escasez de generación y conflictos sociales por falta de electricidad.

Según él, esta reforma podría afectar la competitividad del país, llevando a la pérdida de tratados con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos. Además, señala que la escasez de energía eléctrica ya no es una teoría en México, sino una realidad, y destaca la necesidad de invertir en las líneas de transmisión y distribución para el éxito de proyectos renovables.

En conclusión, Resendez sostiene que, incluso retomando subastas de largo plazo y fortaleciendo la infraestructura eléctrica para proyectos renovables, el camino hacia la sostenibilidad y el cumplimiento de objetivos internacionales llevará tiempo. 

La incertidumbre en el sector energético mexicano persiste, y la comunidad empresarial espera con cautela el desenlace de esta polémica reforma propuesta por el presidente AMLO.

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La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) se encuentra trabajando en actualizaciones en cumplimiento de la Ley 10.086 para la Promoción y Regulación de los Recursos Energéticos.

Ahora bien, el Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) habría incurrido en “fallos regulatorios” que irían en detrimento de una mayor penetración de energía renovable distribuida.

De acuerdo con William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD), la CDR indujo al error a la ARESEP y la ARESEP tiene que corregirla sí o sí, porque impacta directamente en la definición de tarifas de generación distribuida y desincentiva que se pueda dar un mercado de comercialización de excedentes.

Desde la perspectiva del director ejecutivo de la CGD, se podría categorizar el escenario actual como una “tormenta perfecta” con dos situaciones que van en contra de los avances del sector.

“Por un lado, el castigo tarifario por el error que provocó el CDR en contra de los costarricenses; y, por otro lado, las decisiones equivocadas en las estrategias de compra de excedentes, por parte de las empresas distribuidoras”, puntualizó Villalobos.

Por ello, desde la Cámara de Generación Distribuida ven esta situación como un retroceso, como una involución, que está castigando las decisiones de incorporación de eficiencia energética y energías renovables de cientos de usuarios.

“Las condiciones climáticas no van a esperar los cambios regulatorios, urge con vehemencia que se corrija el fallo regulatorio que hoy está desincentivando y que está lesionando a los usuarios costarricenses”, subrayó William Villalobos.

Medidas en la dirección contraria

El Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), que es el área responsable de hacer las metodologías que aprueba la junta directiva de la ARESEP, decidió incorporar una variable que se llama «consumo natural en la tarifa de acceso».

William Villalobos apunta a que esta variable de «consumo natural», en realidad no es otra cosa más que un castigo a los usuarios residenciales, pero sobre todo a los pequeños productores y empresarios que son pymes, mipymes y todo el sector comercio del país.

¿Por qué? Según explicó Villalobos, la variable del consumo natural lo que hace “es castigar cobrándole al usuario la energía que debió de haber consumido de la red en caso de no tener paneles solares”. Por eso es que, desde la Cámara en Generación Distribuida, sostienen que esto no es otra cosa más que un “impuesto al sol”.

“El impuesto al sol ya fracasó en el mundo. El mejor ejemplo de esto es España en donde una medida de este tipo que lo que hace es castigar los ahorros y castigar a las personas que apuestan por generar su propia electricidad, que es energía limpia y que es energía barata”, indicó el referente de CGD.

Por otro lado, la ARESEP fijó una tarifa máxima para la venta de excedentes y a partir de allí, al ser una tarifa máxima, todas las empresas distribuidoras pueden negociar con los prosumidores un precio de compra mínimo para los excedentes.

“Lo que ha estado sucediendo con varias de las empresas distribuidoras es que la oferta comercial de precios para compra de esos excedentes es realmente ridícula y desincentiva que se pueda dar un mercado de comercialización de excedentes porque están partiendo de premisas y costos que son totalmente equivocados como si la energía no tuviese realmente un valor”, cuestionó Villalobos.

Y es que, el escenario actual en Costa Rica requeriría aún más el apoyo de estas alternativas de generación limpia y baratas, ya que los prosumidores pueden destinar los excedentes de esa energía para ayudarle al sistema eléctrico nacional que en momentos fuerza a que se esté quemando bunker para sostener la demanda nacional y evitar cortes ante el déficit generado por el fenómeno del Niño.

“Ciertamente la generación solar distribuida no le aporta base ni firmeza al sistema pero, en un contexto tan frágil de vulnerabilidad climática, resulta irónico e incomprensible que las empresas distribuidoras en su estrategia comercial no estén optando por precios que resulten razonables y competitivos pero sobre todo justos para adquirir excedentes que podrían estar ayudando a disminuir la factura petrolera que estamos diariamente gastando por quemar térmico en las condiciones actuales”, concluyó William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD).

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En un contexto donde la transición hacia fuentes de energía renovable se vuelve imperativa, la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) presenta propuestas fundamentales para impulsar el sector energético en México, de cara a las elecciones. 

En conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX,  Carlos Aurelio Hernández González, destaca la necesidad de privilegiar el diálogo técnico y colaborativo, independientemente de la afiliación política, para garantizar el progreso sostenible en el ámbito energético.

Una de las principales medidas que propone es retomar las subastas de largo plazo como un medio esencial para alcanzar las metas de energía establecidas y aprovechar las oportunidades derivadas del nearshoring. 

“Si bien el presupuesto público no alcanza para la gran necesidad creciente que estamos teniendo en México para las redes de transmisión y distribución, tenemos que aumentar la generación limpia en nuestro país. Eso se va a dar en la medida en que se privilegie el diálogo”, explica. 

En este sentido, enfatiza que el conocimiento técnico debe primar sobre intereses e ideologías para fomentar inversiones con esquemas eficientes y sostenibles.

Y agrega: “No podemos tener otros 6 años con un mercado eléctrico paralizado, México necesita que ese dinamismo que tienen las empresas se vea reflejado en toda la cadena de valor de la energía”.

En el ámbito de generación distribuida, Hernández González aboga por aumentar la capacidad a al menos un megavatio (MW) en el corto plazo. Esta medida, según él, reduciría las pérdidas de transmisión y distribución, mejorando la calidad de la energía en zonas específicas. 

Además, sugiere establecer reglas claras para la instalación de sistemas de almacenamiento en generación distribuida, ya que las mismas podrían duplicar la capacidad en los próximos seis años.

La propuesta incluye la necesidad de facilitar la participación de pequeñas y medianas empresas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), permitiéndoles liderar la integración de generación distribuida

Además, insiste en la importancia de un distribuidor consciente de los cambios, adaptándose a nuevos modelos de negocio, y aboga por mantener incentivos fiscales para promover la adopción de energías renovables.

Teniendo en cuenta la urgencia de reactivar el desarrollo de nuevas centrales en México debido a que los proyectos de gran escala han estado estancados por años, la mencionada propuesta de elevar el límite de potencia en la generación distribuida se presenta como una solución a corto plazo.

Según el experto, esta permite a las empresas duplicar sus sistemas y adoptar sistemas de baterías, lo que contribuirá a la confiabilidad del sistema y mejorará la calidad de la energía en áreas críticas.

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Buenas noticias para la generación distribuida en Honduras. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) avanza en las definiciones de la retribución de excedentes de energía tras analizar la propuesta de tarifa para la autoproducción brindada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Nuestra meta es publicar la tarifa de autoproductores en la primera revisión trimestral tarifaria que vamos a tener en marzo”declaró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE.

En exclusiva para Energía Estratégica, el comisionado Flores explicó que si bien la meta ideal es publicar estas tarifas durante el próximo mes, esto podría estar sujeto a retrasos debido a los procesos de consulta pública y audiencia vinculados a la publicación oficial.

“Si no se publica en este trimestre, se hará en la segunda revisión. Pero la meta es marzo”, subrayó el comisionado.   

En caso de ser efectiva su publicación en las próximas semanas, Honduras contará con dos tarifas publicadas en marzo: la tarifa que se publica trimestralmente que es la tarifa residencial, comercial e industrial y se adicionará la tarifa de autoproductores.

«La propuesta de tarifas de autoproductores se está diseñando a partir de un modelo de net billing permitido por la regulación vigente», aclaró Flores. Este enfoque busca incentivar la generación distribuida de energía, donde los autoproductores pueden generar electricidad para su propio consumo y vender el excedente a la red eléctrica. 

“Lo importante es que estamos dando la señal económica para que las inversiones se hagan y luego pues lo demás lo vamos a ir revisando en el camino”.  

Entre los desafíos adicionales que identifican desde la CREE. más allá de la implementación de tarifas, Flores indicó la necesidad de realizar estudios exhaustivos sobre la conexión de los autoproductores a la red eléctrica, haciendo referencia a normativas específicas que clasifican a los autoproductores según el nivel de conexión y los excedentes de energía inyectados a la red que aún no han sido compensados.

Además, Flores subrayó que la ley establece claramente que es responsabilidad de las distribuidoras instalar medidores bidireccionales en los hogares de los autoproductores, como se indica en el Decreto 404 del 2013 de la Ley de la Industria Eléctrica.

«Es crucial sentarse con los autoproductores, la Secretaría de Energía y la ENEE para abordar estos desafíos y garantizar que las inversiones adecuadas se realicen en el sector», concluyó Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). 

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La Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (Egehid) impulsa una estrategia sin precedentes para ampliar su parque de generación y almacenamiento energético en República Dominicana. 

El año pasado, Egehid comunicó el avance de 10 desarrollos de tecnologías solares, eólicas e hidrobombeo (ver). Y aquello no sería todo. 

En este inicio de nuevo año, la empresa está trabajando en la repotenciación de sus centrales existentes y además suma un primer gran proyecto para almacenamiento de energía. 

Según adelantó Rafael Salazar, administrador general de Egehid, el proyecto incluiría cuatro acumuladores de 120 MW cada uno, para un total de 480 MW de capacidad de almacenamiento en baterías.  

“Nosotros podemos entrar en ese modelo de negocio, que no lo habíamos visualizado. Está sobre la mesa y estamos explorando entrar en eso”, señaló durante el programa Sol de la Tarde en la estación Sol FM. 

Al respecto, es preciso indicar que la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE) han venido trabajando en la regulación para la incorporación de almacenamiento energético; por lo que, este proyecto podrá enmarcarse en las resoluciones que se han publicado en el último año. 

En exclusiva para Energía Estratégica, Rosa Ruiz Alcántara, presidente del Consejo Directivo de la Egehid, ratificó que se trata del primer proyecto de su tipo para la empresa y destacó su importancia. 

“La EGEHID está comprometida con la generación de energía limpia, renovable y sostenible, con capital netamente estatal. El proyecto de acumuladores de energía se enmarca dentro de uno de los objetivos estratégicos de la empresa: la contribución decidida y sistemática a la estabilización del sistema eléctrico nacional ”, expresó.

Y añadió: “En éste sentido, resulta relevante indicar que cada uno de los proyectos de energía de la EGEHID se formulan y ejecutan atendiendo a una gestión social integral, que implica un desarrollo holístico de las comunidades impactadas. Adicionalmente, la EGEHID está gestionando que sus principales proyectos resulten certificados a nivel internacional, como pioneros en prácticas sostenibles, lo cual es un hito sin precedentes en el país”. 

Es de destacar que este proyecto contribuirá al fortalecimiento del sistema a través de la regulación de frecuencia, optimizando el despacho de energías renovables en las redes. Con lo cual, el plan de expansión de la Egehid atiende transversalmente a las necesidades actuales del mercado eléctrico dominicano.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay continúa con la regularización del servicio a lo largo de todo el país y espera llegar a la meta de que todo el sistema esté conectado, luego de haber concretado cerca de 12000 nuevas conexiones a la red eléctrica nacional.  

Silvia Emaldi, presidenta de UTE, dialogó con Energía Estratégica y explicó cuáles fueron los pasos dados el año pasado, qué se puede esperar para este 2024 y en qué se enfocarán más allá de las licitaciones de renovables ya anunciadas. 

“Avanzamos con el programa “Uruguay 100% Electrificado”, incorporamos cerca de 1100 clientes más a la red nacional en 2023 y alcanzamos los 500 kits solares instalados desde el inicio dado en 2021 y seguimos destinando inversiones para llegar al objetivo”, aseguró. 

El plan tiene el foco puesto en completar el 100% de la cobertura eléctrica en el país bajo un plan previsto a finalizar antes del 2025, año que finaliza el período de gobierno de Luis Lacalle Pou y los kits en cuestión están integrados por cuatro paneles fotovoltaicos, las baterías correspondientes e inversores.

Pero a ello se debe agregar que la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas logró que el 78% de los 1.630.000 clientes de UTE tengan un medidor inteligente para calcular el consumo de una forma más detallada.

“Solamente el año pasado se instalaron más de 300.000 medidores y en 2024 llegaremos al 100% de la medición inteligente en todo Uruguay, lo que implica un desafío de instalar 340.000 medidores más. Será un hito clave porque la medición inteligente dadas sus ventajas para el usuario final”, detalló Emaldi. 

“Tal es así que cada quince minutos llegan las medidas al centro de cómputos de UTE, para que a los 30 días que se facture, esté perfectamente claro y sin errores la facturación, lo que baja los reclamos de los clientes”, complementó.

Y continuó: “Pero a su vez, los medidores inteligentes permiten que todas las actividades de cortes, reconexiones, cambios de potencia y de tarifa se hacen de forma automática desde el sistema de información. Y entonces la digitalización de todos los servicios, desde la atención al cliente hasta las actividades comerciales, brinda mejoras en eficiencia para los clientes y para UTE”.  

Mientras que por el lado de las redes de transmisión, el cierre del Anillo de Transmisión del Norte es el objetivo principal de este año, ya que conectará Tacuarembó y Salto, lo que habilitará dos caminos en la red de alta tensión del país en caso de haber una interrupción, la evacuación de energía de importantes proyectos en el centro del territorio y una mejor integración con los países circundantes para exportar o importar energía.

Lo que significa que se continuarán las inversiones realizadas durante el 2023, considerando que ese año fue el más alto del lustro de la administración actual con aproximadamente USD 283.000.000 en ejecución y que el 70% de las inversiones están destinadas a permitir la mayor conectividad eléctrica.

Movilidad sustentable

El avance de la movilidad eléctrica es otro de los ejes que remarcó la presidenta de UTE, a tal punto que pronto esperan alcanzar el objetivo de 300 puntos de carga instalados (ya hay 285 cargadores), de los cuales aproximadamente 100 son de carga rápida.  

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Colombia apunta a convertirse en potencia mundial en la generación de energía a través del hidrógeno en sus diversas fuentes y en especial en lo referente a la producción de hidrógeno verde y blanco, es por ello que esta travesía la inicia el país con la expedición de la Ley 1715 de 2014 la cual tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, trae las primeras definiciones del hidrógeno Azul, Blanco y Verde y crea Incentivos para la generación de energía eléctrica con fuentes no convencionales (FNCE)[1], tales como la deducción del 50% de la inversión en la declaración de renta, la exclusión del IVA en equipos, la exención arancelaria y la depreciación acelerada de los activos.

La anterior ley fue reglamentada en algunos apartes a través del Decreto 829 de 2020 y de esta manera se establecieron los lineamientos para solicitar los beneficios tributarios a que se hace referencia en la ley.

Siguiendo por este camino, el Gobierno Nacional expidió la “Hoja de ruta del Hidrógeno”, en la cual se establecieron cuatro (4) ejes de actuación sobre los cuales se han definido una serie de medidas e instrumentos orientados a garantizar el correcto desarrollo del mercado del hidrógeno de bajas emisiones, tales como: 1) Habilidades jurídicas y regulatorias, 2) Instrumentos de desarrollo de mercados, 3) apoyo al despliegue de infraestructura y 4) Impulso al desarrollo tecnológico de industrial.

Con la expedición de la Ley 2099 de 2021 “por medio de la cual se dictan disposiciones para la transición energética, la dinamización del mercado energético, la reactivación económica del país y se dictan otras disposiciones”, trae nuevas definiciones tales como “Hidrógeno Verde: Es el hidrogeno producido a partir de Fuentes No Convencionales de energía Renovable, tales como la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, el calor geotérmico, la solar, los mareomotriz, entre otros; y se considera FNCER” y “Hidrógeno Azul: Es el hidrogeno que se produce a partir de combustibles fósiles, especialmente por la descomposición del metano (CH4) y que cuenta con un sistema de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS), como parte de su proceso de producción y se considera FNCE”, así como también hace extensivo la aplicación de los beneficios tributarios definidos en la Ley 1715 de 2014 al hidrógeno verde y azul y declaró de utilidad pública los proyectos destinados a la prestación del servicio público de generación, transmisión o distribución de energía, lo cual implica que se pueda decretar la expropiación de los bienes o derechos que sean necesarios para tal efecto.

La anterior norma, también previó que “el Ministerio de Minas y Energía promoverá la reconversión de proyectos de minería e hidrocarburos que contribuyan a la transición energética. Para este propósito, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Minería podrán diseñar mecanismos y acordar condiciones en contratos vigentes y futuros que incluyan e incentiven la generación de energía a través de Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE), el uso de energéticos alternativos, y la captura, almacenamiento y utilización de carbono”.

Razón por la cual el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos expidió el Acuerdo No. 6 del 28 de septiembre de 2023, mediante el cual se establecen criterios para la administración de contratos y convenios de hidrocarburos con el fin de incentivar la exploración de hidrocarburos e impulsar el proceso de Transición Energética Justa y determinó los criterios para la reconversión de los contratos de yacimientos no convencionales – YNC y la destinación de hasta un cincuenta por ciento (50%) de inversión remanente para la generación de energía a través de fuentes no convencionales de energía (FNCE)

Así mismo, la Ley 2169 del 22 de diciembre de 2021 ratificó la declaratoria de utilidad pública e interés social los proyectos y/o ejecución de obras para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde, lo cual trae como consecuencia la aplicación de los efectos señalados en la Ley 56 de 1981, esto es las medidas de expropiación anteriormente reseñada.

A través del CONPES 4075 del 29 de marzo de 2022, se trazó la política de transición energética, cuyo objetivo general busca “Consolidar el proceso de transición energética del país a través de la formulación e implementación de acciones y estrategias intersectoriales que fomenten el crecimiento económico, energético, tecnológico, ambiental y social del país con el fin de avanzar hacia su transformación energética”.

Con la expedición del Decreto 895 del 31 de mayo de 2022 se reglamentó los beneficios tributarios para proyectos de hidrógeno verde y azul, que corresponde a  al declaración de renta el 50% de la inversión realizada a parir del año gravable siguiente a la operación; exclusión de IVA en equipos; exención arancelaria y la depreciación acelerada de activos.

Ahora bien, para acceder a los beneficios tributarios la UPME expidió el 12 de agosto de 2022 la Resolución 319 por medio de la cual estableció los requisitos y procedimientos para la evaluación de las solicitudes para la emisión de certificados que permitan acceder a los beneficios tributarios para hidrógeno verde y azul.

El Gobierno Nacional con la expedición del Decreto 1476 del 3 de agosto de 2022 determinó los mecanismos, condiciones e incentivos para promover el desarrollo local, la innovación, investigación, producción, almacenamiento, transporte, distribución y uso del hidrogeno destinado a la prestación de servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y descarbonización de sectores como transporte, gas, hidrocarburos, minería e industria, estableció que el hidrógeno será considerado un vector energético usado para almacenamiento energético, como combustible o insumo industrial, y definió los proyectos de hidrógeno verde y azul.

Posteriormente con el Decreto 1537 del 4 de agosto de 2022 se reglamentó el trámite para la expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social de los de los proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como proyectos y/o ejecución de obras para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde.

La Ley 2294 del 19 de mayo de 2023 Plan Nacional de Desarrollo, definió nuevamente el hidrógeno verde y blanco como: “Hidrógeno Verde: Aquel producido a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, tales como la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, el calor geotérmico, la solar, los mareomotriz, entre otros; y se considera fuentes no convencionales de energía renovable -FNCER- . También se considerará hidrógeno verde el producido con energía eléctrica autogenerada a partir de FNCER y energía eléctrica tomada del sistema interconectado nacional -SIN-, siempre y cuando la energía autogenerada con FNCER entregada al SIN sea igual o superior a la energía tomada del SIN; para este último caso, el Ministerio de Minas y Energía establecerá el procedimiento para certificar este balance a partir de los sistemas de medida ya establecidos en la regulación”. Y el “Hidrógeno Blanco: Es el hidrógeno que se produce de manera natural, asociado a procesos geológicos en la corteza terrestre y que se encuentra en su forma natural como gas libre en diferentes ambientes geológicos ya sea en capas de la corteza continental, en la corteza oceánica, en gases volcánicos, y en sistemas hidrotermales, como en géiseres y se considera FNCER”.

El ministerio de Minas y Energías a través de la Resolución No. 40234 de 2023, resolvió delegar en la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, “la elaboración de los insumos y el apoyo necesario para la continuidad en la formulación y diseño de la política pública a cargo del Ministerio de Minas y Energía, de los siguientes recursos energéticos: geotérmica, energía eólica e hidrógeno, captura, almacenamiento y uso de carbono (CCUS); así como también las alternativas geológicas para el almacenamiento subterráneo de Dióxido de Carbono (CO2), a través del aprovechamiento de Fuentes No Convencionales de Energía – FNCE”. Y para tal efecto ambas entidades suscribieron el documento complementario del convenio interadministrativo GSC-314 de 2023.

Por ultimo tenemos el Decreto 2235 de 2023 por el cual se adiciona el Decreto 1073 de 2015, el artículo 235 de la Ley 2294 de 2023 en lo relacionado con proyectos de hidrógeno blanco y establece las condiciones y lineamientos generales para la implementación de proyectos de Hidrógeno Blanco en el País.

Lo anterior constituye una breve recopilación de las normas expedidas por las autoridades gubernamentales de Colombia, para la puesta en marcha de proyectos de generación de energía a base de hidrógeno y de esta manera contribuir con la ruta de transición energética para la descarbonización del medio ambiente trazada por el Gobierno Nacional.

De este modo Colombia se constituye en un referente en la regulación del hidrógeno como fuente no convencional de energía en Latinoamérica, estableciendo beneficios tributarios para el desarrollo y puesta en marcha de los proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica a través del hidrógeno y garantizando la autogeneración y el consumo de la misma en el país.

[1] Ley 1715 de 2014, “ARTÍCULO 5. Definiciones, numeral 16. Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCE la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME.”

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En el corazón de la crisis ambiental que enfrenta la humanidad, las mujeres están desempeñando un papel crucial en los esfuerzos para abordar los problemas ambientales.  Este papel que a menudo pasado por alto, no solo tiene un impacto en el ámbito ambiental, sino también en el social, político y económico. 

En reconocimiento a estas contribuciones, el Tecnológico de Monterrey otorga desde hace más de una década el Premio Mujer Tec, destacando las historias, trayectorias, aportes y talento de mujeres que han impactado positivamente en la sociedad.

Una de las destacadas ganadoras de los Premios Mujer Tec 2024 en la categoría de Medio Ambiente es Juana Isabel Méndez Garduño, una investigadora comprometida con la transición energética en México. 

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Méndez Garduño comparte su experiencia y conocimientos sobre energías limpias, destacando la importancia de fortalecer la participación femenina en la construcción de un futuro más sostenible y resiliente.

«Me siento muy orgullosa y contenta de recibir este reconocimiento porque me emociona saber que se apoyan las investigaciones y estrategias referentes a la transición energética», expresa Méndez Garduño. Su entusiasmo refleja la necesidad de avanzar hacia soluciones sostenibles y la urgencia de incluir a las mujeres en la industria energética.

La investigadora subraya la importancia de aumentar la visibilidad y participación de las mujeres en el sector: “Aunque ha habido un incremento del 40% en la participación de mujeres empleadoras de 2012 a 2021, aún persiste una cifra desafiante: solo 1 de cada 7 empleadores es mujer”. 

De esta forma, la especialista enfatiza en la necesidad de impulsar campañas que empoderen a las mujeres en la sustentabilidad y trabajar hacia una mayor equidad de género, especialmente en áreas como la ingeniería.

En cuanto a las acciones concretas para promover la inclusión de género y la descarbonización, Méndez Garduño comparte varias iniciativas en marcha. 

“Dentro del Tecnológico de Monterrey, se invita activamente a las mujeres a participar en propuestas de investigación para fomentar su crecimiento. Además, se busca la colaboración con docentes y académicas, con el objetivo de lograr una mayor equidad en publicaciones y fondos”, detalla.

Entre los proyectos de éxito, Méndez Garduño menciona consultorías con el sector de la construcción para optimizar recursos y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. También están trabajando en la expansión de la educación en energías renovables, a través de módulos educativos y la creación de un libro destinado a la sociedad en general.

En su tesis doctoral en colaboración con la Universidad de California en Davis y Berkeley, la referente del sector identifica estrategias para ahorrar energía y reducir emisiones. Por ejemplo, reducir un grado centígrado de enfriamiento en verano podría traducirse en un ahorro significativo del 6% en la facturación anual y, por ende, en la reducción de emisiones de CO2.

En este sentido, la ganadora del Premio Mujer Tec subraya la importancia de seguir apoyando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y buscar la manera en que México pueda continuar atrayendo fondos internacionales para la descarbonización. A su vez, destacó el trabajo de FONADIN, una entidad gubernamental que trabaja directamente con comunidades para mejorar la eficiencia energética en los hogares y reducir las emisiones de carbono.

Como parte de sus esfuerzos por crear ciudades inteligentes, Méndez Garduño y su equipo publicaron un libro que aborda cómo transformar las ciudades, mejorando la calidad de vida de la población. Este enfoque innovador utiliza a los ciudadanos como sensores para optimizar procesos y beneficiar a la sociedad en su conjunto.

En síntesis, Méndez Garduño, a través de su trabajo incansable y su compromiso con la transición energética, demuestra que las mujeres desempeñan un papel esencial en la construcción de un futuro más sostenible.

Su labor y la de otras mujeres destacadas en el Premio Mujer Tec 2024 son testimonios de la importancia de reconocer y apoyar las contribuciones femeninas en la búsqueda de soluciones para los desafíos ambientales que enfrenta nuestro planeta.

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Vector Renewables, destacado gestor de activos en proyectos de energía renovable, almacenamiento y proyectos de hidrógeno, ha sido seleccionado por la compañía internacional de origen griego MYTILINEOS, para proporcionar la Gestión Técnica de Activos de una cartera de proyectos solares fotovoltaicos ubicada en el norte de Chile. Con este nuevo contrato, ambas empresas fortalecen su relación comercial, colaborando para seguir avanzando en la transición energética del país.

La cartera de proyectos consta de cuatro proyectos de energía solar fotovoltaica, con una capacidad total de 588 MW. Uno de ellos se inauguró en diciembre de 2023 y los otros tres ingresarán en fase de operación próximamente. Las centrales se desplegarán a lo largo del norte de Chile, aprovechando el recurso único en la zona con la mayor radiación solar del mundo. “Doña Antonia” (Coquimbo), “Tocopilla” (Antofagasta), “Tamarico” (Atacama), y “Willka” (Arica y Parinacota), son los nombres de los proyectos que conforman este portafolio. Estos proyectos serán los primeros proyectos solares en Latinoamérica de MYTILINEOS, que además, integrarán sistemas de baterías para almacenamiento.

Bajo el marco de este contrato, Vector Renewables acompañará a MYTILINEOS proporcionando una amplia gama de servicios que incluyen -entre otros- análisis y monitoreo del rendimiento, supervisión de O&M, gestión energética de los activos, visitas periódicas a las plantas e informes técnicos sobre el rendimiento.

Patricia Dárez, country manager de Vector Renewables Chile y líder de esta nueva alianza en el país, señaló que “es emocionante poder apoyar a un jugador internacional como MYTILINEOS en esta región que tiene un potencial de crecimiento exponencial y, especialmente, en un momento crucial para la transición energética. Los equipos de ambas compañías ya han trabajado juntos en otros países y ha sido una combinación exitosa.”

En relación con este nuevo acuerdo, Juan Pablo Toledo, Country Manager de MYTILINEOS en LATAM, destacó la importancia estratégica de esta colaboración al afirmar: “Como empresa estamos apoyando el crecimiento en todas las regiones en las que operamos, buscando ser un referente en innovación, desarrollo y comercialización de energía. Este portafolio en particular tiene una relevancia significativa para nosotros, ya que no solo abarca cuatro regiones de Chile, contribuyendo al desarrollo local de esos territorios, sino que también es nuestra primera inversión para proyectos propios en Latam. Estamos plenamente convencidos que la colaboración con Vector Renewables, a cargo de la gestión de nuestros activos en el país, constituirá un gran apoyo para alcanzar con éxito nuestras metas de desarrollar proyectos sostenibles y eficientes”.

Según el último informe de la Asociación Chilena de Energía Renovable y Almacenamiento (ACERA), Chile cuenta actualmente con más de 13.4 GW de capacidad instalada de energía renovable no convencional, con 4 GW de energía eólica y más de 7.7 GW de energía solar fotovoltaica. El objetivo del país es alcanzar el 80 % de la generación de electricidad con fuentes renovables en 2030 y lograr la meta del 100 % de emisiones netas cero en 2050.

Con este contrato, Vector Renewables consolida la posición de su filial chilena, donde alberga una destacada trayectoria en la prestación de servicios de gestión de activos y asesorías técnicas. Así, continúa su compromiso con desarrollar energías renovables prestando servicios de gestión de activos en la primera inversión para proyectos propios en Latam de MYTILINEOS, contribuyendo al proceso de transición energética del país.

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BLC Power Generation, una de las empresas del grupo BLC Global, líder en monitorización, control y gestión de activos de generación de energía renovable en América Latina, llegó a Estados Unidos desarrollando un sistema de gestión de energía Optimum PG – EMS para el campus Thomas Aquinas College en California.

El proyecto representó la llegada a un mercado clave para la empresa, la Microred del campus que gestiona Optimum PG – EMS está compuesta por un sistema de almacenamiento de energía de última generación de 3 MWh, un array de tres microturbinas generadoras de 650 Kv cada una, alimentada a gas y una planta de generación solar fotovoltaica.

BLC Power Generation, tuvo un rol fundamental en el proyecto gracias a su producto. El sistema proporciona la inteligencia para controlar y gestionar de manera eficiente las operaciones de la Microred híbrida. Este permite supervisar, controlar y gestionar toda la energía del campus mediante una retroalimentación dinámica de la generación de energía distribuida de distintas tecnologías y las cargas que participan en la misma.

“El trabajo en conjunto realizado con importantes empresas líderes del sector es un reconocimiento a la calidad de nuestros servicios y a la capacidad de integración tecnológica que brindamos desde la compañía. Podemos afirmar que nuestras soluciones están a la altura de las últimas tecnológicas del mercado” expresó Martín López Director de Operaciones y agregó “Este proyecto nos permite validar el modelo global de operaciones que estamos llevando adelante”. Andrés Mac Guire, Gerente de Proyecto, por su parte manifestó “Fue una oportunidad de trabajo enriquecedora, una gran experiencia para nuestro equipo y nuestro crecimiento como empresa trabajar junto a estas compañías internacionales”.

El proyecto contó con la participación de empresas de renombre mundial como Tesla y Capstone Green Energy. Tesla fue responsable de proporcionar los sistemas de almacenamiento de energía, mientras que Capstone proporcionó las microturbinas generadoras de gas que se utilizaron para complementar la generación renovable. Estos activos gestionados con Optimum PG- EMS redujeron el coste de generación y optimizaron el funcionamiento de la Microred, otorgando al Thomas Aquinas College un significativo ahorro económico.

“Estamos muy contentos de haber llegado a Estados Unidos, este hito en la historia de BLC Power Generation nos permitirá continuar acompañando la transición energética global” cerró Sebastián García, Director Comercial de BLC Power Generation.

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El gobierno de Paraguay continúa trabajando en la diversificación de la matriz eléctrica y se espera que pronto se lance públicamente la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico en Chaco Central. 

“El pliego de la licitación solar estará listo en el primer cuatrimestre del año. Es lo que está previsto, ya que se trabaja intensamente con la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) y nos asesora el Banco Mundial”, reconoció Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“La licitación es la voluntad del presidente, como también atraer la industria cautiva para mejorar la calidad de energía y el propio desarrollo económico que acarreará el avance del parque solar”, agregó. 

La central en Chaco Central tendrá 100 MW de capacidad, pero no se descarta la posibilidad de ampliarla en el futuro o de replicarla gradualmente en la medida que el país tenga necesidad de atender la demanda en el futuro. 

En principio sólo la ANDE tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 (fomento a las ERNC no hidráulicas) le permite a la Administración adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de contratos PPA de hasta 15 años de duración. 

“La reglamentación de la ley era un eje prioritario, ya que nos permitirá diversificar la matriz de generación energética y prepararnos para el futuro de toda la demanda eléctrica. Somos conscientes de que debemos diversificar la matriz energética y utilizar todos los recursos naturales. Buscamos la seguridad energética y no perder la condición de país con el sello de excedente de energía renovable”, señaló Bejarano. 

Además, marcó que hay “gran expectativa” de que se concrete la inversión privada, considerando que ya hubo consultas de empresas de distintos países que tienen la intención de invertir en Paraguay, por lo que anticipó que habrá una segunda fase de la reglamentación que habilitará la venta de energía a la ANDE o un concesionario como “otro canal viable para los generadores”.

Mientras que con normativa vigente también está la posibilidad de exportar energía renovable no convencional, siempre y cuando haya capacidad de transmisión disponible y toda vez que resulte adjudicado en el concurso de precios realizado por la ANDE para la asignación de la capacidad de transporte a ser utilizada.

“Donde más se ve la intención de exportar ERNC es con pequeñas centrales hidroeléctricas, las cuales estamos puliendo en otro proyecto ley que ya tiene media sanción en Diputados. La ley anterior (N° 3009/2006) era engorrosa en el otorgamiento de licencias, pero estamos empeñados en mejorar la normativa, con lo cual en el corto plazo estará vigente y seguramente la reglamentaremos con mayor agilidad”, aclaró el viceministro de Minas y Energía de Paraguay. 

“Posteriormente haremos una tercera fase de la reglamentación de la ley para que la construcción pública tenga un componente importante de porcentajes de autogeneración ERNC. Será una tarea de conciliación con las leyes de alrededor de 250 municipios del país para que la normativa sea efectiva y tengamos el aporte de nuevas fuentes de generación”, concluyó. 

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Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía de Argentina, dio a conocer que el gobierno tomará medidas en el corto plazo para favorecer las inversiones que permitan bajar el costo de generación, como también para que los usuarios finales no sientan un fuerte impacto del sinceramiento de tarifas de gas y electricidad.

“Ante la situación de emergencia, nos vimos obligados a tomar medidas como la recomposición de los sistemas para atraer inversiones en generación de energía, en transporte y distribución, considerando que las redes están colapsadas y la demanda crece en los centros de consumo y no tenemos la capacidad de buscar la generación eficiente donde están los recursos más eficientes como el sol, el viento o el gas” afirmó. 

“Estamos en un proceso de recomposición del sector. Primero debemos fortalecer la autosuficiencia económica – financiera y una vez comience a funcionar y se den las señales adecuadas de precio, habrá muchos espacios con las nuevas reglas que estableceremos en el transcurso de este mes para un funcionamiento competitivo en materia de generación”, agregó  durante una entrevista de Radio Mitre. 

“Por ello habrá posibilidades de invertir en generación y transporte eléctrico. Con el proyecto de Ley Ómnibus proponíamos muchas cosas para que el sector energético sea para el despegue y crecimiento de Argentina”, continuó. 

Es que el gobierno de Javier Milei anticipó giros en la política energética argentina mediante una serie de decretos o resoluciones que permitan “adecuar” el marco regulatorio del sector energético. 

Uno de los principales puntos energéticos en el proyecto de Ley Ómnibus era la creación de un mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en cada sector y subsector de la economía argentina, con participación de las empresas privadas, el sector público y de otros organismos para cumplir con el Acuerdo de París y el reciente compromiso asumido en la 28a Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 28).

Sumado a que se buscaba “adecuar” el marco regulatorio de la energía eléctrica (Leyes N° 15.336 y N° 24.065) con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación de tal mercado, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales. 

Sin embargo, la iniciativa no logró avanzar en la Cámara de Diputados en lo particular, por lo que el oficialismo solicitó que el proyecto vuelva a comisiones, dejó sin efecto la aprobación general y todo parece indicar que el proyecto de ley no continuará (o no al menos el mismo presentado en el Poder Legislativo), sino que varias reformas se harán a través de decretos. 

Esta situación y declaraciones Eduardo Rodríguez Chirillo se dieron en un contexto en el que el gobierno prevé recortar subsidios y sincerar y segmentar las tarifas energéticas, a fin de que éstas poco a poco reflejen el costo real del suministro (de acuerdo al funcionario hoy sólo denotan el 45% del precio mayorista). 

Es por ello que el titular de la cartera energética de Argentina indicó que el Poder Ejecutivo se enfocará en la eficiencia energética y en planes destinados al sector comercial del país, los cuales estarán a cargo de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

“Hablamos de uso responsable del consumo y el gobierno instrumentará programas de eficiencia energética con apoyo del Banco Mundial. Ayudaremos para que se promueva y se ayude con financiamiento para que las PyMEs o comercio reconviertan sus equipamientos eléctricos para tener mayor eficiencia y, por tanto, ahorros”, subrayó Rodríguez Chirillo. 

“La tarifa es el pilar fundamental a partir del cual funciona el sistema y atraemos inversiones, porque el sector energético tiene un potencial energético para crecer y será la base para el crecimiento de otros sectores”, insistió. 

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La Asamblea Nacional de Nicaragua aprobó la Ley para la Certificación de Permisos y Autorizaciones Ambientales, este 15 de febrero con voto unánime (ver). Y, a partir de ahora, los trámites ambientales deberán ser certificados por la Procuraduría General de la República (PGR). 

Si bien se argumenta que la medida persigue el fin de contribuir a la protección del ambiente, la seguridad jurídica de la población y la sostenibilidad de los recursos naturales, desde el sector privado lo reciben como una barrera de peso para viabilizar nuevos proyectos. 

Y es que no solo sería una etapa adicional a los trámites previos a la construcción de los proyectos. Mucho se sabe y poco se dice.  

“Las opiniones en el sector son de “espanto”; puesto que, estamos en una profunda crisis política y económica. El país necesita atraer la inversión, no lo contrario”, señaló un profesional del mercado local. 

En este contexto, Nicaragua pone nuevamente en jaque a las nuevas inversiones de energías renovables privadas, exponiendo a aquel que no obtenga su certificación del PGR a riesgos en materia administrativa, civil o hasta penal.  

“La Procuraduría General de la República, otorgará Certificación Ambiental sobre los permisos o autorizaciones que el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA), emite conforme la clasificación establecida en el Decreto N° 20-2017 «Sistema de Evaluación Ambiental de Permisos y Autorizaciones para el Uso Sostenible de los Recursos Naturales»; certificación ambiental que es de obligatorio cumplimiento para que el beneficiario inicie sus obras, so pena de las responsabilidades administrativas, civiles y penales”, indica la iniciativa legislativa aprobada. 

Y aquello no sería todo. Además, se profundiza el control e investigación interinstitucional que podría hasta contar con participación policial, en caso de que se requiera.  

“Para la Certificación Ambiental, la Procuraduría General de la República requerirá al MARENA e instituciones públicas pertinentes, la información y colaboración que considere necesaria; así mismo, para realizar las verificaciones o inspecciones, podrá auxiliarse de las autoridades de la Policía Nacional”, añade el documento. 

Aquello refuerza la idea de que este nuevo paso en tramitología no merece a asuntos ambientales que ya son verificados por el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA). 

“Si algo había que mejorar a lo interno debía mejorarse pero no aumentando trámites, sino mejorando los análisis de los ya existentes”, consideró el referente consultado que insistió en su anonimato. 

Y añadió: “Los usuarios desde el de a pie hasta los de más poder adquisitivo desean trámites ágiles y eficientes. Las inversiones han sido bajas y este tipo de medidas se perciben como excesivas y demoradas”.

Esta medida podría ir en detrimento de las inversiones en energías renovables que, de acuerdo con Climatescope 2023, estaban repuntando. 

“La inversión en energías limpias en Nicaragua fue de alrededor de $37 millones en 2021, un aumento del 1661,9% respecto a 2019 ($2,1 millones)”, señala el reporte. 

Por lo que, el profesional consultado concluyó: “Aún no han publicado cuánto le costará al inversionista este nuevo trámite. Pero sabemos que tiempo es dinero. Sin duda tendrán un efecto negativo”. 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Iberdrola México y México Infrastructure Partners (MIP) han firmado el acuerdo vinculante en junio pasado, por el que el fideicomiso liderado y gestionado por MIP adquiere el 55 % del beneficio bruto de explotación (ebitda) de Iberdrola en el país, incluyendo los contratos asociados y los más de 410 empleos relacionados. 

La eléctrica conservará 13 plantas, toda su actividad con clientes privados y su cartera de proyectos renovables para seguir incrementando sus activos eólicos y solares en el país en los próximos años.

A través de un comunicado la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece o Comisión) informó el jueves pasado que sujetó al cumplimiento de condiciones la autorización de la operación originalmente notificada por Mexico Infrastructure Partners FF, S.A.P.I. de C.V. (MIP) y el Fondo Nacional de Infraestructura (FONADIN) para comprar 13 plantas de generación de energía eléctrica a Iberdrola Generación México, S.A. de C.V. y sus subsidiarias (Operación). 

“El cumplimiento de estas condiciones garantizará que la competencia económica del mercado de generación eléctrica no se vea afectada. Las condiciones impuestas por el Pleno de la Comisión obligan a los compradores a: operar las plantas de generación objeto de la Operación de manera independiente en el mercado, y evitar intercambios de información sensible o estratégica entre competidores”, destacó.

De tal manera, para garantizar que las plantas de generación eléctrica funcionen de manera autónoma e independiente, se impuso, entre otras condiciones, que FONADIN o sus partes vinculadas en la Operación reduzcan y mantengan su inversión en un máximo de 51%, lo cual debe concretarse en un plazo de 24 meses. 

Además, exigió controles y mecanismos para una operación independiente y sin conflicto de intereses. Por ello, se solicitó que en el órgano de gobierno no haya ex-empleados de CFE. 

«Los directivos y personas encargadas de la operación de las plantas de generación eléctrica deberán abstenerse de tener cargos en algún otro competidor; sumado a que no podrán ser designados aquellos que fueron servidores públicos en los últimos 4 años», señala el comunicado.

Paradójicamente, el fallo de COFECE fue celebrado en la mañanera del viernes 16 de febrero por el propio presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) :“Fue un avance, agradecemos al Cofece porque fue un gran paso. Yo no esperaba que aprobaran”.

Si bien se comprometió a cumplir con las condiciones impuestas por el organismo, aprovechó para arremeter una vez más contra el regulador antimonopolios:  “Ayer la Cofece autorizó la compra e impuso limitaciones de que las plantas no pasen a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), porque si no la CFE se convierte en un monopolio, ese es el argumento o la excusa, entonces vamos a idear un mecanismo para cumplir con la Cofece, que espero que no dure mucho”.

A su vez, luego de reconocer la discrepante relación entre Iberdrola y el gobierno en el pasado, el presidente agradeció a la compañía por cumplir con lo pactado y se comprometió a realizar la compra el próximo 26 de febrero.

“En el pasado, se compraron plantas de una empresa española, Iberdrola, porque era, es una empresa predilecta de los gobiernos neoliberales de México y se le daban muchas facilidades. Iberdrola tenía muy buenas relaciones con políticos del más alto nivel”, explicó.

Y añadió: “Me había yo peleado con el señor de Iberdrola y ya cuando firmamos el acuerdo me di un abrazo con él, porque yo estoy aquí para buscar el beneficio del pueblo, no estoy aquí para pelearme y dicho sea de paso se portaron bien y vamos a pagarles el 26 de este mes”.

Buena repercusión del fallo del COFECE

Cabe destacar que las condiciones impuestas por Cofece fueron entendidas como una muy buena noticia para el sector energético ya que confirma que, a pesar de los intenciones del actual presidente, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) no será ni propietaria ni operadora de las centrales que el gobierno comprará a Iberdrola.

En conversaciones con Energía Estratégica, el reconocido experto del sector Carlos Flores brinda su visión al respecto: “La COFECE es la autoridad mexicana en materia de competencia, su objeto es proteger al mercado de prácticas monopólicas. En ese sentido, no sorprende que haya puesto condicionantes a la adquisición pues se asegura que no se cree un jugador preponderante en el mercado eléctrico”.

Y agrega: “ El presidente López Obrador pretendía crear una figura con un inmerecido poder de mercado y lo que consiguió fue crear dos empresas con un poder importante. Ha intentado forzar que la CFE obtenga un papel primordial que no se ha podido ganar compitiendo. Eso fue lo que bloqueó COFECE”, explica.  

De esta forma, este hito es entendido como un rotundo fracaso para el presidente que quería darle mayor preponderancia a CFE y una victoria para el sector energético mexicano porque se garantizan los principios de libre competencia.

Otro fracaso para @lopezobrador_ en el sector eléctrico.

La autoridad en materia de competencia confirmó que @CFEmx no fue, es, ni será la propietaria de las centrales que el gobierno comprará a Iberdrola.

Nunca hubo la «nacionalización» que quisieron hacer creer.

Hilo🧵… https://t.co/7E3J8IsjOL

— Carlos Flores (@ingcarlosflores) February 16, 2024

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 18 de enero la sesión de la Comisión Permanente del Congreso de la República aprobó el primer texto sustitutorio de los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374, dirigidos a promover el uso del hidrógeno verde como combustible y vector energético.

No obstante, el jueves 15 de febrero esta iniciativa fue objeto de una segunda votación, conforme lo estipula el artículo 78 del Reglamento del Congreso, en donde los congresistas llamaron a un cuarto intermedio para cambiar la definición de hidrógeno verde del texto sustitutorio del proyecto de ley que fomenta la investigación, producción, transporte, distribución, comercialización, exportación, almacenaje, acondicionamiento y uso del hidrógeno verde.

De esta forma, se aprobó la decisión de modificar la definición del hidrógeno verde y una vez aplicados los cambios se someterá a una segunda votación para poder dar luz verde a este proyecto de ley.

Cabe destacar que expertos del sector e instituciones como la Asociación Peruana de Energía Renovables (SPR) ya habían advertido este error conceptual en la definición adoptada en el proyecto de ley en la cual se califica como “un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”.

En efecto, la Asociación explicó a través de un comunicado: “Esta afirmación contiene una grave inconsistencia con la definición mundial de hidrógeno verde, el cual se produce a través de la electrólisis del agua utilizando energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero, lo que lo distingue de otras formas de hidrógeno que se obtienen a partir de fuentes no renovables”.

Si bien la SPR está a favor de promover la implementación del hidrógeno verde en múltiples sectores de la matriz energética peruana, considera que debe modificarse el proyecto de ley porque no define al hidrógeno verde de forma correcta, lo cual puede traer implicancias negativas a futuro.

Bajo esta premisa, en la sesión, el congresista Eduardo Salhuana comunicó que se reunió con el flamante ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho y vice ministros, quienes le transmitieron la mencionada preocupación en torno al proyecto de ley.

«Los técnicos de energía y minas advirtieron que la definición de hidrogeno verde que se aprobó en la primera votación por figurar el texto sustitutorio no era  la misma que la del pre dictamen inicial. Se han modificado algunos términos y la definición de hidrógeno verde no es la correcta en términos científicos ni técnicos«, destaca Salhuana.

A su turno, el congresista José Cueto agregó: «La definición no está acorde porque abre la posibilidad a otros elementos como el gas natural, que emite carbono y no estaría contribuyendo a reducir las emisiones como el hidrógeno verde. Ese cambio de definición nos ha generado dudas. Por ello, llamamos a cuarto intermedio solamente para regresar a la definición inicial que está mejor elaborada».

De esta forma, el presidente de la Comisión de Energía, Segundo Quiroz Barboza, coincidió con sus pares y llamó a una segunda votación: «Queremos que el proyecto se ejecute de la mejor manera por eso abrimos debate para mejorar el texto. Esta decisión legislativa abre camino a un futuro energético más sostenible y competitivo, promoviendo activamente el uso de hidrógeno verde como combustible».

En este contexto, en conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de la SPR, Brendan Oviedo, se manifestó a favor de la decisión adoptada por los congresistas y espera que una vez realizados los cambios pertinentes se pueda aprobar esta nueva legislación en favor del hidrógeno verde.

Además, se mostró a favor de la actitud del nuevo ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, y llamó a que se sienten las bases para la aprobación de otro proyecto de ley clave para promover las energías renovables que está en discusión en Perú: «Su mensaje ha sido positivo a favor del destrabar proyectos de inversión. Con ello, esperamos que continuaría y fortalecerá el apoyo al proyecto de ley que se encuentra en el Congreso aprobado con dictamen en mayoría y que busca crear bloques horarios y separar potencia y energía».

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), órgano técnico del Ministerio de Energía y Minas (MEM), como regulador del subsector eléctrico tiene entre sus objetivos emitir normas técnicas y fiscalizar su cumplimiento en congruencia con prácticas internacionales aceptadas. 

Es de destacar que durante 2023, la CNEE trabajó nueva normativa para agilizar los procedimientos y reducir los tiempos de conexión y uso de las instalaciones de transmisión en el mercado mayorista; así como en distribución, resolvió ajustes tarifarios y emitió normas técnicas para el servicio de carga de vehículos eléctricos.

Respecto a la actualización de la norma técnica de conexión, esta tuvo su origen en la revisión del marco regulatorio para la conexión y uso de las instalaciones del sistema de transmisión destinadas al Servicio de Transporte de Energía Eléctrica –STEE-. Según precisaron desde la CNEE el principal beneficio fue la simplificación del procedimiento, reduciendo los pasos en un 50%, disminuyendo los tiempos de conexión a menos de 80 días (con opción de modificar los tiempos cuando existe acuerdo entre partes), así como la unificación de aceptación y fijación de peajes, y la implementación de un procedimiento oral para resolver discrepancias. 

Por su parte, para movilidad eléctrica se impulsó la norma para el servicio de carga de vehículos eléctricos para que impacte positivamente en la prestación de un servicio confiable y seguro, la aplicación de estándares internacionales y el libre acceso para los proveedores del servicio de carga. 

Las tareas de actualización normativa se retomaron en el inicio del 2024 y ya en este mes de febrero se aprobó la modificación a la Norma de Coordinación Operativa No. 4 -NCO 4-, «Determinación de los criterios de calidad y niveles mínimos de servicio» (ver) para participantes del mercado mayorista. Y aquello no sería todo. 

Además, este año, en adición a todas las actualizaciones normativas, la CNEE también ha trabajado en la aprobación de nuevas obras para el fortalecimiento del sistema eléctrico. 

Se destacan la aceptación de la ampliación de la capacidad de la subestación Coatepeque II y línea de transmisión Coatepeque (ver), varias obras que forman parte del «Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de TRELEC» (ver) y nuevas instalaciones y obras complementarias de los proyectos contenidos en la Resolución CNEE-194-2021 (ver), Ampliación de la Subestación Río Grande y Jalapa (ver) y los proyectos contenidos en el Lote D de la Licitación Abierta PETNAC-2014 (ver).  

Para los próximos meses, se prevén aún más aportes a la normativa. En exclusiva para Energía Estratégica, Claudia Marcela Peláez Petz, comisionada de la CNEE, adelantó: 

“La Comisión está trabajando en un proceso de revisión del conjunto de Normas Técnicas emitidas por la CNEE con la finalidad de incluir tecnologías nuevas y más eficientes, procesos más cortos y mejoras al subsector eléctrico”.

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CIFI Latam, S.A. fue invitado por BID Invest para participar con U$15 Millones en un financiamiento de US$134.6 millones estructurado a través de préstamos senior por un monto de US$104.6 millones y préstamos mezanine por un monto de US$30 millones a favor de Inversiones Costa Elocuente S.A.S. (ICE), para financiar la construcción y operación de un complejo turístico con un plan de inversión de US$212 millones en República Dominicana.

El país caribeño se alista para inaugurar en el 2026 el Four Seasons Resort and Residences en Tropicalia, un complejo de 95 habitaciones y 25 residencias privadas, diseñadas para ofrecer una experiencia de inmersión en la naturaleza sin sacrificar el confort y el lujo. El resort será operado por Four Seasons Hotels Limited, empresa con más de 60 años manejando hoteles de gama alta. Sus instalaciones incluirán spa, gimnasio, espacios para eventos, y una amplia variedad de restaurantes y bares. Con este proyecto se aspira a elevar el estándar en hospitalidad de lujo y, además, marcar un hito sin precedentes con la sostenibilidad ambiental y la inclusión socioeconómica.

El hotel, proyectado para obtener la certificación LEED, integra materiales nativos y un diseño modernista tropical que se fusiona en armonía con el paisaje natural de Playa Esmeralda. Su enfoque no sólo respeta la biodiversidad local, sino que también establece un nuevo paradigma en la construcción ecoamigable. Se extiende sobre 52 hectáreas, incluyendo 860 metros de playa en Miches, una ciudad ubicada en la provincia de El Seibo en la costa noreste de la República Dominicana.

Four Seasons en Tropicalia generará cerca de 2,000 empleos durante su fase de construcción. Así pues, su desarrollo impulsará la economía, la inclusión e interacción de mercados y el progreso comunitario, por lo que se espera que Miches se convierta en el nuevo destino de lujo de República Dominicana.

“Este proyecto no sólo se suma a al auge turístico de República Dominicana, sino que implementa medidas ambientales y un plan de manejo de la biodiversidad que cuida la huella de su impacto al ecosistema, lo que lo hace un gran proyecto de inversión verde, sostenible y rentable en los que CIFI se enorgullece de participar”, aseguró Verónica Villacis, oficial de ASG de CIFI.

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ENGIE y el Gobierno del Estado de Sonora inauguraron este viernes el Parque Solar Akin, ubicado en el municipio de Puerto Libertad, Sonora. El proyecto generará energía 100% limpia y sustentable para toda la región noreste del estado.

Con una inversión de más de 112 millones de dólares, la Planta Solar Akin generó durante su construcción más de 2,300 empleos. Cuenta con más de 390,000 paneles solares que podrán generar hasta 100MW de electricidad limpia y renovable, contribuyendo sustancialmente a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Durante la ceremonia, el Gobernador Alfonso Durazo manifestó su entusiasmo por la inauguración del parque solar, destacando que el estado se encamina con paso firme hacia la transición energética sustentable. Afirmó que este proyecto permitirá a Sonora desarrollar, con energía limpia, oportunidades de crecimiento económico y social con el componente de la sustentabilidad energética.

“La relevancia histórica de esta inversión se refiere al hecho de que con esta inauguración damos un paso más en el objetivo fundamental del Plan Sonora de Energía Sostenible, que es precisamente poner al estado de Sonora, a la vanguardia de la generación de energías limpias» dijo el Gobernador Constitucional del estado de Sonora Alfonso Durazo Montaño.

La energía generada por el Parque Solar Akin se interconectará al Sistema Eléctrico Nacional, lo que contribuirá a la diversificación de la matriz energética de México.  “Estamos muy entusiasmados de estar aquí hoy, la inauguración del Parque Solar Akin es una muestra de nuestro compromiso con la transición energética, con el desarrollo de Sonora y del país», mencionó Felisa Ros, Country Manager de ENGIE México.

Este proyecto se suma al portafolio de soluciones energéticas renovables de ENGIE en México, uniéndose a otros proyectos de generación fotovoltaica, eólica y térmica. Con esta implementación, ENGIE reafirma su compromiso con la generación de energía sustentable, dando pasos firmes hacia la transición energética en México y el mundo.

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México, junto con otros 100 países, tiene la meta de generar el 35% de la electricidad a partir de energías limpias este año y el 50% para 2050. 

No obstante, en los últimos 5 años se han otorgado permisos para centrales que utilizan combustibles fósiles con inversiones estimadas de más de 4,300 millones de dólares y el 70% de la capacidad de generación que se encuentra a la espera de un permiso es basada en combustibles fósiles. 

En este contexto, la investigadora y consultora socioambiental Marilyn C. González Ojeda y la especialista en electricidad y circularidad para la descarbonización y democratización de los recursos (DERS)  Valeria Amezcua Santillán, hacen una crítica a la política energética del gobierno actual y sugieren acciones que debería tomar México para acelerar la transición energética, en diálogo con Energía Estratégica.

“Mientras sigan existiendo inversiones en centrales de generación a base de combustibles fósiles, la transición energética está cada vez más lejos, ya que estas centrales que están por construirse tienen tiempos de vida útil de 40 a 60 años y son un reflejo del desincentivo a las renovables en nuestro país”, advierte González Ojeda.

Por ello, para la investigadora es necesario contar con una estrategia nacional que acelere la electrificación de las actividades que dependen de los combustibles fósiles como el transporte y la agricultura. 

Y propone: “La agrivoltaica por ejemplo, es una oportunidad para cultivar y producir electricidad en un mismo espacio; los paneles fotovoltaicos y los cultivos generan una relación simbiótica en donde cada uno aporta beneficios al otro. Además, se convierte en una fuente local de electricidad para que los agricultores puedan dejar el uso de combustibles fósiles en el pasado”.

Además, González Ojeda asegura que la reducción de la intensidad energética va a definir la velocidad con la que logremos la transición, por ello, se requiere consumir de manera más eficiente, para tener menos necesidad de quemar combustibles fósiles.

A su turno, Amezcua Santillán, recomienda una serie de acciones a nivel normativo que podrían ayudar a satisfacer esa demanda energética que está en constante crecimiento en México.

“El marco regulatorio en materia de generación de energías limpias es robusto; no obstante, existen algunos cambios que pueden acelerar la integración de las energías renovables, como son la necesidad de reglas claras para el almacenamiento de energía y el remunerar de mejor manera los servicios conexos que aportan estabilidad a la red”, comienza.

No obstante, la especialista puntualiza que lo más urgente del marco regulatorio en México es que “se haga cumplir” al retomar las Subastas de Energía de Largo Plazo, respetando todas las obligaciones y sanciones que establece la Ley. 

De acuerdo a Amezcua Santillán, otro ejemplo de una omisión importante es la falta de inversión en las redes del Sistema Eléctrico Nacional.

Y denuncia: “Aunque en nuestra tarifa pagamos los costos de esas obras, no se ejecutan. Esto ha sido uno de los principales frenos para la entrada de las renovables este sexenio que nos ha llevado a un incumplimiento de las metas de energías limpias”.

En conclusión, la experta advierte que el retroceso en la política energética en el último sexenio obliga a mejorar la eficiencia energética de todas las industrias, comercios, transporte e incluso residencias. 

“Así como la meta de energías limpias se transformó en una obligación para todos a través de los Certificados de Energías Limpias (CELS), también debería de transformarse esta obligación a través de la medición de la eficiencia energética de todas las actividades económicas del país, tanto de sector público como privado”, argumenta.

La entrada Advierten que la falta de inversión en infraestructura paralizó el avance de proyectos renovables  se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del constante aumento en las instalaciones de generación distribuida en el país y las oportunidades del fenómeno del nearshoring, Solea, una empresa mexicana especializada en sistemas solares fotovoltaicos se prepara para un ambicioso crecimiento.

Debido a la complejidad de la obtención de permisos para proyectos de gran escala en México, desde sus inicios la compañía se ha centrado en proyectos de Generación Distribuida Solar y Sistemas de Almacenamiento de Energía a nivel comercial e industrial.

En conversaciones con Energía Estratégica, Jorge Islas, director de Solea, comparte las perspectivas y metas de la compañía: «Este año, nuestra meta es instalar 15 MW, y para los próximos 5 años, tenemos la ambición de alcanzar la instalación de 100 MW».

Estas cifras reflejan la confianza y la proyección positiva que la empresa tiene en el desarrollo continuo del mercado de energías renovables en México.

Auge de los sistemas de almacenamiento

En el segmento de autoconsumo, Islas destaca un leve pero prometedor repunte en la demanda de baterías en la industria

«Los precios de la electricidad han experimentado una inflación en los últimos años, lo que hace más rentables las inversiones en tecnología de almacenamiento. Los retornos de inversión ya son una realidad y son reconocidos por los consumidores”, explica.

Aunque reconoce que el mercado de instalaciones de almacenamiento crece a un ritmo moderado en la actualidad, anticipa un salto exponencial en los próximos años.

Regiones más atractivas y soluciones de financiamiento más demandadas

Fundada en 2019 y con su sede principal en Querétaro, la compañía ha consolidado su presencia en el sector en distintos puntos del país, centrándose especialmente en el Bajío mexicano. 

En efecto, la firma ha montado diversos proyectos en regiones estratégicas como San Luis Potosí, Querétaro, Veracruz, Monterrey y Mérida.

En cuanto a los vehículos de financiamiento, el director de Solea revela que el arrendamiento y el crédito son las opciones más demandadas por las PYMES, mientras que las empresas más grandes optan por Acuerdos de Compra de Energía (PPA).

Según el ejecutivo, esta diversificación en las opciones de financiamiento refleja la adaptabilidad de Solea para satisfacer las necesidades de una amplia gama de clientes.

Desafíos y el camino hacia la profesionalización

Islas reconoce que la industria enfrenta desafíos significativos, entre ellos, la necesidad de una mayor profesionalización. En efecto, destaca que este proceso debe ir de la mano con regulaciones más exigentes para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico. 

«Es evidente la necesidad de mano de obra más calificada en los próximos años para elevar la calidad en el sector. Si decidimos elevar el límite de potencia a 1 MW, este aumento debe ir acompañado de medidas y regulaciones que garanticen mayor seguridad en las instalaciones», enfatiza.

También señala la importancia de ofrecer opciones de financiamiento especializado que se adapten a las necesidades específicas de los clientes.

«Se deben brindar soluciones financieras a medida para que los clientes puedan acceder al sistema que más les convenga«, explica Islas, al subrayar el compromiso continuo de Solea con la innovación y el desarrollo sostenible en el sector de las energías renovables.

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Juan Pablo Sartre, CEO de Ventus, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y comentó cuáles son las perspectivas de crecimiento para este 2024, con vistas a superar aún más los 2000 MW de experiencia en la construcción de proyectos renovables.

“Nuestro compromiso para 2024 está en seguir entregando a nuestros clientes excelencia y ampliar nuestra capacidad constructiva buscando superar los 400 MW en proyectos ejecutados para este año”, señaló.

Tal es así que desde la compañía ampliarán sus fronteras y están en la búsqueda de más desafíos y operaciones en otros varios países de la región, más allá de lo hecho en Colombia (participaron en más del 40% de la capacidad renovable instalada), Chile, Argentina o Uruguay. 

“Este 2024 apuntamos a estudiar proyectos en varios países de América Latina y el continente como pueden ser: Paraguay, Ecuador, Guatemala o República Dominicana. Apostamos a poder seguir avanzando sobre nuevos mercados emergentes y llevar nuestro know how en la construcción de proyectos renovables”, reconoció el CEO de Ventus.

“Uno de nuestros principales diferenciales es nuestro departamento de ingeniería in house de más de 50 profesionales especializadas en áreas civiles, hidráulicas, hidrológicas, estructurales, mecánicas, eléctricas, de recurso y de comunicación & control; y que ha sumado más de 4.000 MW de experiencia. Por lo que confiamos que nuestra ingeniería nos permitirá seguir ampliando nuestras fronteras”, agregó.

Y cabe recordar que, a fines del año pasado, directivos de Ventus se reunieron vía telemática con el viceministro de Minas y Energía de Paraguay, Mauricio Bejarano, y el director de Energías Alternativas del país, Gustavo Cazal, mostrando especial interés en la generación a partir de fuentes fotovoltaicas y el desarrollo de la industria del hidrógeno verde. 

“Además, estamos trabajando en el desarrollo de proyectos de H2V en América Latina, en particular estamos esperando poder anunciar próximamente la construcción de un proyecto piloto de escala relevante en Uruguay”, complementó Juan Pablo Sartre. 

Justo en dicho país, donde está la casa matriz de Ventus, la compañía ha trabajado junto a más de 50 empresas locales en la búsqueda de soluciones que permitan optimizar su consumo de energía a través de fuentes renovables, mediante la estructuración y construcción de más de 30 parques eólicos o solares. 

Por lo que también están expectantes a lo que pudiera suceder con las licitaciones fotovoltaicas anunciadas por la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para los próximos meses del año. 

Licitaciones en puerta: Uruguay tendrá nuevos pliegos renovables en los próximos meses

Repercusiones del mercado entre privados en Uruguay

El pasado 7 de diciembre, las empresas Coca-Cola FEMSA y Atlántica Sustainable Infrastructure firmaron el primer contrato PPA entre privados del país para el Parque Solar Albisu I (14 MWp de potencia), proyecto que fue desarrollado, construido y estructurado por Ventus y que podría abrir las puertas a más proyectos de esa índole. 

“Nos llena de alegría haber podido llevar adelante la estructuración y construcción del proyecto. Es muy importante que las empresas uruguayas de gran porte puedan elegir entre más de una opción en el mercado, y así ser más competitivas”, subrayó el entrevistado. 

“Más allá de este hito, existen importantes desafíos a nivel regulatorio que permitan y fomenten la libre competencia. Pero desde la empresa continuaremos trabajando para poder seguir llevando competitividad a través del uso de energías renovables”, concluyó.

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Honduras está en alerta por apagones y racionamientos de energía. Para hacer frente a esta situación la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) anunció que están incorporando nueva capacidad en motores a diésel.

Ahora bien, desde el sector privado advierten una necesidad de mayor transparencia a las decisiones de contratación tanto las temporales como las de largo plazo que se realicen para la sostenibilidad del sector.

“Si bien es bueno que se estén tomando medidas para evitar los razonamientos o los apagones no está claro bajo qué esquema lo están haciendo, aparentemente son arrendamientos, pero no lo sabemos con certeza”, declaró José Antonio Morán Maradiaga, gerente general de Energy Services Company Honduras (ESCO Honduras).

Esta falta de claridad genera preocupaciones sobre el posible impacto en la situación de cada participante del mercado. Por lo que José Morán subrayó la importancia de conocer además los costos de contratación para anticipar cómo éstos afectarán a las finanzas de la ENEE y a las tarifas eléctricas.

En conversación con Energía Estratégica, el referente de ESCO Honduras hizo hincapié en que las soluciones a las problemáticas del sistema no pueden depender únicamente de medidas temporales como la incorporación de capacidad de generación térmica y argumentó que la solución definitiva radica en una planificación orientada al fortalecimiento de las redes de transmisión y la incorporación de generación de menores costos.

Para lograr esto de manera efectiva, José Morán -quien cuenta con más de 32 años de experiencia en el sector- enfatizó la necesidad de licitaciones adecuadas que reduzcan los riesgos para los inversionistas y permitan la instalación de tecnologías más eficientes.

«Licitaciones bien hechas son más que urgentes para la sostenibilidad del sistema y de la economía a largo plazo», sostuvo.

Desde su óptica, Honduras tradicionalmente convoca a licitaciones bajo condiciones de emergencia y que requieren que la energía, en el mejor de los casos, entre en seis meses o un año restringiendo el suministro a motores o turbinas que tienen un costo variable alto, dejando al país en desventaja en un mercado regional donde otros países también requieren energía de emergencia, aumentando los costos de adquisición.

Morán, quien también tuvo un paso como comisionado en el ente regulador de energía, además se refirió a la necesidad de que se promuevan soluciones de autoconsumo solar y microrredes para la resiliencia de la red y destacó los avances de la nueva gestión en estos campos.

“Pronto, se va a aprobar una tarifa de compra de excedentes para los usuarios autoproductores. Esas son muy buenas noticias y es parte de la solución hacia ahí tenemos que ir”, consideró.

Y concluyó: “La solución a los problemas que tiene el sector eléctrico de manera histórica es cierto que una parte viene por medio de la ENEE -a través de las inversiones en en mejora de la red y generación propia-, otra parte también por medio de las licitaciones para terceros pero también creo que hay que hacer todavía un trabajo para poder lograr soluciones del lado de la demanda como la autoproducción, el promover microrredes y almacenamiento que ayuden no solamente a garantizar el suministro para los usuarios, sino que puedan también de alguna manera contribuir a la resiliencia del sistema eléctrico de manera integral”.

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Bunge, empresa mundial en agronegocios, alimentos e ingredientes, firmó un acuerdo de 10 años con Genneia para el abastecimiento de electricidad renovable en sus plantas de Campana, Ramallo, San Jerónimo Sud y TFA (Terminal de Fertilizantes Argentinos S.A.) en Puerto General San Martín, en Argentina, a partir de marzo de 2024.

El acuerdo prevé el abastecimiento del 58 % del consumo total de electricidad anual de esas plantas y alrededor del 40 % de la electricidad total consumida por Bunge en Argentina. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia conformado por parques eólicos y solares de la compañía.  

Una de las formas en que Bunge planea cumplir con sus objetivos basados en la ciencia (SBT) -que exigen una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030- es a través del aumento del uso de la energía eólica, solar y otras fuentes de electricidad renovable.

En relación con este acuerdo, Verónica Imoda, Directora de Operaciones Industriales en Argentina, expresó: “En Bunge, la sustentabilidad es un aspecto clave de nuestra estrategia, y estamos comprometidos a hacer nuestra parte implementando medidas concretas que disminuyan nuestra huella de carbono, a la vez que seguimos trabajando para proporcionar al mundo alimentos e ingredientes y combustibles de manera inocua y sustentable”.

Como respuesta a un mercado en crecimiento y en constante evolución, desde Genneia ofrecen un conjunto de soluciones sustentables, que se adaptan a las necesidades y desafíos energéticos de su amplia cartera de clientes. «Nos enorgullece acompañar a Bunge en su camino hacia la transición energética abasteciendo con energía renovable a sus plantas en Argentina. Esta acción nos permite continuar afianzando nuestro liderazgo en el mercado corporativo, principal pilar de crecimiento de las energías renovables en nuestro país”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia. 

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, continúa acompañando así a sus clientes en la descarbonización de sus operaciones y reforzando a la vez su liderazgo en el sector, donde logró superar 1 GW (1004 MW) de capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, a pocos meses de finalizar su mandato, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), envió al Congreso de la Unión una nueva iniciativa para reformar la Constitución del país en materia energética.

Este nuevo proyecto de reforma se da semanas después de que la Suprema Corte concediera el amparo contra la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021 por violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

Con el objetivo de desterrar la reforma energética de Peña Nieto, AMLO envió un proyecto de reforma constitucional energética, el cual ha sido ampliamente criticado por diversos expertos del ámbito renovable.

En conversaciones con Energía Estratégica, el doctor Claudio Rodríguez, con más de 20 años de experiencia en la industria, ha evaluado las implicaciones del amparo contra la LIE y la controvertida reforma energética impulsada por el presidente López Obrador.

Rodríguez destaca que la votación a favor del amparo confirma lo que los abogados señalaron desde el inicio: la modificación de leyes secundarias, en este caso, la Ley de la Industria Eléctrica, era un “choque de trenes” con el marco legal constitucional del 2014.

El experto subraya que las reformas propuestas eran violatorias de principios de competencia y medidas de protección al medio ambiente por lo que la resolución de la Suprema Corte otorga un grado de certidumbre a las inversiones en el sector, al definir un marco federal definitivo.

En cuanto a la posterior reforma constitucional energética enviada por AMLO al Congreso para echar atrás la reforma del 2013 de Peña Nieto, Rodríguez la califica como “menos agresiva de lo esperado”, pero aun así la considera un “modelo monopólico y contrario al marco de inversiones existentes”. 

Además, señala que es violatoria de tratados comerciales internacionales, incluyendo el TMEC, y contraria a principios constitucionales de competencia económica.  A su entender, la inclusión de elementos de «interés social» carece de fundamentos sólidos para respaldar la reforma.

De todas formas, el experto no cree que sea aprobada en esta Legislatura, pero sugiere que podría mantenerse para su aprobación en la siguiente, posterior a las elecciones del 2 de junio. 

Y explica: “Es un elemento político para solicitar un control del Congreso que ahora no se tiene. De ser aprobada, no puede declararse inconstitucional, por ser una reforma Constitucional, pero no exime en ese supuesto de violación a compromisos internacionales antes señalados”.

Rodríguez critica la reforma por su dogmatismo y demagogia, así como por la falta de sustento técnico jurídico. De esta forma, señala que “adolece de elementos que la hagan operativa” y destaca “la necesidad de respetar las condiciones existentes en las que operan las inversiones eléctricas y renovables en México”.

En tanto a las expectativas de medidas a favor de las renovables, independientemente del resultado electoral, el especialista considera que es impostergable avanzar en la transición energética

“México perdió 6 años en un discurso que no creó nada nuevo y constituyó un fracaso en materia de transición energética y mitigación de emisión de gases con efecto invernadero”, denuncia.

Y agrega: “Las inversiones en hidroeléctricas (en plenas sequías por la pésima gestión hídrica en todos los embalses), ayudas millonarias a CFE, LitioMex y otros temas, constituyeron banderas electorales con nulo beneficio sectorial y con profundo impacto en las finanzas públicas”. 

Para el experto, se trata de un modelo que México intentó de 1970 a 1982 y fracasó rotundamente por lo que extenderlo sería un “derroche adicional de recursos financieros cada día más limitados”.

“Lo que México necesita es respetar el Estado de Derecho y los tratados internacionales, incluyendo el respeto por los órganos reguladores”, concluye.

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La Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) elaboró una propuesta denominada “Estrategia para la transición energética en Guatemala: Agenda para la transformación eléctrica sostenible”.

El documento, facilitado a las nuevas autoridades de gobierno, persigue el objetivo de demostrar la viabilidad política, técnica y económica para alcanzar y mantener no menos del 80 % de generación renovable para el suministro de la demanda de energía eléctrica en el país.

En líneas generales, considera tres escenarios posibles al 2040 y revela que la adición de más renovables elimina el riesgo de desabastecimiento a la vez que reduce el costo operativo y el precio de oportunidad en el mercado.

“La transición hacia una matriz energética más renovable, como se presenta en el escenario con adición de generación renovable, es posible, alcanzable y sostenible en el tiempo”, reza el documento.

De acuerdo con los análisis realizados, más generación renovable ofrece un ahorro económico significativo en los costos operativos del sistema, mejora la estabilidad del suministro y mitiga el impacto de los precios internacionales de combustibles.

Ahora bien, señala que para lograr esta transición de manera efectiva, es crucial que las contrataciones y licitaciones de largo plazo ofrezcan las señales de inversión adecuadas a la generación renovable.

Y, en paralelo, debe ampliarse la capacidad de transmisión e implementarse en forma positiva la normativa del Convenio 169 de Pueblos Indígenas y Tribales, con el objetivo de aprovechar al máximo el potencial de generación renovable en beneficio de los guatemaltecos, y poder alcanzar la electrificación completa del país con tarifas estables y eficientes.

El potencial de las energías renovables en Guatemala es enorme. Según releva AGER, el país apenas aprovecha alrededor del 12 % de su potencial total de recursos renovables para la generación de electricidad.

El recurso hídrico se estima que tiene un potencial de 5000 MW y únicamente se ha utilizado el 30 %. En geotérmica habría disponibilidad de 1000 MW y solo se ha desarrollado el 3.4 %. En solar fotovoltaica se cuenta con potencial energético estimado en 7,000 MW que representa el 0.1 % del territorio nacional, de esto solo se ha aprovechado tan solo el 1 %. Y en eólica se estima que el potencial es de 700 MW de los cuales se ha desarrollado el 15%.

Oportunidades para renovables en licitaciones

AGER sostiene que las licitaciones deben llevarse a cabo en forma periódica, previsible, para mantener la gestión permanente de proyectos de transmisión y generación, así como adicionar constantemente tecnologías nuevas más eficientes y limpias.

En tal sentido, identifica 3 grandes líneas de oportunidad para licitaciones: las licitaciones de generación a largo plazo a través de subastas inversas, convocatorias de grandes usuarios y licitaciones para pequeños recursos distribuidos.

Respecto a la primera alternativa, la expectativa está puesta en la licitación PEG-5 que debería lanzarse este año para contratar en el orden de 1300 MW.

“A través de las inversiones que resulten de la licitación PEG-5, el país podrá finalmente, alcanzar la meta de que las fuentes de energía renovable provean no menos del 80 % de la energía del país”, considera.

Y agrega; “Es importante que los procesos de licitación de generación consideren la posibilidad de que se realicen por tipo de tecnología, con el fin de optimizar la complementariedad de los recursos renovables, construir gradualmente la matriz de generación óptima, y fomentar la inversión en energía sostenible. Es necesario estudiar y evaluar si en lugar de realizar una licitación muy grande, donde podría ser complicado obtener los resultados deseados, se desarrollan licitaciones menores por separado y en forma más rápida. Por ejemplo, una licitación para plantas solares fotovoltaicas podría ser la forma de brindar, en el menor tiempo, un aporte de energía para los espacios donde la demanda más la requiere según su tendencia de crecimiento.

Un aspecto importante a mencionar es que los mecanismos que se utilicen para las licitaciones (como por ejemplo el de subasta inversa), deben tener siempre adecuada trazabilidad, para que los participantes así como cualquier interesado, pueda analizar y comprender los resultados de las adjudicaciones”.

Por otro lado, indica que aunque las empresas distribuidoras representan la mayoría de la demanda (66 %), otros segmentos que también representan una demanda muy relevante son los grandes usuarios de electricidad (26 %) y las municipalidades (8 %) y sería necesario que busquen mecanismos para contratar su abastecimiento de potencia y energía a largo plazo. De lo contrario, “de mantenerse estas porciones tan importantes sin contratos, que en total suman más de un tercio de la demanda total, se crea inestabilidad del lado de la oferta eléctrica”, advierten.

Finalmente, otra gran oportunidad que identifica AGER es desarrollar licitaciones para proyectos pequeños denominados de Generación Distribuida Renovable (GDRs) para conectarse directamente a la red de distribución, mejorando la calidad del servicio en los principales puntos de consumo cercanos a donde se instalen estos sistemas.

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Paraguay publicó la reglamentación de la Ley N° 6977/2023 que regula el fomento, generación, producción, desarrollo y la utilización de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables no convencionales no hidráulicas. 

La ley permite que los usuarios puedan  inyectar sus excedentes de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN), como también la adquisición de adquisición de energía eléctrica por parte de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) de los “Generadores ERNC” a través de la suscripción de contratos PPA de hasta 15 años de duración. 

“Trabajamos unidos en políticas de Estado que fomenten nuestra seguridad energética por muchos años más. Con la reglamentación de la Ley N° 6977 impulsamos el uso de fuentes alternativas de energía eléctrica para que el desarrollo de Paraguay no se detenga”, afirmó el presidente de Paraguay, Santiago Peña, a través de sus redes sociales. 

“Es una herramienta fundamental para la diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica y la seguridad energética, además de mantener la posición del Paraguay, como líder en generación de energía eléctrica limpia y renovable a nivel global”, complementó Félix Sosa, presidente de la Administración Nacional de Electricidad. 

El “Generador ERNC” tendrá libre acceso a la red del sistema interconectado (siempre y cuando cumpla con los requisitos y lineamientos técnicos establecidos para la conexión a la red), mientras que la autoridad de aplicación determinará el procedimiento para la elaboración, por parte de la ANDE, del precio de referencia unitario para la adquisición de la energía eléctrica. 

Pero la ANDE sólo podrá efectuar licitaciones de esta índole cuando estén destinadas a cubrir la demanda interna conforme a las obras de generación contempladas en su Plan Maestro de Generación de Corto, Medio y Largo Plazo, o sustituir la energía a ser producida por la ANDE. 

“Es una herramienta fundamental para la diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica y la seguridad energética, además de mantener la posición del Paraguay, como líder en generación de energía eléctrica limpia y renovable a nivel global”, señaló Félix Sosa, presidente de la Administración Nacional de Electricidad, a través de sus redes sociales. 

Es decir que Paraguay abre las puertas a futuras licitaciones ERNC, considerando que el gobierno ya trabaja en los pliegos para la convocatoria del primer parque solar en Chaco Central (ver nota), el cual está previsto que inicialmente tenga 100 MW de potencia y que pueda ampliarse más adelante, en pos de que poco a poco el país tenga la mayor cantidad de potencia instalada para atender la demanda en el futuro.

Por otro lado, la reglamentación añade la figura del “Exportador ERNC”, que también tendrá libre acceso a la red del SIN en tanto haya capacidad de transmisión disponible y toda vez que resulte adjudicado en el concurso de precios realizado por la ANDE para la asignación de la capacidad de transporte a ser utilizada.

Y en caso de que el exportador de ERNC deba realizar obras de ampliación o refuerzo del sistema de transmisión, la liberación de la franja de servidumbre de electroducto será realizada por el exportador ERNC, quien también será responsable de pagar las indemnizaciones correspondientes. 

Por lo que las dichas obras serán realizadas por el propio titular interesado y las mismas serán fiscalizadas por la ANDE, a la que, una vez finalizadas su construcción, serán transferidas al patrimonio de la Administración. 

Aspectos a tener en cuenta de la autogeneración

La reglamentación de la Ley N° 6977/2023 estipula que si un autogenerador de energías renovables no convencionales supera 1 MW de potencia instalada, el retiro de esa energía producida será “optativa” a necesidad de la ANDE o de la concesionaria de la zona. 

“La potencia inyectada podrá superar la potencia eléctrica demandada prevista en el Contrato de Conexión y Suministro de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), con una tolerancia de hasta cinco por ciento (5%) superior”, aclara el documento. 

A su vez, la normativa propone la figura del “Cogenerador ERNC”, que sólo podrá abastecer la energía eléctrica producida por éste, a las actividades que concurran, o que de alguna otra forma participen de los procesos y actividades industriales o comerciales directamente relacionadas al propio cogenerador.

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Puerto Rico ha superado los 1000 MW de capacidad renovable instalada. Sin embargo, aún está lejos del cumplimiento de las metas del 40% al 2025 y 100% en 2050.

La cifra actual se debe a la suma de los proyectos utility scale y de generación distribuida operativos. De acuerdo con Interstate Renewable Energy Council (IREC), en generación distribuida se registran sobre 110,000 proyectos interconectados que deben estar alrededor de 700MW ya instalados y unos 400 MW entre eólica y solar a gran escala.

“Debemos estar rondando en unos 5-6% del total de la generación necesaria. No será posible alcanzar la meta del 2025. Para lograrla, tendríamos que llegar a sobre 3,500 MW de capacidad instalada”, advirtió Carlos Alberto Velázquez López, director de Programas para Puerto Rico del IREC.

Si bien, el proceso expedito de aprobar la interconexión de sistemas menores de 25kW ha provocado que decenas de miles de proyectos de generación distribuida se añadan rápidamente a la red, el referente de IREC consideró que dos variables impedirían continuar con el crecimiento acelerado en el corto plazo.

“Recientemente el operador de la red ha estado enviando notificaciones a los dueños de los sistemas para hacer estudios suplementarios sobre sus sistemas de generación distribuida fotovoltaica”, indicó en primera instancia.

En ese orden de proceder, explicó que se aprobarían interconexiones sin estudiar los efectos de los proyectos sobre la estabilidad en la red eléctrica y después se mandaría a hacer un estudio para ver si se debe pagar por modernizaciones a la red de distribución. “Esto envía señales equivocadas que pueden resultar en una reducción en sistemas instalados”, subrayó.

Por otro lado, sostuvo que la actualización al Plan de Recursos Integrados del Negociado de Energía resulta crucial para determinar las prioridades de inversión y modernización de la red eléctrica para integrar mayor porcentaje de renovables. Por lo que, su debate hacia mitad de año, dejaría un escenario de incertidumbre durante este semestre.

“Este proceso no comienza hasta junio del 2024 y no sabemos si el Negociado adoptará los análisis y recomendaciones que hace el PR-100”, añadió Carlos Velázquez.

El informe final de PR100 señala que es posible una transición energética que permita que el archipiélago puertorriqueño sea full renovable y resiliente (ver) por lo que la incorporación de las medidas que sugiere serían importantes para lograr las metas fijadas para el sector en tiempo y forma.

¿Qué principales hallazgos destaca de PR100? Carlos Velázquez, enumeró los siguientes:

a) Puerto Rico tiene un consumo anual de aproximadamente 18 TWh y podemos producir sobre 180 TWh con las renovables de tecnología madura como solar fotovoltaico, aerogeneración, hidroeléctricas y almacenamiento. Más de 10x en potencial sobre la necesidad.

b) Aunque no lo dice directamente, pero es obvio que no hay un escenario planteado para llegar al 40% para el 2025, según establece la ley 17 del 2019 Política Pública energética

c) Para cumplir con la meta del 30% en eficiencia energética para el 2040, Puerto Rico tendrá que tomar medidas impactantes, al momento proyectan que solamente llegaríamos al 18%

d) Acceso equitativo al financiamiento para las clases de bajos y moderados recursos es sumamente importante para minimizar el potencial impacto regresivo de fuga de clientes hacia las renovables

En línea con ello, Velázquez ratificó que los objetivos de 100% energías renovables en Puerto Rico al 2050 no sólo se pueden lograr, sino además se pueden adelantar; solo haría falta voluntad política para ejecutar las medidas necesarias.

“Nos reafirmamos que es totalmente tecnológicamente y comercialmente viable. La madurez de las tecnologías renovables queda meridianamente demostrada en este estudio. Sabemos que con un incremento de almacenamiento distribuido de 2x la capacidad distribuida instalada, podemos incrementar aceleradamente la integración de renovables”, sostuvo.

Y añadió: “Sabemos que con la modernización de la red de distribución con el uso de advance metering y voltage supervised reclosing podemos lograr una red inteligente y confiable”.

Aquello también sería posible gracias a la ley de reducción a la inflación del Presidente Biden, que permite por primera vez que organizaciones sin fines de lucro y cooperativas eléctricas que operan en los Estados Unidos, puedan usar los incentivos contributivos para desarrollar proyectos de energía renovable y transferir ese beneficio a entidades sin fines de lucro en Puerto Rico, haciendo disponible por primera vez ese incentivo para desarrollar proyectos en Puerto Rico.

Así mismo, los programas del gobierno federal como el del Fondo de Resiliencia Energética del Departamento de Energía y el Greenhouse gas reduction fund permitirán a decenas de miles de hogares de Puerto Rico tener sistemas fotovoltaicos con baterías.

De allí que Carlos Alberto Velázquez López, director de Programas para Puerto Rico del Interstate Renewable Energy Council (IREC) haya concluido que “La única razón que nos impide llegar a la meta en 15 años son decisiones de índole política, y permitir que los intereses económicos que se benefician de los combustibles fósiles mantengan su inherencia hasta el 2050”.

PR100: Puerto Rico confirma que logrará el 100% de energía renovable al 2050

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Este martes 13 de febrero, la presidente de Perú, Dina Boluarte, designó al ingeniero Rómulo Mucho Mamani como el nuevo ministro de Energía y Minas (MINEM), en reemplazo de  Óscar Vera Gargurevich.

Nacido en Juli, provincia de Chucuito, Rómulo Mucho  es un ingeniero de Minas graduado por la Universidad Nacional del Altiplano con más de cuarenta años de experiencia en el sector minero.

Su carrera en el ámbito gubernamental incluye haber sido exviceministro de Minas durante la gestión del presidente Alejandro Toledo (2001-2006). En ese período, Mucho Mamani estuvo involucrado en disputas relacionadas con proyectos mineros de envergadura, como Tintaya, Majaz, Las Bambas y Yanacocha.

Además de su experiencia en el Ejecutivo, se ha desempeñado como presidente del Instituto Geológico, Minero y Metalúrgico (Ingemmet). Asimismo, fue congresista de la República en el período 2000-2001.

Dentro del sector privado, el flamante ministro ocupó la presidencia del Consejo Directivo del Instituto de Ingenieros de Minas del Perú (IIMP). 

Por otro lado, como docente, Mucho Mamani ha sido catedrático en la Universidad Nacional del Altiplano durante muchos años. 

De esta forma, el flamante ministro deberá suceder a Vera Gargurevich quien ha sido fuertemente cuestionado por el sector, por omitir información sobre sanciones administrativas durante su permanencia en Petroperú y su vinculación con el expresidente Pedro Castillo.

Apuesta por las renovables

De acuerdo a expertos del sector de las energías renovables consultados por Energía Estratégica, si bien la profesión de Rómulo Mucho está fuertemente orientada a la minería,  tiene claro que hay que avanzar en la transición energética.

“Es probable que muestre una actitud más proclive a aprobar los proyectos de ley en favor de las renovables que están en discusión. No obstante, el avance de estas iniciativas dependerá de los viceministros que escoja. Se espera que esas designaciones se den a conocer en los próximos días”, argumentan.

La potencial postura en favor de las renovables quedó evidenciada en el discurso que dio meses atrás en PERUMIN 36, cuando se desempeñaba como director del Instituto de Ingenieros de Minas del Perú.

Allí, alertó que las nuevas fuentes de energías, como el litio o el hidrógeno verde, que contribuyen al objetivo de reducir casi por completo las emisiones de carbono se tiene que cumplir en las próximas décadas.

“Al 2040 o 2050, ya debe estar a cero el consumo de combustibles fósiles. No es una tarea fácil, pero esperamos que se logre. Depende mucho de la voluntad y decisiones de los países, empresas y de la realidad”, argumentó.

Además en dicho encuentro mostró apetito por la producción de cobre en Perú y su comercialización a países como China, ya que, a su entender, “el cobre se va a utilizar mucho en la transición a energías renovables”.

En este contexto, el sector renovable espera que se sienten las bases para el desarrollo de proyectos renovables, necesarios para descarbonizar actividades sumamente contaminantes como la agricultura, minería y transporte en el país.

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El departamento del Cesar hoy se convierte en uno de los pioneros de la Transición Energética Justa que vive el país. Con una inversión aproximada de $126 millones de dólares, comunidades de La Loma y El Poterrillo, se verán beneficiadas con la producción de energía solar.

Esta mega obra cuenta con una capacidad instalada de 187 MWdc (en corriente directa), gracias a los más de 400 mil paneles que estarán interconectados en 388,59 hectáreas, incluyendo la línea de conexión eléctrica para buscar la energización de la bahía de conexión en la subestación La Loma, la línea de transmisión y el transformador en la subestación Matepalma. Su puesta en marcha evitará la emisión de más de 200.000 toneladas de CO2.

A través de este proyecto, se generaron más de 1.700 empleos, de los cuales alrededor del 75% pertenecen al departamento del Cesar y 62% a los corregimientos de Potrerillo y La Loma.

También más de 2.500 personas capacitadas en proyectos de formación, fortalecimiento comunitario, apicultura y educación de calidad, “Este proyecto ha sido más que un proyecto, ya que ha generado empleo y ha permitido resaltar la importancia de las mujeres de esta comunidad”, expresó la rectora de la Institución Educativa de Potrerillo.

“Hoy podemos inaugurar el 100% de la obra”, expresó el presidente Gustavo Petro en medio de su intervención, donde aprovechó para resaltar que esta zona del país fue reservada a una actividad que está destinada a desaparecer, donde la vida y el cuidado del medio ambiente han estado olvidados por décadas.

Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, aseguró: “Esta es una gran obra que hoy entra a hacer parte de la Transición Energética Justa que nos hemos propuesto como Gobierno del Cambio”. De allí la importancia de buscar fuentes sostenibles de energías limpias que aporten al cuidado del planeta y las comunidades para preservar la vida y la sostenibilidad.

El Gobierno del Cambio sigue apostándole a la vida a través de uno de los proyectos energéticos más grandes del país para seguir su camino a la Transición Energética Justa.

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En Honduras, las energías renovables no convencionales representan cerca del 40% de la capacidad total instalada. Mientras que en gran escala se acumulan unos 1006 MW entre eólica, solar, biomasa y geotérmica; en autoconsumo se alcanzó en el orden de los 300 MW solares, en el cierre del 2023.

No obstante, algunos sectores productivos aún no conocen el alcance y oportunidades de acceso a estas alternativas de generación sostenibles que podrían repercutir favorablemente en sus cuentas.

Tal es el caso de la Asociación Gastronómica de Honduras (Aghas), un gremio que cuenta con miembros en 13 departamentos del país y que comunicó su necesidad de conocer oportunidades de créditos para incorporar en locales hondureños.

“En nuestro sector, los tres egresos más fuertes son las rentas, los empleados y la energía eléctrica”, introdujo Kenneth Rivera, expresidente de la Aghas, señalando la intención de poder reducir costos eléctricos con una buena inversión.

En tal sentido, junto a Napoleón Murillo actual presidente, Rivera explicó que sí consideran y recomiendan incorporar autoconsumo solar pero que aún enfrentan retos para lograrlo.

“Somos un sector que está en crecimiento que está en todo el país y nos encontramos con esa dificultad y oportunidad también al querer incorporar un sistema solar, porque cuando queremos acceder a las opciones para financiamiento históricamente nos piden que tengamos algún tipo de garantía y la mayor parte de los restaurantes no somos dueños de los locales donde trabajamos”, problematizó Rivera.

Sin embargo, desde la Alianza de Autoproducción con Energía Solar en Honduras (APROSOL) antes Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH) identificaron alternativas de financiamiento atractivo para autoconsumo solar comercial en Honduras.

“Hay opciones de financiamiento de leasing ya sea por la propia empresa instaladora o a través de terceros”, indicó Abraham Riera O’Connor, presidente de APROSOL.

“Tenemos alianzas con instituciones financieras que están otorgando préstamos a muy buenas condiciones. Algunas de ellas prestan el 100% de la inversión y ponen el proyecto solar como garantía con una recuperación en 4 años a 5 años”, añadió.

También, habrían otras alternativas de instrumentos financieros con condiciones bastante favorables para desarrollar los proyectos y que no exigen requisitos extra.

“Hay financiamientos prendarios, es decir que si usted no paga el préstamo le quitan el sistema solar nada más pero ya no sacrifica líneas de crédito, ya no tiene que hipotecar nada, sino que el mismo sistema avala el préstamo”, señaló Emiliano Paz Taboada, gerente general en Proteger HN.

De allí que el panorama sería prometedor para nuevas instalaciones en autoconsumo con fuentes renovables. El desafío será ahora optar por la opción más conveniente para cada caso.

“Lo importante es ver cada proyecto de forma individual. Hay que ver cómo tiene su perfil de carga, cómo va a afectar el proyecto solar ese perfil específico y eso le va a decir exactamente cuánto dinero va a ahorrar y cuánto se va a inyectar a la red”, consideró Abraham Riera O’Connor, presidente de APROSOL

Y concluyó: “Lo que le quiero dar como mensaje es que sí se puede acceder realmente, solo tiene que ver quién le ofrece mejores condiciones para que pueda desarrollar esos proyectos”.

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No hay dudas que México necesita darle mayor apertura a las energías renovables si quiere cumplir con los compromisos internacionales asumidos.

Bajo esta premisa, Rosanety Barrios Beltrán, la coordinadora de la mesa de energía de Xóchitl Gálvez, precandidata a la presidencia de México del Frente Amplio por México (FAM), destaca la necesidad de contribuir a la reducción de emisiones de carbono del país.

“La llegada del nearshoring es un reto brutal para cualquier país. Por eso, las necesidades de invertir en energía eléctrica y de diversificar la matriz energética hacia fuentes más limpias aumentaron considerablemente en México”, afirma.

Y agrega: “México tiene una matriz con una altísima dependencia de los combustibles fósiles . Esto no solo no se intentó corregir en la actual administración sino que se profundizó . Entonces necesitamos hacer mucho por diversificar la matriz y para eso sirve la constitución”. 

De esta forma, celebra que se haya concedido el primer amparo en contra de Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021, durante la administración actual de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), ya que iba en detrimento de los compromisos asumidos internacionales y violaba las reglas del mercado eléctrico mayorista.

En este sentido, asegura que el primer criterio transversal de Xóchitl Gálvez, es que la política energética se tiene que ejercer con transparencia y rendición de cuentas, respetando el estado de derecho.

Y crítica: “En la actual administración no hay formas de saber cuales son los criterios que los gobernantes aplican a efectos de dar permisos o liberar trámites. Es un misterio saber cómo se escogen los trámites que son liberados ya que hay cientos atorados por la CRE”.

En este contexto, Barrios explica que una de las preocupaciones de Gálvez es conseguir que las empresas del estado de energía sean eficientes y produzcan energía limpia. 

“Los problemas financieros de los organismos públicos como Pemex son evidentes. La necesidad de que las empresas del estado sean exitosas es una línea clara de la política energética de Gálvez”, insiste. 

Y añade: “México tiene una CFE que vende la energía al 85% de todo el mercado mexicano, a través del suministro básico. Solo el 25% de esta energía en México proviene de fuentes limpias y la mitad de esa energía depende de las hidroeléctricas, las cuales se ven fuertemente afectadas por la sequía. Entonces necesitamos reforzar el sistema eléctrico nacional para poder recibir toda la energía que se requiere”.

Por el contrario, Barrios afirma que el objetivo de Gálvez es que todos los habitantes de México tengan la energía suficiente limpia y barata para suplir todas sus necesidades, sin apagones ni limitaciones. 

Para eso se necesitan condiciones de incentivo que permitan a los oferentes ser eficientes e incorporar en sus procesos tecnología que reduzca las emisiones de carbono de manera eficiente. 

Y concluye: “Hay un déficit importantísimo de energía renovable en México. Hay que buscar todos los mecanismos previstos en la ley para aumentar la generación limpia y cumplir con los compromisos internacionales”.

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Risen Energy participó del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile. En ese marco Vandy Ferraz, gerente de producto de la compañía para LATAM, se refirió al papel fundamental que está cumpliendo su módulo HJT para impulsar la innovación tecnológica.

“El mercado está empezando a utilizar los productos tipo N. Desde Risen Energy estamos comenzando a traer nuestro producto HJT (Heterojunction Technology) que es la celda tecnológicamente más avanzada en materia de soluciones fotovoltaicas”, aseguró.

La compañía tiene fuerte presencia en los mercados de Latinoamérica, principalmente en Brasil, Chile y México. Actualmente cuenta con una capacidad de producción de 45 GW y esperan llegar a 48 GW para finales de este año.

Cabe recordar que las células solares N-Type están marcando tendencia en el mercado debido a su potencial para alcanzar mayor eficiencia. En ese marco, Risen Energy apuesta por este tipo de tecnología HJT, teniendo en cuenta que del total de su capacidad de producción el 33% está destinada a la fabricación de estos módulos. 

La celda HJT ofrece ventajas de eficiencia, resistencia a altas temperaturas y menor degradación lineal de potencias, lo que influye en la generación de los kW instalados y en el rendimiento energético anual. Además tiene garantías de 15 años en la integridad del producto, junto con una generación de energía que supera el 90% durante un período de 30 años.

Según explican desde la empresa, las células de heterounión se basan en el uso de capas de silicio amorfo intrínseco (a-Si) como heterocontacto con la oblea de silicio cristalino (c-Si), lo que genera una mejor pasivación superficial en comparación con el nitrato de silicio (SiNx) y el óxido de silicio (SiO2), utilizados en las células tradicionales PERC y TOPCon, respectivamente.

“El mercado necesita optimización de los espacios, del suelo y de todos los costos que tiene un proyecto. La principal ventaja de nuestro producto es que con la misma potencia instalada se puede generar más energía, lo que hace que se disminuyan los costos nivelados y los costos de implementación”, señaló la ejecutiva.

Además, agregó: “es importante elegir y buscar menores costos de energía, pero sobre todo enfocarse en la calidad y confiabilidad de los productos y de los fabricantes”, concluyó.

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Agroenergía avanza en la investigación, promoción y socialización de soluciones sostenibles en los sectores energético y agropecuario de Puerto Rico. Esta plataforma multisectorial constituída en el segundo semestre del 2023 ya cuenta con fondos y profesionales comprometidos en impulsar iniciativas concretas durante este nuevo año. 

“La iniciativa surgió mientras tratábamos de buscar alternativas sostenibles para la transición energética, específicamente centradas en lo que son los proyectos de energía a gran escala y cómo maximizar la producción de un terreno, de tal forma que ayude tanto al sector agrícola como al energético”, introdujo Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios de energías renovables Utility Scale en Glenn International. 

En estas etapas iniciales Agroenergía cuenta con $1.9 millones para avanzar de la mano de la Universidad de Puerto Rico en investigación. Además, se están explorando próximas oportunidades de apoyo a nivel local y federal, como los programas del Departamento de Energía que incentivan la investigación del uso, manejo y disposición de placas solares y baterías, que podrían abrir nuevas puertas para reforzar no sólo la investigación sino también el desarrollo. 

“Buscamos reforzar la investigación de distintos grupos de trabajo con el deseo de que en el transcurso se puedan viabilizar algunos desarrollos, surjan patentes o algún tipo de creación”, señaló Omar Vega-Albino, Senior Advisor en la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos en la Oficina del Gobernador. 

En cuanto a la implementación práctica, estos jóvenes profesionales impulsores de la plataforma indicaron que están trabajando en una primera fase que concluirá en el cierre del calendario académico en mayo de 2024, con el objetivo de establecer las bases para futuras iniciativas. 

La visión a largo plazo de Agroenergía incluye la expansión hacia áreas como los estudios sociológicos del cambio climático y la transición energética, asegurando que la plataforma siga siendo relevante y adaptable a medida que evolucionan los desafíos y las necesidades de los puertorriqueños. Pero aquello no sería todo.  

“La parte importante es que esta plataforma no solamente se quedará en educación y en mostrar la información a la que se llegue como resultado de las investigaciones, sino que ayudará con la comercialización de sus hallazgos tanto del área de agrovoltaica, como del área del manejo de desperdicios. Por eso es que la industria privada es clave en esto porque estamos buscando que al final del día se tome esa información y se pueda comercializar”, destacó Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios de energías renovables Utility Scale en Glenn International. 

De allí que, la estructura de Agroenergía incluya un Advisory Board con altos referentes del sector energético que supervisará el progreso del programa y ayudará a guiar su dirección futura. 

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El Gobierno de Colombia se ha puesto como objetivo alcanzar los 6 GW de potencia renovable (eólica y solar fotovoltaica) para finales del 2026, al término de su mandato.

Consecuentemente, está tomando medidas. Por un lado, recientemente publicó la CIRCULAR No. 007 de 2024 (descargar). “Con esta circular, la CREG está permitiendo que proyectos que se habían quedado sin presentar la garantía de correcta manera, ahora podrán participar de la subasta de Cargo por Confiabilidad” que está pronto a realizarse, observa Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE ENERGYS.

En diálogo con Energía Estratégica, el analista contempla: “Esto envía una señal de inseguridad jurídica pero a la vez, de manera contradictoria, lo que se está haciendo es permitir que proyectos que fueron retirados ahora puedan participar de la convocatoria, con lo cual es una oportunidad para que participen”.

Por otro parte, Suárez Lozano cuenta que “este año la ley de Servicios Públicos Domiciliarios, ley 142 de 1994, cumplirá 30 años y dentro de las modificaciones que tendrá esta norma las energías renovables tendrán un capítulo importante”.

Al respecto, el especialista responde algunas preguntas acerca de este hito.

¿Qué se espera en la nueva ley de servicios públicos domiciliarios para las energías renovables?

Más recursos para financiar o cofinanciar infraestructura para el desarrollo de los Recursos Energéticos Distribuidos con Fuentes No Convencional de Energías Renovables.
El fortalecimiento del autoabastecimiento.
Que con los recursos del Fondo de Solidaridad se financie la construcción y/o instalación de infraestructura para autoconsumo.
Que la construcción y/o instalación de las soluciones energéticas con FNCER se considerará como una actividad o servicio asociado al servicio público domiciliario de energía eléctrica.
Que sea obligación de los prestadores de servicios públicos domiciliarios fomentar el uso de energías limpias y renovables en los usuarios finales, lo cual envía una señal favorable para el fomento de los Recursos Energéticos Distribuidos.

¿Cuál es el principal cambio que llegará con la modificación de la Ley 142 de 1994?

Que los instaladores y constructores de activos solares fotovoltaicos se someterán al régimen de los servicios públicos domiciliarios. En tal caso, los Epecistas serán sometidos a la Ley 142 de 1994 y al control, inspección y vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
Incluir el Autoabastecimiento y a las Comunidades Energéticas en la prestación de los servicios públicos domiciliarios.

¿Cree usted que se aumentarán las oportunidades para los Recursos Energéticos Distribuidos?

Sí. Así se evidencia con la reglamentación de las Comunidades Energéticas que dio vida a la Autogeneración Colectiva y a la Generación Distribuida Colectiva. También lo evidenciamos con los cambios que se implementarán en la ley de servicios públicos domiciliarios.

Esto sumado a que en la práctica los Recursos Energéticos Distribuidos están despertando más interés que los proyectos de gran tamaño porque están siendo más fomentados por el actual Gobierno, porque son más flexibles en cuanto a los permisos y licencias que requieren y porque nacen con un pagador fijo y confiable que es el usuario final.

¿Para cuándo se espera la implementación de estos cambios?

Probablemente este año. La aprobación de estos cambios deberá surtir unos debates en el Congreso de la Republica.

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En un impulso significativo hacia el desarrollo económico, la contribución hacia la transición energética y la creación de oportunidades locales, Engie México ha anunciado una inversión de 200 millones de pesos en el Programa de Desarrollo de Proveedores, dirigido a los estados de Campeche, Yucatán y Tabasco.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ana Laura Ludlow, Vicepresidenta de Asuntos Gubernamentales y Sustentabilidad de Engie México, revelan los detalles esenciales de este ambicioso proyecto.

«El objetivo central de este programa es fomentar el desarrollo de nuevas empresas locales que puedan prestar servicios al sector energético en la mencionada región. El programa está diseñado para personas físicas, pequeñas y medianas empresas (pymes) y micro, pequeñas y medianas empresas (mipymes), con un enfoque inclusivo que busca abarcar un amplio espectro de participantes», explica.

La Vicepresidenta de Asuntos Gubernamentales y Sustentabilidad subraya que el programa es totalmente gratuito y se está llevando a cabo en colaboración con los gobiernos estatales, así como con el apoyo y la promoción de diversas cámaras y asociaciones locales.

La convocatoria estará abierta hasta el 29 de febrero, y Ludlow anima a los interesados a registrarse en la plataforma coordinada por Oil & Gas Alliance, que colaborará en la evaluación inicial del estatus de cada participante o empresa.

De esta forma, la ejecutiva describe la modalidad en la que se ejecutará el programa: «El proceso de desarrollo de proveedores se divide en etapas clave. Una vez identificado el nivel de desarrollo de las empresas participantes, se brindará capacitación y acompañamiento para cumplir con los requerimientos estándar establecidos por Engie. Estos requisitos incluyen aspectos como el acta constitutiva, el pago de impuestos, cuestiones de seguridad y salud, calidad, diversidad e inclusión, huella de carbono y sustentabilidad, entre otros».

Y agrega: «Luego de que las empresas alcancen estos estándares, tendrán la oportunidad de concursar por más de 190 obras de inversión social en los estados mencionados, con una inversión total de 200 millones de pesos. Este enfoque busca no solo fortalecer la red de proveedores de Engie, sino también generar un impacto positivo en las comunidades locales a través de proyectos de diversa índole».

En una muestra de compromiso adicional con la equidad de género, Ludlow anuncia que las empresas lideradas por mujeres o con una plantilla laboral que tenga al menos el 50% de fuerza femenina recibirán incentivos adicionales para su desarrollo.

El proyecto no se detiene en sus etapas iniciales. la experta revela que se realizará una medición de los resultados del programa, y en una segunda etapa, se invitará a otras empresas del sector energético con presencia en la región a incorporar a estos nuevos proveedores en sus procesos. Esto apunta a generar un desarrollo económico a largo plazo en la región, promoviendo la sostenibilidad y la diversificación del tejido económico local.

La plataforma para registrarse en el programa está disponible en la siguiente dirección: Desarrollo de Proveedores. A su vez, la ejecutiva asegura que todos los participantes recibirán retroalimentación sobre su estatus durante el proceso, reafirmando el compromiso de Engie y Oil & Gas Alliance con la transparencia y el desarrollo integral de los participantes.

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La transición energética en México se perfila como un tema central en la agenda política a medida que se acercan las elecciones, previstas para el 2 de junio de este año.

Quienes lideran las encuestas son las dos precandidatas de las alianzas entre el PAN, PRD y PRI, Xóchitl Gálvez Ruiz, y la de Morena, PT y PVEM, Claudia Sheinbaum Pardo, ex secretaria de ambiente del actual presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

En este contexto, Fernando Rodríguez Tovar, director del Clúster de Energía de Sonora, entidad apartidaria que busca hacer más competitiva a la industria energética del estado mexicano es optimista y asegura que próximamente se trazará la ruta hacia un futuro energético más sostenible y renovable, en conversaciones con Energía Estratégica. 

«Las dos candidatas han hablado de apostar más fuerte a la transición energética. Entonces, una manera de instrumentar esto es permitir que haya más inversiones a gran escala como fue en el pasado», señala  Rodríguez Tovar.

Según el director, las propuestas de las dos candidatas principales a la presidencia son un reflejo de un cambio de paradigma en comparación con la administración actual del presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Cabe destacar que el actual presidente ha sido fuertemente criticado en el sector energético por trazar una agenda política en detrimento de las energías renovables al; crear la Ley de la industria eléctrica (LIE) la cual fue declarada inconstitucional por priorizar los intereses de la CFE por encima de los privados;  cancelar las subastas de largo plazo y considerar a los ciclos combinados como energías limpias, entre algunas medidas.

Con respecto a la necesidad de nuevas subastas, el experto insiste: “Estamos convencidos que el esquema de subastas tiene mucho potencial para retomarse en México. Entonces seguramente es una de las propuestas que le estaremos haciendo a las candidatas”. 

Fuerte articulación público privada

El Clúster de Energía de Sonora no solo observa con optimismo el panorama electoral, sino que también se involucra activamente en la planificación estratégica del sector energético para los próximos cinco años. 

«Como clúster hemos estado apoyando al gobierno y a las empresas. Estamos trabajando con nuestros socios este año en una planeación estratégica para presentar propuestas a las candidatas y a los candidatos de los diferentes partidos», explicó Rodríguez Tovar. 

Este enfoque colaborativo tendrá lugar en marzo con una sesión de planeación que reunirá a líderes de la industria, tomadores de decisiones del gobierno y académicos, con el fin de alinear visiones y establecer un plan de trabajo robusto para el clúster y el estado de Sonora.

El clúster, que ha experimentado un crecimiento significativo con más de 80 socios, entre los cuales 53 son empresas, tiene grandes expectativas de expansión. 

«Queremos tomar ese rol activo de liderazgo para apoyar al gobierno y a las empresas para que estos proyectos se concreten a lo largo de los años», afirmó el director.

De esta forma, la entidad se muestra optimista y proactivo ante los cambios políticos y sociales que se avecinan. Con una visión clara y un compromiso con la sostenibilidad, el clúster busca consolidarse como un pilar fundamental en la transición energética de México, marcando el camino hacia un futuro más verde y renovable.

Avances del plan Sonora

Por otro lado, el especialista se pronunció acerca del Plan Sonora (uno de los pocos proyectos utility scale que ha lanzado la actual administración), que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina y la séptima en el mundo.

De acuerdo al experto, el plan sigue su curso con proyectos emblemáticos como el desarrollo de la planta fotovoltaica de Puerto Peñasco y la ampliación del puerto de Guaymas. 

Sin embargo, el clúster identifica la movilidad como un área de oportunidad clave: «Lo que más le falta al Plan Sonora es promover la electro movilidad. Por ello, estamos trabajando fuerte con la universidad de Arizona para concretar proyectos de movilidad eléctrica en el estado«, señaló Rodríguez Tovar.

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La Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) reaccionó a los planteamientos hechos por la secretaria del Departamento de Energía federal, Jennifer Granholm, sobre la posibilidad real de que Puerto Rico pueda alcanzar la conversión en un cien por ciento a la energía renovable para el año 2050.

El Ing. Julián Herencia, director ejecutivo de APER, expresó que el plan PR100 confirma las posturas de la entidad, que agrupa a varias empresas de generación de energía renovable a gran escala, y validan el trabajo que se ha venido haciendo por lo pasados diez años.

“Como bien señala el estudio PR100, no hay duda de que la generación de energía renovable a gran escala es imprescindible para alcanzar el objetivo de tener un sistema energético que sea confiable, estable y económico. Para lograr la estabilidad energética y superar la deficiencia de generación es necesario movernos hacia una resiliencia verdadera mediante la intervención de todas las modalidades y de generación de energía. La impresión de que solamente una escala o modalidad de energía nos va llevar a nuestra meta es una ilusión. El estudio revela que el conjunto de escalas y modalidades son imprescindibles para nuestra meta. Además, la fuente a gran escala llega a todas partes, se tenga o no placas solares y con un costo menor para los consumidores”, expresó el ingeniero.

Herencia destacó que actualmente Puerto Rico cuenta con proyectos de energía renovable a gran escala que generan 220 MW, lo que abona a la estabilidad del sistema eléctrico, pero no es suficiente.

“La proyección para el año 2025, cuando de acuerdo al plan de Puerto Rico, debemos generar un 40 por ciento de fuentes de energía renovable, se logrará siempre y cuando se tomen en consideración todos los modelos de generación, desde las placas y baterías en los hogares hasta los proyectos a gran escala alrededor de la isla”, consideró.

De acuerdo a Herencia, APER ha identificado áreas de oportunidades que, de ser acogidas por los entes regulatorios y las autoridades estatales y federales, van a permitir el despliegue acelerado de todas las tecnologías existentes para poder cumplir con las expectativas de una transformación energética total.

“Estamos listos para insertarnos en la discusión propuesta por la Secretaria para que se escuchen las preocupaciones y prioridades de los proponentes de energía renovable. La apertura a una conversación continua con las entidades locales y federales ya existe y es hora de presentar nuestras recomendaciones y propuestas. Ya tenemos en agenda varias reuniones que estamos seguros moverán al país en la dirección correcta hacia una transformación de energía que sea eficiente, costo-efectiva y permanente”, señaló Herencia.

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El gobierno federal de Brasil anunció un paquete de inversiones de más de R$ 121000 millones para el estado Minas Gerais a través del nuevo Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC), en el que incluyó a las energías renovables y la construcción de nuevas redes de transmisión. 

Para la transición energética se destinarán alrededor de R$ 4700 millones de inversiones, repartidos en 45 proyectos de generación fotovoltaica (4 nuevas, 31 en progreso y 10 ya concluidos) y 29 líneas de transmisión que sumarán 8955 kilómetros al sistema, siendo 15 internas propias del estado de Minas Gerais y otras 14 que también pasan por los estados de São Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Bahía. 

“Realizamos las mayores subastas de líneas de transmisión de la historia de Brasil. Anunciamos inversiones por R$ 9000 millones de reales sólo aquí en Minas Gerais, generando 50000 empleos directos e indirectos”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira. 

“Con ello ya contratamos más de R$ 60000 millones de inversiones en líneas de transmisión, permitiendo otros R$ 300000 millones en proyectos de generación de energía limpia y renovable”, agregó durante el evento. 

La mega subasta a la que hizo referencia Silveira se realizó a fines del año pasado y representó la mayor previsión de inversión jamás anunciada por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), por alrededor de R$ 21700 millones. 

Allí las firmas State Grid Brazil Holding S.A, el Consorcio Olympus XVI y Celeo Redes se repartieron los tres lotes para la construcción de 4400 kilómetros de nuevas líneas y subestaciones con capacidad de transformación de 9840 MVA.

Y se espera que a partir del nuevo Programa de Aceleración del Crecimiento se incremente todavía más la vinculación entre el sector público y privado, e incluso aún resta que, una vez culmine la época de carnaval, se den a conocer las propuestas seleccionadas de la segunda etapa de tal iniciativa 

La fase denominada “PAC Selecciones” abrió la posibilidad de que los municipios y estados del país presenten nuevas propuestas (94% de los municipios de Minas Gerais ya lo hizo), a tal punto que el gobierno federal de Brasil ya recibió 4255 proyectos. 

“Es decir que si bien en todo Minas Gerais se habla de inversiones cercanas a los R$ 121400 millones (entre todos los segmentos de la economía), ese valor será incrementado una vez se agreguen las obras del PAC Selecciones”, aclaró Rui Costa, ministro de la Casa Civil de la presidencia de Brasil. 

“Buscamos ampliar la participación de la iniciativa privada en las inversiones con proyectos de concesión pública y PPP (participación público – privada) para ampliar la generación de empleo y mejorar las vidas de las personas (…) Y una de las directrices que marcó el presidente Luiz Inacio Lula da Silva para sus ministros es que Brasil es y siga siendo un referente global en la transición energética”, añadió.

Además, el Ministerio de Minas y Energía informó el inicio de operación del Complejo Solar Jaíba 5 (420 MW de capacidad) y colocó la primera piedra de la planta fotovoltaica de Arino, las cuales en conjunto sumarán R$ 3500 millones en inversiones y generarán 25000 empleos directos e indirectos para la región. 

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En un paso significativo hacia la promoción de la igualdad de género y el fortalecimiento de las relaciones comerciales internacionales, el programa «Partnering in Business with Germany» presenta su primera edición dedicada exclusivamente a las empresarias mexicanas: «Women in Business».

Este programa, impulsado por el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania y la Secretaría de Economía de México, busca empoderar a las mujeres líderes en el ámbito empresarial, y ha capturado la atención de destacadas figuras como Mariana Alonso, líder innovadora en los sectores de logística y energías renovables.

Mariana Alonso, CEO de Praxis Logistica y Directora de proyectos en Latin American Rainmakers, se destaca como una voz influyente en el comercio internacional, la sostenibilidad y la igualdad de género. Como Consejera del T-MEC y Consultora para proyectos de la Agencia de Cooperación y Comercio Internacional del Gobierno de Estados Unidos, la experta ha demostrado su compromiso incansable con el empoderamiento económico de las mujeres en México.

En conversaciones con Energía Estratégica, Alonso, celebra esta primera edición de «Women in Business» y promueve la colaboración internacional en el desarrollo empresarial.

«En un mundo cada vez más interconectado, la colaboración internacional es crucial para el desarrollo y la innovación de las empresas. Este programa, centrado en la inclusión y diversidad, proporciona una plataforma valiosa para que las empresarias mexicanas establezcan contactos en el avanzado ecosistema empresarial alemán», explica.

Y agrega: «El programa «Partnering in Business with Germany» ofrece oportunidades únicas para las empresarias mexicanas de incursionar en el mercado alemán, reconocido por su innovación y sostenibilidad».

En este sentido, la experta destaca que la colaboración B2B a largo plazo y el conocimiento profundo de las operaciones comerciales internacionales son solo algunos de los beneficios que ha experimentado personalmente a través de su participación activa en la tercera generación del programa.

En el contexto actual, donde el nearshoring está ganando terreno como una oportunidad para América Latina, Alonso destaca la importancia de la participación femenina en el ámbito de las energías renovables. En efecto, prevé un crecimiento notable de mujeres liderando empresas en este sector, donde México y Alemania tienen un vasto potencial para compartir conocimientos y experiencias.

¿Quiénes pueden participar y cómo?

El programa está diseñado exclusivamente para mujeres que ocupan puestos de gerencia en MIPYMES y tienen la facultad de negociar y tomar decisiones en nombre de sus empresas. Las participantes deben contar con disponibilidad para participar de forma remota y presencial durante seis semanas y dos semanas, respectivamente, en Alemania. Se espera que las participantes estén comprometidas con todas las etapas del programa y tengan un nivel avanzado/fluido de inglés.

Los beneficios para las participantes incluyen el pago de alojamiento, comida, seguro básico y viajes en grupo dentro de Alemania. El programa proporciona enseñanzas esenciales sobre negociación con empresas alemanas, marketing internacional e innovación, además de incluir visitas a empresas alemanas y oportunidades comerciales.

Las mujeres interesadas en participar en «Women in Business» pueden enviar un correo electrónico a ffpmexico@economia.gob.mx, indicando su deseo de tomar parte. El período de registro estará disponible desde el 29 de enero hasta el 20 de febrero de 2024, ofreciendo una ventana de oportunidad para aquellas que buscan expandir sus horizontes comerciales y establecer alianzas sostenibles con sus pares alemanas.

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En un esfuerzo por impulsar la sostenibilidad del sector energético hondureño, el Ing. Tomás Rodríguez, subsecretario de Energía Renovable y Electricidad en la Secretaría de Energía de Honduras ha enviado señales claras al mercado para aumentar la participación de las energías renovables en la matriz energética del país.

“Estamos desarrollando programas y estrategias que incrementen el índice de renovabilidad por lo menos en un 20% en los próximos siete u ocho años”, adelantó.

Durante el podcast Conexiones Energéticas de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el funcionario de gobierno aseguró que Honduras cuenta con un 63% de renovabilidad en su matriz energética en la actualidad y que su intención es fortalecerla en los próximos años.

Una de las principales áreas de enfoque para el gobierno hondureño es el impulso de la tecnología geotérmica. Esto se debe a que esta tecnología de generación ofrece una ventaja crucial al proporcionar potencia firme, que en estos momentos está en déficit. De allí que, el subsecretario Rodríguez indique que se están llevando a cabo estudios de factibilidad técnica y económica en el denominado Corredor Seco, una región con gran potencial geotérmico para Honduras.

Otro aspecto destacado de la estrategia gubernamental es el desarrollo de bancos de almacenamiento de energía. Ante la necesidad de abordar el déficit de potencia y la variabilidad en la generación renovable, Honduras está explorando opciones de acumulación en baterías que permitan aprovechar al máximo la energía generada por fuentes como la solar y la eólica.

Ahora bien, considerando los últimos datos del balance energético de Honduras, OLADE advierte que un 75% de la energía se dirige a cubrir la demanda del sector energético residencial y de transporte. Por lo que, en respuesta a ello, desde la Secretaría de Energía estarían trabajando para lograr un consumo de energéticos más eficientes en estos dos sectores y empezando a generar las condiciones más óptimas para el acceso a paneles solares y vehículos eléctricos.

En este sentido, el subsecretario Rodríguez destacó la importancia de una actualización del marco actual que incentive a los ciudadanos a convertirse en autoproductores de energía a través de sistemas renovables particulares.

“Estamos promoviendo una reforma para que las personas, el particular, pueda instalar sus paneles (…) y que al mismo tiempo, con un medidor bidireccional, pueda ser un autoproductor pero también poder inyectar a la red del Sistema Interconectado Nacional”, comentó.

Y concluyó: “Eso todavía no está regulado en nuestro país pero lo estamos trabajando para que el ciudadano y la ciudadana tenga esta opción de producir la energía que consume y cuando tenga un excedente genere un beneficio reduciendo su factura o inclusive percibir algún ingreso monetario por parte del Estado para ayudar en su economía”.

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó dos resoluciones esta semana recomendando a la Comisión Nacional de Energía (CNE) que a su vez recomiende al poder ejecutivo otorgar, por un periodo máximo de 25 años, la Concesión Definitiva para explotación de obra generación eléctrica de dos parques solares. 

Se trata del Parque Solar Tornasol, con capacidad instalada de hasta (70MWp) y (48.29MWn), a ubicarse en el municipio Nizao, provincia Peravia; y la Fotovoltaica Santa Clara Energy Group, con capacidad instalada de hasta (84MWp) y (67.70MWn), que deberá disponer de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) con una capacidad de 80.64 MWh y 20.16 MW de potencia, a localizarse en el paraje Santa Cruz, municipio Pedro Brand, provincia Santo Domingo. 

De ser aprobados estos proyectos, se incorporarán 154 MWp (115,99 MWn) de capacidad instalada fotovoltaica en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de República Dominicana. 

Las empresas que solicitaron la Concesión Definitiva para estos dos proyectos son la Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. (EGE Haina) y Santa Clara Energy Group, S.R.L., respectivamente. 

La Superintendencia ha podido comprobar, según indica en los expedientes publicados esta semana, que las peticionarias han cumplido con los requisitos técnico-legales dispuestos por el Reglamento de Aplicación de la Ley 57-07 para proyectos de este tipo y que cumple con los restantes requisitos exigidos por la normativa vigente, tanto medioambientales como las que rigen el subsector eléctrico, para ser beneficiarias de concesiones definitivas para la instalación y explotación de obras de generación eléctrica a partir de fuentes primarias renovables de energía solar fotovoltaica. 

Parque Solar Tornasol

El parque de hasta 70MWp y 48.29MWn, estará compuesto por 106,060 módulos fotovoltaicos de 70 Wp cada uno, con trece inversores con potencia nominal de 4.3 MW cada uno y la construcción de un tramo de línea a 138 kV de 300 metros. 

Y se interconectará al SENI mediante la construcción de un tramo de línea de 138 kV de aproximadamente 300 metros que que llegará a la subestación Santanasol, la cual será de doble circuito y un conductor Darien por fase sobre torres metálicas de celosía en acero galvanizado. 

Los detalles del informe técnico-legal de la SIE y su recomendación de concesión definitiva se puede consultar en la resolución SIE-010-2024-RCD.

Fotovoltaica Santa Clara Energy Group

La central de 84MWp y 67.70MWn, estará compuesta por 144,990 módulos fotovoltaicos de 580 Wp cada uno, con dieciséis inversores con potencia nominal de 4.2 MW cada uno, y un tramo con línea de interconexión de 2.6 km. 

Se establece que además deberá disponer de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) con una capacidad de 80.64 MWh y 20.16 MW de potencia. 

Y se instalará al SENI a través de una subestación que se interconectará a través de una línea de transmisión doble circuito dos conductores por fase de 2.6 km aproximadamente y será construida en conductor Darien 559.5MCM-AAAC para interconectarse en dos campos o bahías 138 kV hasta la subestación Julio Sauri. 

Los detalles del informe técnico-legal de la SIE y su recomendación de concesión definitiva se puede consultar en la resolución SIE-009-2024-RCD.

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Tal como había anticipado Energía Estratégica, con 23 votos a favor y en primera votación, la Comisión Permanente aprobó el dictamen que fomenta la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

Esta primera aprobación de la ley para fomentar el uso del hidrógeno verde como combustible y vector energético en Perú representa un paso fundamental hacia la sostenibilidad y diversificación de la matriz energética del país. 

No obstante, Daniel Camac, presidente de la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), destaca la necesidad de perfeccionar y ampliar ciertos aspectos clave en el proyecto de ley para potenciar su impacto positivo y acelerar la transición hacia un futuro más limpio y sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de H2 PERÚ ha propuesto varias mejoras que podrían ser consideradas en fases posteriores del proyecto, con el objetivo de fortalecer la implementación y adopción del hidrógeno verde en diversas industrias. Entre las sugerencias presentadas por Camac se encuentran:

Incentivos fiscales y financieros para la inversión: Camac enfatiza la importancia de incorporar incentivos fiscales y financieros específicos para impulsar la inversión en proyectos de hidrógeno verde. Estos incentivos podrían acelerar la adopción y desarrollo de tecnologías relacionadas, proporcionando un impulso necesario para la transición hacia una economía más verde.
Regulación y estándares claros: el presidente de H2 PERÚ aboga por la inclusión de disposiciones claras en la ley relacionadas con la regulación y los estándares de producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno verde. Estas medidas proporcionarían seguridad y confianza tanto a inversores como usuarios, contribuyendo así a la creación de un entorno propicio para el crecimiento sostenible de la tecnología del hidrógeno verde.
Fomento de la investigación y desarrollo: el experto propone la promoción activa de la investigación y desarrollo en el campo del hidrógeno verde. Esta medida busca fomentar la innovación y aumentar la competitividad en el sector, asegurando que Perú esté a la vanguardia de las tecnologías emergentes en la producción y aplicación del hidrógeno verde.
Definición detallada de las rutas de producción: el especialista destaca la importancia de profundizar en la definición de las rutas de producción del hidrógeno verde. La actual legislación sienta las bases, pero Camac sugiere que la ley podría ser más específica en cuanto a las rutas consideradas renovables o de bajas emisiones. Esto permitiría una adopción más alineada con las definiciones internacionales del sector energético.

En cuanto a las potenciales ventajas de esta iniciativa, la aprobación de una ley de hidrógeno de bajas emisiones en Perú impactaría positivamente en diversas industrias, marcando un hito significativo en su transición hacia prácticas más sostenibles. Entre las principales industrias beneficiadas, Camac enumera las siguientes:

Industria Energética: la generación de energía limpia a partir de fuentes renovables se verá fortalecida, contribuyendo a la seguridad energética y a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Transporte: el sector de vehículos pesados y de larga distancia se beneficiará al utilizar hidrógeno verde como combustible, reduciendo significativamente las emisiones y contribuyendo a la descarbonización.

Industria Química: la producción de hidrógeno verde impulsará la sostenibilidad de la industria química, disminuyendo la dependencia de fuentes de hidrógeno basadas en combustibles fósiles.

Sector Minero: la adopción del hidrógeno de bajas emisiones en la industria minera mejorará la sostenibilidad de las operaciones de extracción y procesamiento de minerales.

Agroindustria: la producción de hidrógeno renovable abrirá oportunidades para soluciones sostenibles en la agroindustria, desde el suministro de energía limpia para maquinaria agrícola hasta la producción de amoniaco renovable para fertilizantes nitrogenados, cruciales para la producción alimentaria a nivel mundial.

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Hoy es el último día para asegurar lugares y adquirir entradas a precio promocional para los mega eventos en Argentina y República Dominicana, organizados por Future Energy Summit (FES), la compañía de eventos de energías renovables más convocante de Latinoamérica. 

Este 9 de febrero termina la primera preventa de ambos encuentros que participarán líderes de empresas, organizaciones y funcionarios a lo largo de diversos paneles exclusivos de debate y espacios del más sofisticado networking.

Cada uno de esos Summit convoca a más de 500 ejecutivos y ejecutivas del sector de las energías renovables, donde se realizan entrevistas en vivo y se propician encuentros cara a cara y se abordan los principales temas que atraviesan a la industria.

Argentina será la primera parada del 2024 de la gira de Future Energy Summit, puntualmente el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA)  Y si bien FES ya contó con diversos summit virtuales, por primera vez tendrá una jornada presencial en el país organizada por la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

Mientras que pocos días más tarde, FES viajará hacia República Dominicana y volverá con muchísimas expectativas con el “Future Energy Summit CA & the Caribbean”, a realizarse los días 20 y 21 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo. 

Por lo que resta poco más de un mes para que se lleven a cabo ambos mega eventos, pero hoy finaliza la primera preventa de entradas; en tanto que todos los profesionales del sector energético interesados en asistir pueden reservar su entrada en la web oficial de Future Energy Summit o explorar opciones de patrocinio contactándose por correo electrónico a info@futurenergysummit.com.

ASISTE A FES CA & THE CARIBBEAN

¿Quiénes ya aseguraron su presencia? Varias empresas del sector energético ya confirmaron su participación en la cumbre de Argentina, tales como JA Solar, Longi, DREICON, Trina Solar, Goldwind Argentina, 360 Energy, AE Solar, FMO, IMPSA, Telener 360 y PCR.

Y la misma tendrá varios partners estratégicos en representación de las distintas tecnologías y entidades que trabajan por la transición energética en el Cono Sur. A tal punto que el evento ya tendrá el apoyo de CADER, Cámara Latinoamericana del Litio, Asociación Argentina de Energía Eólica, Cámara Eólica Argentina, AHK Argentina, AGEERA, Raveza, ACEN, ACENOR, ACESOL, ACSP, la Asociación de Mujeres en Energía Sostenible, Generadoras de Chile, y ADELAT. 

Cabe aclarar que dicho evento se da en los primeros meses del gobierno de Javier Milei. Por lo que contará con la asistencia destacada de Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía de la Nación, quien ya vaticinó cambios en la política energética nacional a partir de modificaciones regulatorias, la apertura del mercado y el cumplimiento de las metas ambientales asumidas. 

Y Future Energy Summit Argentina 2024 será una ventana para conocer al detalle los planes, próximos pasos, metas y expectativas del nuevo gobierno para las renovables en el país, que ya suman más de 5800 MW instalados en proyectos de generación centralizada y existen otros casi 4000 MW en construcción y que podrían entrar en operación en el corto plazo. 

ASISTE A FES ARGENTINA

Por el lado de “Future Energy Summit CA & the Caribbean” en República Dominicana, el evento más convocante para el sector público y privado de mercados de Centroamérica y el Caribe, tendrá la participación de portavoces de la cartera energética de países de la región, así como de asociaciones, entidades financieras, desarrolladoras, epecistas y fabricantes internacionales líderes, tales como:

Sungrow, JA Solar, Trina Solar, LONGi Solar, Risen Energy, Black & Veatch , AESOLAR, Jinko Solar Co., Ltd. , Telener 360, FMO – Dutch entrepreneurial development bank, Soventix Caribbean, SRL , la Asociación de Mujeres en Energía Renovable de RD, ASOFER – Asociación para el Fomento de Energías Renovables, el Centro de Exportación e Inversión de la República Dominicana ProDominicana y más.

Por tercer año consecutivo, Santo Domingo será sede del evento que promueve el más sofisticado networking y el debate para acelerar la transición energética hacia fuentes renovables. Y para ello, los strategics partners confirmados de la mega cubre son CAPES, Raveza, ASOFER, Mujeres en Energía Renovable República Dominicana, ADELAT. 

ASISTE A FES CA & THE CARIBBEAN

No te pierdas la oportunidad de ser parte de los dos primeros encuentros del 2024, donde expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. Y no dejes pasar la ocasión para comprar tus entradas a precio imperdible de la primera preventa. 

¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

ASISTE A FES CA & THE CARIBBEAN

La entrada Últimos beneficios en Argentina y Dominicana: Hoy termina la primera preventa para los mega eventos de renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, a pocos meses de finalizar su mandato, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), envió al Congreso de la Unión como 20 medidas, entre ellas, un proyecto de reforma constitucional en materia energética.

Este nuevo proyecto de reforma se da semanas después de que la Suprema Corte concediera el amparo contra la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021 por violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

En este escenario, con esta última reforma enviada al Congreso, AMLO busca desterrar esta reforma de Peña Nieto y que la CFE tenga preponderancia sobre las empresas privadas.  La actitud del actual presidente causó polémica en el sector renovable y muchas instituciones se manifestaron en contra del documento.

Una de ellas fue el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) quien a través de un informe denunció: «La iniciativa de reforma en materia energética pretende plasmar en la constitución que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) tendrá prevalencia sobre sus contrapartes privados en el sector eléctrico, asunto que ya ha sido abordado por propuestas anteriores y recientemente invalidado por la Suprema Corte. Por su parte, en materia de aguas se propone cancelar las concesiones para usos distintos al doméstico en zonas con baja disponibilidad».

De esta forma, en su reporte llamado ¿Reformas para la competitividad? el instituto explica en detalle los artículos constitucionales que planea modificar AMLO en materia de energía y agua y sugiere posteriormente las seis implicaciones centrales que experimentará la política energética del país de aprobarse estos cambios.

Modificaciones: 

Artículo 4. Establecería que el agua para consumo humano tendrá preferencia sobre cualquier otro uso.
Artículo 25. Propone cambiar la naturaleza de las empresas productivas del Estado por la de empresas públicas, notablemente la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
Artículo 27. Cancela las posibilidades de inversión privada en la transmisión y distribución eléctrica. Se agrega que las empresas privadas en ningún caso tendrán prevalencia sobre la empresa pública del Estado, cuya esencia es cumplir con su responsabilidad social y garantizar la continuidad y accesibilidad del servicio público de electricidad. Se prohíbe el otorgamiento de concesiones de agua en zonas con baja disponibilidad de agua en cantidad y calidad salvo asignaciones destinadas a centros de población para garantizar el consumo personal y uso doméstico.
Artículo 28. Agrega el servicio de internet que provea el Estado al listado de áreas estratégicas, y se establece que los objetivos de la planeación y el control del sistema eléctrico nacional serán preservar la seguridad y autosuficiencia energética y proveer electricidad al menor precio posible, evitando el lucro, para garantizar la seguridad nacional y soberanía a través de la empresa pública del Estado.

Seis efectos negativo que traerían los cambios:

Las reformas enviarían un mensaje de incertidumbre jurídica que no solo se limitaría a las inversiones directamente afectadas, sino que se reflejaría en toda la economía nacional como un mensaje de que el Estado mexicano no tiene un compromiso creíble con el estado de derecho.
Al desincentivar la entrada de nuevos jugadores en el mercado de generación eléctrica, se eliminan los incentivos a la eficiencia que reducen los costos eléctricos.
Favorecer a la CFE por criterios políticos tendría un impacto negativo en la transición energética al reducir y desincentivar las posibilidades de inversión privada en energías renovables.
Eliminar los mecanismos de inversión privada existentes en la transmisión y distribución eléctrica (asociaciones público-privadas o instrumentos financieros como los CKD, Cerpi o Fibra E) obligaría a la CFE a incurrir en la totalidad del gasto de capital necesario para expandir y modernizar la infraestructura de redes.
Eliminar el mandato de la CFE de crear valor económico y rentabilidad para el Estado mexicano como su propietario para transitar hacia el carácter de empresa pública sin fines de lucro permite que la empresa opere con pérdidas y cause un daño a la hacienda pública.
La redacción de las modificaciones al artículo 27 abre la puerta no solo a la prohibición de nuevas concesiones de agua para uso industrial, sino también para uso agropecuario, lo que impactaría al sector en zonas afectadas por sequías.

Por todo los expuesto, IMCO considera que el proceso legislativo debe conducirse con debates basados en datos y evidencia y con tiempo suficiente para analizar las implicaciones de cada reforma planteada.

Y concluye: «México debe aprovechar el cambio estructural que representa la relocalización de las cadenas globales de valor, así como implementar políticas que detonen mayores niveles de desarrollo y bienestar. Estas ocho propuestas van en el sentido contrario, y podrían tener implicaciones graves para el Estado de derecho en el país, el bienestar de su población, la sostenibilidad de las finanzas públicas, la provisión de insumos básicos y las relaciones comerciales que mantiene con países con los que ha firmado tratados».

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Con la publicación en el Diario Oficial concluyó el procedimiento de modificación normativa de la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de Media Tensión, llevada adelante por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y que incorpora una serie de modificaciones a dicha norma asociada a la regulación de este sector, que actualmente registra más de 2.600 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional.

Marco Mancilla, Secretario Ejecutivo del organismo regulador, explicó que el objetivo de los cambio a la normativa “es adecuar la norma técnica a las nuevas exigencias establecidas por el Reglamento para Medios de Generación de Pequeña Escala, por lo que se incorporaron disposiciones que buscan mejorar la elaboración de los estudios técnicos, la ejecución de las Obras Adicionales, Ajustes o Adecuaciones, entre otras, para tener una mejor interacción entre los agentes del mercado”.

“Además, se introdujo un capítulo que detalla el procedimiento de controversias establecido en el Reglamento, junto con la incorporación de disposiciones para un adecuado desarrollo de auditorías que pudiera solicitar la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Es así como, los elementos anteriores, contribuirán a tener una mayor claridad y certeza de los agentes incumbentes”.

Procedimiento

Mancilla recordó que, “de acuerdo con lo analizado en el proceso de Consulta Pública, las materias asociadas al tratamiento de las congestiones y la operación de los PMGD serán tratadas en un nuevo procedimiento normativo, tal como se indicó en el Plan Anual Normativo 2024 de la CNE, debido a que estos aspectos requieren de una discusión amplia con los distintos actores de la industria, por lo que se espera convocar al comité consultivo a que se refiere la Ley General de Servicios Eléctricos en el transcurso del presente año”. 

“La Comisión Nacional de Energía está permanentemente analizando requerimientos normativos para el correcto funcionamiento del sector eléctrico y, en caso de ser necesario, iniciar un procedimiento normativo para ello”, agregó.

La modificación normativa, con sus principales alcances, será detallada en un Webinar, abierto al público, que se realizará durante marzo próximo, a través de la plataforma ZOOM.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anuncia la aprobación de la Resolución CREG 101 036 de 2024. Esta medida tiene como objetivo principal mitigar la intensidad del impacto que el Fenómeno de El Niño pueda generar en las facturas de energía de los colombianos.

Esta nueva Resolución permite a los generadores de energía firmar contratos bajo un nuevo esquema de reglas.

El objetivo es mantener los precios de la energía lo más estables posible para los consumidores, especialmente en momentos cuando los precios suelen cambiar rápidamente como en épocas de El Niño. Con ello, se reduce la cantidad de energía que se tiene que transar en la bolsa en momentos en que su precio es volátil.

«Normalmente, el 20% de la energía del país se comercializa en bolsa, mientras que el 80% se vende mediante contratos establecidos con anterioridad. Durante eventos como El Niño, los precios en bolsa suelen aumentar de manera significativa y repentina. Con esta iniciativa, nuestro objetivo es disminuir este impacto, de modo que los usuarios no experimenten incrementos abruptos en sus facturas de energía», explicó Omar Prias, director ejecutivo de la CREG.

La propuesta consiste en establecer contratos con una duración de hasta dos años, comenzando a partir del 1 de marzo.

Durante el primer año, con un límite superior para el precio de traslado de la energía a los usuarios. Esta resolución también facilitará que los generadores negocien directamente sus contratos con los comercializadores de energía, agilizando así el proceso.

Es importante destacar que la adopción de esta medida es transitoria y totalmente voluntaria. La resolución fue oficializada después de contar con el concepto favorable de la Superintendencia de Industria y Comercio, y con la firma del ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, en calidad de presidente de la CREG.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sigue revisando medidas para reducir el impacto del Fenómeno de El Niño en las facturas del servicio de energía eléctrica.

La entrada Comercializadores y generadores de energía tendrán la oportunidad de celebrar contratos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

El Gobierno dominicano ha logrado avances significativos en su estrategia de planificación energética, que ha sido fundamental para impulsar el crecimiento de las energías renovables y orientar al país hacia un futuro energético más sostenible.

El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, destacó estos logros al revisar los avances y desafíos del Plan Energético Nacional (PEN), durante el 1er Foro Empresarial de la XXIV Reunión Anual de Entidades Iberoamericanas de Reguladores de Energía (ARIAE).

Veras señaló que la falta de planeación a largo plazo había sido un desafío para el mercado eléctrico dominicano, lo que llevó a errores en la integración de energía. Sin embargo, en la actual administración, se ha puesto un énfasis renovado en este aspecto, con la emisión de una primera versión del PEN en el año 2022, que establece una hoja de ruta clara para la expansión de la generación en base a gas natural y la integración de energías renovables.

«Si queremos evaluar ese plan, yo le pondría un 100 porque realmente el Estado dominicano ha tomado las medidas para expandir la generación tanto a corto, mediano y largo plazo. Por igual en energías renovables nos hemos ganado un 90», comentó Veras.

El funcionario destacó que fruto de estas medidas acertadas, el sector energético se ha consolidado como un atractivo para la inversión. «Por ejemplo el decreto puente 608-21 permitió la firma de unos 36 contratos de compraventa de energía, así como la agilización de los procesos de cada una de las entidades», indicó.

Además, Veras señaló que desde la CNE se han implementado medidas regulatorias para fomentar la inclusión de sistemas de almacenamiento en nuevos proyectos, lo que contribuye a mitigar las variaciones en la producción energética, específicamente en la solar, y mejorar la estabilidad de la red eléctrica.

«Hoy hemos tenido ese gran espaldarazo que el sector privado nos ha dado, ya hemos emitido dos concesiones definitivas con sistema de almacenamiento, una está en proceso de construcción y hay unos 18 proyectos aproximadamente que hoy se evalúan», informó.

Destacó que uno de los retos que tenían era la planificación de la red, sin embargo, ya la mayoría de los proyectos que se están concesionando tienen acceso a la red y existe la facilidad regulatoria para que la inversión privada, vista desde la óptica de interconectar un proyecto, sea renumerada a través del mercado. Asimismo, la transmisión no es un gran problema para la República Dominicana.

La entrada Dominicana apunta a las renovables con una planificación estratégica se publicó primero en Energía Estratégica.

El festival Cosquín Rock 2024 será un evento sustentable y promoverá la transición energética, la economía circular y la proactividad frente al desafío del cambio climático, con el objetivo de mitigar y disminuir la huella de carbono. 

Las autoridades de la provincia de Cördoba, la productora del evento denominada En Vivo Producciones, la municipalidad de Santa María de Punilla y la empresa Helios Energía Limpia firmaron un convenio de colaboración que tendrá a las energías renovables como una de las patas sustentables del festival que se llevará a cabo el sábado 10 y domingo 11 de febrero en Aeródromo de Santa María de Punilla.

Tal es así que se incentivará la distribución y gestión de los residuos sólidos urbanos que se generen durante el Cosquín Rock y que los mismos se transformen en biogás y se produzca energía eléctrica que se inyectará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

“Habrá un contenedor donde se recogerán los residuos orgánicos durante los dos días del evento, que se trasladarán en un camión B100, es decir 100% motorizado de biodiésel, hacia la planta de Helios Energía Limpia y convertirlos en biogás, energía eléctrica que se inyectará a la red y biofertilizantes”, explicó Pablo Gabutti, secretario de Transición Energética del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de Córdoba. 

“El año pasado se recuperó un 35% de los residuos y estimo que este año estaremos en los mismos niveles o más”, complementó Federico Gauna, coordinador de Sustentabilidad del Cosquín Rock, en conversación con Energía Estratégica. 

Eso se fomentará con un plan de forestación en lugares estratégicos de Santa María de Punilla y una participación presencial de Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos para mostrar la problemática del cambio climático y cuáles son las energías de la economía y la coyuntura actuales que cumplen con el requisito de descarbonizar la matriz energética. 

Por lo que durante el stand del Ministerio, habrá una serie de recursos didácticos e informativos que pudieran ser una chispa inicial para que las personas se interioricen en la materia en lo que resulta una simbiosis entre la cultura musical y el sector energético. 

Además, desde la productora del festival señalaron que trabajan en conjunto con un grupo especialista que mide los impactos del ruido en la flora y fauna cercana, como también la huella de carbono del evento y, en coordinación con IRAM, buscarán certificar esta edición. 

“Y una vez terminado el Cosquín Rock, se hará una plantación de 1000 árboles o más para compensar la huella de carbono y ayudar a la zona en cuestión. Hechos que derivarán en un reporte de sostenibilidad del evento”, aclaró Gauna.

“En la medida que podamos ser claros, creíbles y que el mensaje tenga la combinación correcta de pragmatismo y prudencia, de optimismo y realismo, esto puede ser una de muchas interacciones que cada vez generen mayor masa crítica para un resultado significativo de la concientización ambiental y de las emisiones evitadas”, agregó Gabutti.

Antecedentes entre ambas entidades

Esta no es la primera vez que el gobierno de Córdoba y el Cosquín Rock se vinculan en pos de la sustentabilidad y la transición energética, ya que en 2022 el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos invitó a la productora a participar de la primera subasta de carbono, en la que el gobierno licitó créditos por 8400 toneladas de CO2 a un precio medio de $549 por tonelada, con el objetivo de apalancar las inversiones hacia una economía de bajas emisiones.

“Este año quisimos continuar la relación y concordamos en que una de las acciones verticales debe ser la medición de la huella de CO2 y la mitigación de la misma, y en el marco de eso, mostrar que el evento cumpla con su compromiso y se visibilicen al público tecnologías o cuestiones que quizás no son de público conocimiento”, subrayó el secretario de Transición Energética. 

“Y quizás, esto empieza a ser un efecto dominó que se expande a otros rubros del país. Por lo que la idea es continuar con ello y agregar nuevas vetas de tecnologías o alternativas que aún no han sido tan exploradas”, añadió. 

La entrada Renovables se unen con la cultura musical: El Cosquín Rock fomentará la generación de bioenergía se publicó primero en Energía Estratégica.

SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones de PV (fotovoltaicas) y ESS (almacenamiento de energía) para todos los escenarios, exhibe sus últimas innovaciones en segmentos renovables, desde residenciales y comerciales hasta servicios públicos en ENEX, con el objetivo de expandir aún más la influencia de la empresa en el mercado polaco.

En Polonia, el crecimiento del almacenamiento de energía sigue siendo prominente al ritmo de las crecientes instalaciones solares. Para satisfacer esa demanda, SOFAR PowerIn ofrece una flexibilidad sin igual como solución de almacenamiento C&I (comercial e industrial), que permite a los usuarios finales instalar primero el inversor y agregar almacenamiento según sea necesario.

También permite la instalación de baterías de al menos 20 kWh, con opciones para ampliar la capacidad cuando se determinen los requisitos de batería. Con PowerIn, la instalación es muy sencilla. A diferencia de las configuraciones tradicionales, no es necesario utilizar una grúa gracias a las baterías modulares que pesan solo 47 kg, y dos personas pueden manejar fácilmente toda la instalación.

Mientras tanto, SOFAR muestra HYD 5K~20KTL-3PH y el BTS E5~E20-DS5 para enriquecer las opciones de almacenamiento. En comparación con los BESS (sistemas de almacenamiento de energía para baterías) residenciales tradicionales, sobresale en la capacidad de expansión flexible.

Cada unidad de batería incorpora un PCU (unidad de control de potencia) integrado, que maximiza la energía utilizable. SOFAR también presenta otras soluciones, incluido el sistema de microinversores PowerNano, la serie de inversores de 25K~50KTL, la PV PowerMega de 350 kW para servicios públicos, el ESS PowerMaster para servicios públicos, etc.

Desde que SOFAR ingresó al mercado polaco en 2014, ha sido uno de los proveedores de inversores más populares conocidos por los clientes locales. Según institutos de investigación, SOFAR es el segundo proveedor de inversores en Polonia con un envío de más de 1 GW de PV e inversores híbridos en 2022.

«Polonia tiene una importancia significativa para nosotros en Europa. Con servicios locales extensos y sólidos canales de distribución como Energynat, Solfinity, Corab, estamos comprometidos a apoyar la transición de Polonia hacia un futuro con emisiones netas cero ofreciendo productos de calidad y forjando asociaciones sólidas», dijo Allen Cao, Jefe de SOFAR Europa.

La entrada SOFAR presenta a Polonia un camino hacia un futuro más verde en ENEX 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá registra 96.150 MW de capacidad instalada de autoconsumo distribuida en 3,134 clientes de las tres principales distribuidoras, de acuerdo con cifras de diciembre del 2023 por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). 

Para acompañar el crecimiento futuro de estas instalaciones, la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) incluye Líneas de Acción que están enfocadas en los cambios necesarios que fomenten la figura del prosumidor en el mercado eléctrico local.

Entre ellas, se encuentra la creación de una plataforma digital, en un esquema ventanilla única, en donde el usuario pueda buscar la información necesaria para el desarrollo de sus trámites para la instalación de GD, ingresar y administrar los trámites, compartiendo la información de manera digital a las instituciones responsables de los trámites. 

Para lograrlo, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) está alineando su estrategia con las empresas distribuidoras, la Asociación de Municipios de Panamá (AMUPA), el Benemérito Cuerpo de Bomberos, la ASEP,la Junta Técnica de Ingenieros y Arquitectos (JTIA) y la Autoridad de Innovación Gubernamental (AIG).

“Estamos trabajando fuertemente en la ventanilla única para trámites, que es el punto focal que nos han indicado todos los instaladores”, indicó Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE. 

El inminente lanzamiento de la ventanilla única para generación distribuida no sólo será positivo para los instaladores porque se acelerarán los trámites sino además porque los potenciales prosumidores podrán acceder a información valiosa para tomar la decisión sobre su propio sistema. 

“Hemos notado que hay mucho desconocimiento sobre estas tecnologías, que se pueden instalar en el país, que tenemos más de 30 empresas que brindan servicios de instalación a nivel nacional y que la banca está desarrollando o ya tiene productos financieros a muy buenas tasas de interés”, explicó la directora de Electricidad de la SNE. 

Y agregó: “Yo pienso que cuando logremos que más gente también sepa de que tienen al alcance de sus manos estas posibilidades pues vamos a tener un mayor incremento de instalaciones”. 

Es por ello que la Secretaría Nacional de Energía inició el 2024 con este proceso de sensibilización y comunicación sobre los beneficios de la transición energética. Un ejemplo de ello fueron las actividades que realizaron durante el mes de enero en el marco del primer Día Internacional de la Energía Limpia que fue propuesto por Panamá y Emiratos Árabes Unidos como el 26 de enero. 

“Hemos transitado un mes de sensibilización visitando los centros comerciales y las juntas comunales porque estamos buscando que la ciudadanía pueda hablar con las mismas instituciones del Estado para que identifiquen las oportunidades que existen”, concluyó Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE. 

La entrada Panamá prepara el lanzamiento de la ventanilla única para energía solar distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Minas y Energía, a través de la Resolución 40042 de 2024, estableció lineamientos de política pública para garantizar la continuidad de los proyectos de generación con Energías Renovables, que han tenido dificultades para entrar en operación, incluso, por causas ajenas a la gestión del desarrollador.

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

En este contexto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) podrá hacer ajustes normativos, donde tendrá en cuenta, entre otros aspectos, los esquemas de garantías que respaldan la integración de proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía al Sistema Interconectado Nacional, para minimizar la afectación en la liquidez de los proyectos.

Así mismo, el ente regulador deberá evaluar medidas transitorias que generen incentivos a los proyectos de generación de energía a los que se les ha ejecutado alguna de las garantías vigentes.

El Ministerio otorga libertad en la modificación de los contratos de suministro de energía anual a largo plazo, de común acuerdo entre las partes.

“La expedición de esta Resolución se da luego de escuchar las inquietudes del mercado, comprender las dificultades para poner en marcha estos proyectos, y buscar de manera conjunta, acciones que garanticen la entrada en operación de los proyectos de generación con FNCER” afirmó el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.

La entrada de estas plantas de generación permitirá avanzar hacia una Transición Energética Justa, contribuyendo así al Estallido 6G promovido por el Gobierno Nacional, que busca alcanzar 6GW de potencia instalada para el año 2026.

Las personas interesadas pueden descargar la Resolución a través de portal web del Ministerio de Minas y Energía en la opción https://normativame.minenergia.gov.co/normatividad/6881/norma/

La entrada Colombia establece lineamientos para acelerar el objetivo de 6 GW renovables al 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

El Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) actualizó el mapa de proyectos eólicos offshore con procesos abiertos ante la Junta de Licencias Ambientales luego de más de cuatro meses desde la última modernización de la plataforma. 

Tal es así que ya son 96 los parques eólicos marinos con solicitudes de licenciamiento ambiental que suman 234,220 MW de potencia a instalar en casi 15500 aerogeneradores por alrededor de 62490 kilómetros cuadrados de toda la costa este y noreste del país. 

Es decir que desde la Conferencia de las Partes de Glasgow (COP 26) a la actualidad, la capacidad eólica offshore en desarrollo creció más de seis veces, y desde la última actualización del mapa (septiembre 2023) a la fecha se incorporaron al listado más de 25 proyectos por aproximadamente 35 GW. 

De ese inventario, la mitad de las centrales se ubican en la región nordeste de Brasil con 109 GW de potencia, seguido de la zona sur (28 proyectos por 75,3 GW) y el sudeste del país (20 parques que totalizan 49,9 GW). 

Mientras que el ranking por estados lo lideran Río Grande do Sul y Ceará, ambos con 27 plantas eólicas offshore registradas en IBAMA, aunque la primera entidad federativa mencionada cuenta con proyectos de mayores potencias (69629 MW vs 64351 MW) y, por ende, los mismos abarcan un área mayor (18858 km2 vs 17280 km2). 

Cabe recordar que parte de ese interés en ambos estados se debe a que Río Grande do Sul lanzó su estrategia estatal de hidrógeno verde, por la que contempló que podría alcanzar más de 100 GW renovables instalados en los próximos años y los costos para la producción del H2V rondarán de 2,1 a 3,4 USD/kg.

En tanto que el gobierno de Ceará ya se reunió con Petrobras, la empresa energética brasileña semi-pública de propiedad mixta, para conversar sobre el avance de la eólica offshore y el hidrógeno verde. A tal punto que, en septiembre del 2023, Petrobras presentó casi 23 GW en diez proyectos de esa índole, de los cuales tres parques se ubican en la entidad federativa en cuestión. 

Incluso, la empresa energética inició una serie de mediciones para evaluar el potencial de la energía eólica marina como fuente de energía limpia para plataformas de petróleo y gas en la región del presal, como parte del proyecto Vientos de Libra. 

Para ello se instaló un sistema de medición de viento LiDAR en la plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga P-75 en el bloque Búzios en el área del presal en la Cuenca de Santos. Los datos serán transmitidos directamente desde el P-75 al Cenpes, centro de investigación, desarrollo e innovación de Petrobras, y serán evaluados durante un período de tres años. Y se espera que a finales del 2024, también se recopilen datos en el campo Mero. 

El presidente pide acelerar la regulación

Ya es sabido que el gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva apoya la agenda verde y que la “prioridad” de su gestión es “retomar el desarrollo sostenible», poniendo el foco en nuevos desarrollos de parques renovables, los biocombustibles y el hidrógeno verde.

Pero días atrás el presidente de Brasil envió un mensaje al Congreso Nacional en el que le pidió apoyo de los parlamentarios para mejorar el entorno regulatorio del sector energético, entre ellas la eólica marina, los combustibles del futuro, transición energética e hidrógeno bajo en carbono. 

Los presidentes de la Cámara de Diputados y del Senado Federal, Arthur Lira y Rodrigo Pacheco, reforzaron los esfuerzos de las Cámaras para aprobar estos proyectos, considerados en la Agenda Verde y para impulsar la transición energética.

“La consolidación de esta cadena de valor en el país puede impulsar la economía y promover la neoindustrialización. En este sentido, la eólica marina PL regula la exploración de este segmento en Brasil. El proyecto de ley incluye disposiciones sobre el comercio de créditos de carbono; formas de otorgamiento y cesión de uso; licenciamiento ambiental; y requisitos para impulsar la industria nacional, que contribuya al desarrollo local”, señala un extracto del mensaje respecto a la eólica offshore. 

La entrada Brasil sobrepasó los 230 GW eólicos offshore a la espera de licenciamiento ambiental se publicó primero en Energía Estratégica.

El Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos, el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) y la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA)  realizaron una presentación de los resultados finales del Estudio de Resiliencia de la Red Eléctrica de Puerto Rico y Transiciones a Energía 100% Renovable (PR100) y las conclusiones a las que se llegaron son prometedoras.

«El 100% de energía renovable es posible para Puerto Rico», aseguró Jennifer Granholm, secretaria de Energía de los Estados Unidos.

Durante su participación en el evento, la secretaria Granholm sostuvo que colectivamente hay una fe robusta para hacer que el proceso de transición energética se encamine a lograr las metas del 40% al final del año 2025, que «va a ser bien difícil y va a requerir mucho trabajo», y el objetivo final del 100% al 2050, que deberá alcanzarse sin representar un impacto negativo a clientes puertorriqueños.

«El sector energético es una de nuestras más altas prioridades y es esencial para nuestro desarrollo socioeconómico. Consistente con nuestra política pública, el estudio PR100 va a apoyar nuestras acciones para continuar integrando todos los diferentes esfuerzos que estamos llevando a cabo, incluyendo la promoción de sistemas solares residenciales, proyectos de energías renovables de escala industrial, microrredes y almacenamiento de energía, con miras a lograr las metas de que nuestra generación energética provenga de fuentes renovables», añadió Pedro Pierluisi, gobernador de Puerto Rico.

Según el gobernador Pierluisi, las metas establecidas en la Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17) para que Puerto Rico cubra sus necesidades eléctricas con energía 100% renovable para el año 2050 son «alcanzables» pero que «para lograrlo, se requieren acciones prudentes y estratégicas».

En tal sentido, Puerto Rico avanza a paso firme en la transición energética y, de acuerdo con el gobernador, las renovables van en sincero crecimiento. Es de destacar que a la fecha Puerto Rico cuenta con más de 110,000 sistemas solares individuales integrados a la red eléctrica y este número sigue creciendo a razón de 4.000 sistemas adicionales por mes; y a eso se le puede añadir las 9.000 residencias reconstruidas con sistema solares y baterías, las 1500 pymes que están en proceso de instalar sistema solares y los 15.000 sistemas solares adicionales que serán instalados con fondos de placas fotovoltaicas y baterías que están financiados por el Departamento de Energía federal. Así mismo, mediante la Ley número 10 de este año se ha extendido el programa de medición neta hasta el 2030 para facilitar la generación distribuida en nuestra isla abriendo nuevas oportunidades para instalaciones de pequeña escala.

Además, el Negociado de Energía de Puerto Rico ya ha aprobado los acuerdos y el reglamento necesario para el transbordo de energía en las redes eléctricas, ya se ha implantado el programa de respuesta a la demanda con baterías, se maximizó el uso de baterías de sistemas individuales para apoyar el sistema energético en las horas de demanda pico y por otro lado se está avanzando en la reconstrucción de la red eléctrica y las mejoras a las plantas generatrices, registrándose 170 proyectos en construcción o en subasta y 23 ya están completados.

En cuanto a proyectos de energía renovables de escala industrial, Puerto Rico cuenta con 200 MW de generación disponibles ahora mismo y se prevé tener un mínimo de 800 MW adicionales en producción para el fin del año que viene. Es importante indicar que estos proyectos estarán complementados con baterías capaces de almacenar 350 MW.

Sumado a aquello y en respuesta a la preocupación por ocupar terrenos agroproductivos, desde el gobierno estarán propiciando proyectos agrovoltaicos que conlleven sistemas de irrigación junto a placas solares y baterías, que mejoren la productividad de las fincas agrícolas.

En línea con aquello, entre los datos más reveladores del estudio, se identificaron terrenos disponibles para desarrollar entre 18 GW a 44 GW sin usar terrenos agrícolas y áreas protegidas. Por lo que las energías renovables contarán con más oportunidades en esta y la próxima década para integrarse en Puerto Rico.

«Múltiples iniciativas que forman parte de nuestra estrategia integrada permitirán lograr la transformación energética. Estos esfuerzos permitirán contar con cerca de 2000 MW de generación de energía renovable en el sistema de electricidad para fines de 2025, incluyendo la generación provista por los sistemas solares individuales, esto es sin duda un avance significativo hacia la transformación de nuestro sistema eléctrico», concluyó Pedro Pierluisi, gobernador de Puerto Rico.

La entrada PR100: Puerto Rico confirma que logrará el 100% de energía renovable al 2050 se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al último reporte de la CRE, Jalisco continúa como la entidad federativa con mayor capacidad instalada en lo que refiere a generación distribuida con 455.82 MW en 67,194 contratos.

A pesar de este destacado desempeño, Jalisco también encabeza las estadísticas en problemas de seguridad en instalaciones, lo cual genera desconfianza y desincentiva la actividad.

Para atacar este problema, desde hace más de un año,  la Agencia de Energía del estado de Jalisco  está trabajando en una legislación que establezca estándares y normativas locales para la seguridad de las instalaciones de generación distribuida.

En este marco, el encargado del despacho de la Dirección General en Agencia de Energía del Estado de Jalisco, Víctor Cervantes, detalla a Energía Estratégica los motivos y objetivos detrás de este ambicioso proyecto.

“La propuesta de reglamento surge como respuesta a las inquietudes expresadas por instaladores de SFV sobre irregularidades que ponen en peligro la seguridad de las personas, bienes materiales y la continuidad operativa”, explica. 

Y agrega: ”La falta de una regulación federal efectiva ha contribuido al aumento de la oferta de mano de obra no calificada y la comercialización de equipos que no cumplen con las normativas básicas”.

En este sentido, Cervantes destaca que la principal restricción que enfrentan radica en la falta de competencias para regular desde el ámbito estatal y municipal en asuntos relacionados con el sector eléctrico. 

En respuesta, han elaborado un anteproyecto de reglamento centrado en la seguridad de las instalaciones, con especial énfasis en la estructura, para mitigar los riesgos asociados a la baja calidad de las mismas.

Este se han llevado a cabo en colaboración con asociaciones y representantes de la industria fotovoltaica, como la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX), el Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas del Estado de Jalisco (CIMEJ), y el Consejo Nacional de Profesionales de Energía Fotovoltaica (CPEF), entre otros.

Los objetivos principales de la propuesta son diversos y abarcan desde garantizar la conformidad con las leyes federales y estatales, hasta procurar la ampliación de la vida útil de los sistemas fotovoltaicos. 

También se busca asegurar la operación continua, eficiente y segura de los SFV, promoviendo el crecimiento en la generación de energías limpias y la reducción de emisiones contaminantes.

Para cumplir con dichos propósitos, la normativa exige corresponsabilidad del que instala el sistema con los resultados que se entregan para evitar siniestros en proyectos. Se prevé que haya un dictamen favorable por parte de bomberos y Protección Civil en materia de seguridad, antes de instalar el sistema.

También, la regulación requerirá de licencias, permisos y certificaciones para las instalaciones sujetos a inspecciones periódicas de peritos fotovoltaico 

En cuanto al estado actual de la iniciativa, Cervantes informa que el Proyecto ya está terminado y ha sido enviado a la Dirección General de Mejora Regulatoria para la emisión del Dictamen de Impacto Regulatorio, recibido oficialmente a finales de diciembre de 2023.

En búsqueda de su aprobación, el experto confirma que se han mantenido discusiones con autoridades estatales y municipales, involucrando a la Dirección General de Mejora Regulatoria, la Secretaría de Desarrollo Económico y el IMEPLAN. 

“Aunque el proceso de aprobación dependerá de los cabildos de cada municipio, el respaldo de expertos y el Dictamen de Impacto Regulatorio ya completado allanan el camino hacia el éxito”, reconoce.

Por último, Cervantes concluye: “Esperemos que se apruebe lo antes posible y una vez oficial, se busca llevar este reglamento a todo el país, aspirando a construir una industria de generación distribuida liderada por profesionales comprometidos con la calidad y la seguridad”.

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La provincia Río Negro publicó la reglamentación su ley de generación distribuida (LP N°5617) por la que adhirió a la ley nacional N°27424 tras más de un año desde la entrada en vigencia de su normativa provincial (diciembre 2022). 

Con ello se pretende mejorar las leyes anteriores en la materia, que datan del año 2017, y detallar cómo será el régimen de fomento, la autorización y requisitos de los equipos de generación distribuida, así como el mecanismo de facturación y créditos por la energía inyectada por los usuarios – generadores (UGER).

“También comenzaremos a firmar convenios con unidades académicas para que brinden cursos y entreguen certificados para los instaladores”, explicó María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía de Río Negro, en conversación con Energía Estratégica.

Una de las novedades de esta iniciativa rionegrina fue la incorporación de la figura del usuario – generador colectivo, es decir aquellos del servicio público de distribución eléctrica que se agrupan bajo la forma de un aprovechamiento colectivo para la generación eléctrica a partir de fuentes de energías renovables. 

Esto va en línea con lo hecho en primera instancia en provincias como Córdoba, Mendoza o Santa Fe, y posteriormente a nivel nacional a mediados del año pasado, cuando la Secretaría de Energía de la Nación añadió esa figura normativa y a los “Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales”. 

En el caso de Río Negro, los UGER Colectivos podrán instalar una potencia igual a la suma de las potencias que cada usuario de la red de distribución tiene contratada con el distribuidor para su demanda, no pudiendo superar el valor máximo que se defina para esta categoría de usuario en la reglamentación. 

Mientras que el usuario de la red de distribución que requiera instalar una potencia mayor a la que tenga contratada para su demanda, debe solicitar una autorización especial ante el distribuidor. 

“Ya tenemos 80 UGER activos que suman aproximadamente 700 kW de potencia instalada, a la par que hay otros 18 UGER haciendo el trámite. La mayoría son residenciales, pero incentivamos a que sean las empresas las que se puedan animar a estas instalaciones y lograr un porcentaje de su autoabastecimiento con este tipo de tecnología”, señaló María del Carmen Rubio. 

“La mayor cantidad de ellos se encuentra en la zona de Alto Valle, pero con estas leyes intentaremos fomentar para que se incremente el número de usuarios – generadores, ya que se les facilitan los trámites para ello y esperamos que todo esto sea un incentivo”, añadió. 

La compensación económica por la inyección de energía a la red se realizará en la factura correspondiente al período en que se realizó la inyección. Y dicha compensación será bajo el modelo de balance neto de facturación, que resultará del cálculo neto antes de impuestos, entre el valor monetario por la energía demandada (costo de abastecimiento más el Valor Agregado de Distribución) y el valor monetario por la energía inyectada (tarifa de inyección). 

Además, el usuario – generador podrá ceder sus créditos acumulados por inyección de excedentes hacia otros usuarios del sistema servidos por el mismo distribuidor, ya sea de forma total o parcial. Aunque en el caso de que el crédito cedido involucre más de una cuenta de usuario, se deberá indicar el porcentaje cedido respecto de cada cuenta. 

“A ello se debe agregar que la Agencia de Recaudación Tributaria de la provincia aplicará la exención al impuesto sobre ingresos brutos para los usuarios- generadores”, complementó la directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía de Río Negro. 

Entidades públicas con generación distribuida

La ley provincial incluyó una serie de artículos para que tanto los edificios públicos existentes (de forma gradual) como los nuevos y futuros (desde su construcción) incorporen algún sistema de GD proveniente de fuentes renovables, conforme al aprovechamiento que pueda realizarse en la zona donde se ubique.

Y del mismo modo, desde el gobierno rionegrino trabajan fuertemente con el etiquetado de vivienda, por lo que todo inmueble que posea un sistema de generación propia logrará un mejor índice de prestaciones energéticas (IPE).

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El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), tras el éxito alcanzado en la HackaCoes de agosto de 2023, continúa impulsando la innovación en su organización y ecosistema en colaboración con Ynnovadores.

Como parte de un ambicioso plan de acción para el año 2024, se ha inaugurado el taller «Innovando con Potencia», marcando el inicio de una serie de eventos diseñados para catalizar soluciones innovadoras a desafíos clave del sistema interconectado nacional.

El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional – COES – en asociación con Ynnovadores Consultoría, ha concebido un plan integral con seis actividades fundamentales destinadas a fomentar la innovación a lo largo de 2024.

Bajo la nueva marca paraguas «COES LAB», se llevarán a cabo diversos talleres para concretar soluciones de alto impacto.

El primer taller, llamado “Innovando con Potencia”, estuvo orientado al planeamiento estratégico de la innovación.  Se propuso priorizar dos retos y concebir dos soluciones para cada uno de ellos. En esta oportunidad, la metodología empleada, guiada por el equipo de Ynnovadores Consultoría, contó con la participación de destacados profesionales y ejecutivos de COES, seleccionados por su trayectoria, participación en proyectos internos y demostrado interés en la innovación.

En tan solo dos mañanas, 20 profesionales de diversas áreas, divididos en cuatro equipos multidisciplinarios, lograron identificar y priorizar dos retos y a la vez; generar cuatro ideas de solución, dos para cada reto identificado.

¿Qué retos afrontará el COES a través de su COES LAB para el 2024?

Los retos prioritarios planteados fueron: ¿Cómo mecanizar a gran escala el proceso de liquidaciones para detectar errores en los datos de entrada con agilidad y rapidez, y que sea escalable para otros procesos? Y, ¿cómo potenciar los canales de atención, frecuencia de comunicación y coordinación con los Agentes cuando estos desean comunicarse con COES?

“Durante el 2023 se logró un primer esfuerzo de co-creación de 02 soluciones entre el COES y 24 agentes del sector eléctrico; uno de ellos está en proceso de materialización, producto de haber identificado 75 oportunidades de fortalecimiento del COES en 3 corredores sumamente relevantes para nuestra transformación digital: automatización de procesos, gestión y procesamiento de datos y ciberseguridad. Para este año, se buscó al talento interno para identificar dos retos más, producto del trabajo del año pasado y co-crear cuatro soluciones que esperamos se sumen a las anteriores para su próxima materialización para seguir ofreciendo una mejor atención y comunicación con nuestros agentes del sector eléctrico”, refiere Mónica Céspedes Schereiber, Jefa de la Oficina de Perfeccionamiento Técnico de COES.

¿Cuáles son los siguientes pasos?

Ynnovadores Consultoría, cuenta con una metodología desarrollada hace 10 años y en colaboración con su red de profesionales especializados, así como del equipo de COES, revisarán las ideas de solución propuestas para fortalecerlas y someterlas a exhaustivos filtros de evaluación de impacto y viabilidad. En una segunda parte, se continuará con el proceso de co-creación con los equipos que conforman el COES LAB con el objetivo de buscar un MVP (Producto Mínimo Viable) y definir con mayor precisión los términos de referencia de una solución escalable que pueda desarrollarse y ponerse en producción para el 2024 y el 2025.

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A pocos meses de finalizar su mandato, el presidente de Méxio, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), envió al Congreso de la Unión una nueva iniciativa para reformar la Constitución del país en materia energética.

Este nuevo proyecto de reforma se da semanas después de que la Suprema Corte concediera el amparo contra la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021 por violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

No conforme con esta medida, AMLO envió este proyecto junto a una batería de medidas, con el objetivo de desterrar la reforma energética de Peña Nieto.

En efecto, en la mañanera del pasado jueves, lo confirmó: «“Voy a enviar en el paquete del día 5 (de febrero) una modificación a la Constitución, para dejarla como estaba antes de la llamada reforma energética, dejarla como la dejó el presidente López Mateos porque sino imagínense, cómo vamos a aceptar el predominio del poder particular por encima del poder público”.

INICIATIVA, Extinción de OCAs (reforma administrativa)

Cabe destacar que la Ley de la Industria Eléctrica de AMLO fue muy criticada por el sector energético ya que la consideran responsable de provocar incertidumbre jurídica, limitar las inversiones, priorizar a CFE por encima de las empresas privadas e ir en contra de los tratados T-MEC que mantiene México con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos. Por ello, el amparo a dicha ley fue entendida como una buena noticia para el sector.

En efecto, este nuevo proyecto de ley fue criticado por instituciones como COPARMEX quien sostuvo en un comunicado:  “La propuesta del Ejecutivo Federal de enviar una nueva reforma eléctrica para robustecer a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), pero de las mismas características de la que acaba de ser rechazada en la Suprema Corte, sólo generaría incertidumbre entre los inversionistas y pondría en duda el respeto al Estado de Derecho”.

Por ello, distintos actores del sector privado dudan que se pueda llevar adelante su aprobación porque va en contra de los principios de libre competencia.

¿De que se trata la nueva reforma?

El proyecto de reforma a los artículos 25, 27 y 28 de la Carta Magna, tiene como objetivo principal volver a priorizar a las empresas públicas estatales, en especial, la CFE y Pemex. De esta forma, busca evitar que cualquier empresa privada prevalezca sobre ellas.

“Las leyes determinarán la forma en que los particulares podrán participar en las demás actividades de la industria eléctrica, que en ningún caso tendrán prevalencia sobre la empresa pública del Estado, cuya esencia es cumplir con responsabilidad social y garantizar la continuidad y accesibilidad del servicio público de electricidad”, explica el documento

 Si bien no excluye la participación de los privados en el sector eléctrico, advierte que la empresa pública estatal tendrá «preponderancia» de mercado.

Antecedentes previos

Esta no es la primera vez, que el presidente intenta cambiar las reglas de juego en torno a la industria energética. En efecto, en un proyecto anterior ya había planteado la desaparición de la CRE y la CNH.

También, buscaba fortalecer a la CFE para que esta sea la encargada de producir y despachar, al menos, el 54% de la energía que se genere en el país. Otro de las grandes cambios que perseguía era limitar el poder del CENACE y que este pase a formar parte de la CFE.

No obstante, ese proyecto de ley no prosperó ya que fue rechazado por la Cámara de Diputados de México en una jornada legislativa histórica que duró cerca de trece horas.

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La Cámara de Diputados de la Nación inició la votación en lo particular del proyecto de ley “de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos”, más conocido como “Ley Ómnibus”, luego de la aprobación en general dada el pasado viernes 2 de febrero con 144 votos positivos, 109 negativos y 0 abstenciones.

Dicha normativa plantea una serie de reformas para el sector energético del país entre los cientos de puntos que abarca, que si cuenta con más guiños a los hidrocarburos que a las renovables, el texto incluyó una medida destinada a la transición energética y el cumplimiento de metas ambientales.

Sin embargo, estos giros en la política energética de Argentina deberán esperar varios días más para tomar estado parlamentario en Diputados ya que se cayó el tratamiento de la iniciativa del Poder Ejecutivo y el proyecto vuelve a fojas cero.

¿Por qué? En primer término, y tras horas de avances lentos en la votación, se aprobaron los artículos 1 y 3 del proyecto de ley, que establecen la declaración de emergencia en las materias económica, administrativa, financiera, tarifaria, energética y de seguridad por el plazo de un año y otorgan facultades delegadas al Gobierno Nacional. 

A la par que el primer artículo también busca promover la iniciativa privada, así como el desarrollo de la industria y del comercio, mediante un régimen jurídico que asegure los beneficios de la libertad para todos los habitantes de la Nación y límite toda intervención estatal que no sea la necesaria para asegurar el ejercicio efectivo de sus derechos constitucionales. 

Es decir que el Congreso llegó a debatir los artículos vinculados a la prórroga de la situación de emergencia en el sector hasta el 31 de diciembre de 2024, considerando que desde el oficialismo ya ha criticado el estado del sector eléctrico heredado y la “falta de inversión” por parte de las gestiones anteriores de gobierno. 

Seguidamente, las votaciones no continuaron favorablemente para La Libertad Avanza y sus bloques aliados, a tal punto que perdieron la mitad de las votaciones en particular de los artículos e incisos del proyecto de Ley Ómnibus. 

Hecho que derivó en un cuarto intermedio con el fin de permitir una reunión entre el presidente de la Cámara de Diputados, Martín Menem, y los jefes de bloque para negociar el tratamiento (y el contenido) de las privatizaciones de empresas del Estado, entre ellas Energía Argentina SA (ENARSA). 

Milei cedió ante la oposición y finalmente no privatizará YPF

Tras el regreso de ese intervalo, el oficialismo, con aval del gobierno de Javier Milei, canceló la sesión ya que no tenía los votos suficientes para aprobar artículos claves de la ley, y devolvió a comisión la iniciativa a las comisiones de Diputados, dejando sin efecto incluso la aprobación en general del pasado viernes 2/2. Esto significa que todo volvió al punto de partida y el proyecto promovido por el Poder Ejecutivo Nacional deberá ser analizado nuevamente. 

Por tanto el sector energético deberá esperar aún más tiempo para saber si finalmente se creará un  mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (GEI) para cumplir los compromisos asumidos en el Acuerdo de París y la COP 28, integrado en la “sección IX – Transición Energética / Art. N° 294 hasta N° 298” del proyecto de ley. 

Como también qué sucederá con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI – Capítulo II que incluye los Art. N° 447 y 448), que estaría destinado para proyectos nuevos o ampliaciones de existentes de manera que, durante un plazo determinado, “adelante” temporalmente, las condiciones macroeconómicas de inversión que Argentina y por las que se especula que podrían entrar inversiones para renovables, infraestructura eléctrica e hidrógeno verde, entre otras cuestiones. 

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Chile está de luto tras la muerte del ex presidente Sebastián Piñera en un accidente aéreo ocurrido el martes 6 de febrero por la tarde, al capotar el helicóptero que pilotaba sobre el Lago Ranco, región de Los Ríos. 

Piñera tenía 74 años y ocupó el máximo cargo de la República en dos periodos, entre 2010 y 2014, y desde 2018 a 2022, sumado a que fue el primer presidente pro tempore del Prosur (2019-2020). Por lo que, a modo de homenaje, Energía Estratégica repasa su relación con la transición energética y las renovables y los principales hitos dados durante sus gestiones. 

La conexión de Piñera con la energías verdes data desde los inicios de su primer mandato, ya que a los pocos meses de asumir se comprometió a impulsar las renovables. Tal es así que durante dicha administración y con Rodrigo Álvarez como ministro de Energía, el mandatario lanzó la Estrategia Nacional de Energía 2012 – 2030, paso esperado luego de que la Agencia Internacional de Energía recomendara en 2009 al país que necesitaba crear una política energética nacional. 

El plan enlistó a la eficiencia energética y a las energías renovables no convencionales (ERNC) como prioridades del sector, de tal modo que se puso el objetivo de alcanzar el 20% de su participación en la matriz hacia el 2020, considerando que durante el 2012 sólo representaban el 3% de la producción nacional de electricidad. 

Hecho que se ratificó con el envío del proyecto de Ley 20/25 que estableció un aumento escalonado de la obligación de inyección renovable para empresas eléctricas que efectúen retiros de energía desde sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales. 

A la par, propuso nuevas reglas para que las licitaciones permitan proyectos ERNC y que la producción de la energía se venda colectivamente en bloques para alcanzar mejores precios. 

Y en diversas oportunidades el sector marcó que la promoción estatal de prospecciones eólicas y solares junto al otorgamiento – entre 2010 y 2013 – de concesiones de inmuebles fiscales, así como con la aprobación, por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental (CEA), de numerosos proyectos en base a fuentes energéticas renovables

Sin embargo, uno de los puntos bajos de esa administración en la materia fue la cantidad de funcionarios que estuvieron al frente del Ministerio de Energía, creado un mes antes de su asunción en 2010 a partir Ley N.º 20.402 y obteniendo autonomía al separarse del Min. de Minería.

Desde marzo 2010 hasta marzo 2014 pasaron seis ministros de Energía: Ricardo Raineri, Laurence Golborne, Fernando Echeverría, Rodrigo Álvarez, Sergio del Campo Fayet y Jorge Bunster. Número de personas récord en el cargo desde la denominación actual de la entidad que engloba la cartera energética de Chile.  

Ya en la segunda etapa como presidente del país, se publicó oficialmente la Ruta Energética 2018-2022, que planteó que, entre los mega compromisos que asumió el Ministerio de Energía de Chile para ese período, se incluyeran las metas de cuadruplicar la capacidad de generación distribuida, regular la comercialización de biocombustibles sólidos y retirar o reconvertir centrales de carbón. 

Además, con las renovables participando más activamente en las Licitaciones de Suministro, Piñera redobló la apuesta e indicó que apuntaba a que las ERNC representen el 70% de la matriz energética nacional para 2030, mucho antes que el objetivo original de 2050, y alcanzar la neutralidad de carbono asumida en el Acuerdo de París.

Incluso, Chile iba a ser sede de la Conferencia de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático N°25 (COP 25) a fines del 2019, pero finalmente debió suspenderse por el conflicto social que estalló en el país antes de la llegada de la pandemia. 

A pesar de ello, la transición energética continuaron su rumbo y entre los principales acontecimientos de dicho gobierno se destacó la publicación de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde (fines del 2020), ya con Juan Carlos Jobetal frente del Ministerio de Energía (reemplazó a Susana Jiménez Schuster).

Esa hoja de ruta marcó un objetivo de 5 GW de capacidad electrólisis en desarrollo 2025 y 25 GW al 2030 en pos de producir el H2V más barato del planeta al 2030, por debajo de los 1,5 dólares el kilogramo de hidrógeno. y de exportar 2,5 mil millones de dólares al año de hidrógeno verde y sus derivados hacia tal año. 

Mientras que hacia el 2021, la presidencia de Sebastián Piñera llevó adelante su primera Licitación de Suministro luego de la suspensión de la convocatoria del 2019, producto del estado de excepción constitucional de catástrofe por la pandemia de COVID-19. 

¿Cuál fue el resultado? 29 empresas se presentaron al proceso en agosto del 2021 y casi un mes después la Comisión Nacional de Energía (CNE) determinó que a Canadian Solar, OPDE Chile, Sonnedix, Parque Eólico San Andrés y Racó Energía como ganadoras para a abastecer a clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, por un período de 15 años a partir del año 2026 y a un precio promedio de 23,78 dólares por MWh.

Pero la apuesta por la descarbonización no quedó allí, ya que en noviembre del 2021 (días previos a las elecciones que luego perdería frente a Gabriel Boric) Piñera anunció la interconexión entre Chile y Asia para exportar hasta 600 GW solares, a través de la iniciativa denominada ‘Antípodas’, que contemplaba la prolongación de un cable submarino de alta tensión de 20000 kilómetros. 

Y si bien él mismo reconoció como “ambicioso” y en fase de estudios, donde se están buscando aliados estratégicos para su desarrollo, el ex presidente chileno remarcó que permitiría descarbonizar parte del consumo eléctrico de ese continente, considerado hoy como el mayor emisor del mundo, evitando más de 1,6 millones de toneladas de CO2 al año, “lo que representa el 4,5% del total de las emisiones mundiales en ese momento. 

En tanto que en medio de la transición gubernamental, el Poder Ejecutivo envió a diputados un proyecto de ley que “Impulsa la producción y uso del hidrógeno verde en el país” y el PdL de almacenamiento y electromovilidad (finalmente aprobada en noviembre 2022); sumado a que en enero 2022 que se emitieron las bases preliminares de una nueva Licitación de Suministro Eléctrico de Chile, proceso que culminó meses después con sólo el 15% del total subastado durante la gestión actual. 

Desde Energía Estratégica lamentamos el fallecimiento del ex presidente Sebastián Piñera y entendemos que este legado que deja seguirá porque las energías renovables tomaron carácter de política de estado que se ha continuado con la actual administración y se espera que continúe. 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, la semana pasada, la Segunda Sala de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) concedió el primer amparo en contra de Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021 durante la administración actual de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

A través de un proyecto elaborado por el ministro Pérez Dayán, que se sometió a votación, la corte determinó que son inconstitucionales siete artículos de la reforma a la LIE, al violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

En este marco, la precandidata para la presidencia de México por el partido de Morena, Claudia Sheinbaum, publicó un video en sus redes sociales en el que defiende a la Ley de la Industria Eléctrica y critica la decisión de la Corte Suprema. 

Les comparto mi opinión sobre la resolución de la Suprema Corte de Justicia de la Nación en torno al sector eléctrico. pic.twitter.com/BPG1URptpI

— Dra. Claudia Sheinbaum (@Claudiashein) February 1, 2024

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

Según el relato de Sheinbaum, la reforma del 2013 de Peña Nieto establece que tienen derecho a entrar a la red de transmisión y generar energía eléctrica, en primer lugar, las privadas de energías renovables, luego otras privadas que generan con gas natural y por último las plantas de la CFE.  A su vez, afirma que quien controla eso es el CENACE, que antes era parte de la CFE y que esta reforma la volvió un organismo autónomo.

Y agrega: “Entonces la LIE presentada por AMLO es muy razonable: dice que la CFE es una empresa pública que tiene muchas plantas hidroeléctricas que generan energía limpia y que hay que considerarlas como preponderantes para que entren a la red de transmisión y distribución y que puedan generar energía eléctrica”.

Además, critica el proceso judicial en el que se concedió el amparo contra la LIE: “En esta resolución también hubo algo irregular porque uno de los ministros decide no participar, entra otro de los ministros y finalmente votan 3 a 2 en una sala de la suprema corte”.

“Ya dijo el presidente que va a impugnar esa decisión.  En realidad esta visión de neoliberalismo en donde se planteaba que todo había que privatizarlo y todo tenía que entrar al mercado pero se ha demostrado ahora, incluso recientemente, en Europa, por ejemplo, que es fundamental que haya una empresa del estado que de soberanía al sistema eléctrico”, insiste.

Cabe destacar que AMLO ya envío al congreso el día de ayer un proyecto de ley de reforma constitucional energética con el objetivo de mantener la preponderancia de la CFE sobre las empresas privadas y echar atrás la reforma del 2013 de Peña Nieto.

Críticas a la versión de Sheinbaum

Como era de esperarse, el video de la candidata abrió la polémica en el sector renovable quienes denuncian que los argumentos de Sheinbaum están “alejados de la realidad”.

En efecto, expertos del sector consultados por Energía Estratégica aseguran que la Ley de la Industria Eléctrica es la principal causante de incertidumbre jurídica por limitar las inversiones renovables, priorizar a CFE por encima de las empresas privadas y complicar los tratados T-MEC entre México, Canadá y Estados Unidos. 

Para los especialistas, la Constitución no puede permitir «preponderancias por las hidroeléctricas de la CFE», debe ejercerse bajo criterios de libre competencia. 

En efecto, explican que la sentencia considera inconstitucional favorecer a un determinado grupo de centrales ya que se distorsiona el proceso de competencia y libre concurrencia en el sector de la generación de energía eléctrica y obstaculiza la formación de un nuevo mercado conforme a lo ordenado por el Poder Reformador de la Constitución.

Además, desincentiva la participación de nuevos agentes en ese mercado, y rompe con el mandato de neutralidad que se encomendó al Centro Nacional de Control de Energía (Cenace).

En este sentido, los analistas no la perdonaron con su definición del CENACE como organismo autónomo, y explicaron que se trata de un organismo público descentralizado de la administración pública, tal como lo establece la constitución.

Por otro lado, acusan a Sheinbaum de no comprender lo que ocurrió en la suprema corte ya que el amparo se concedió por el voto de calidad de Pérez Dayán y desmienten que haya entrado otro ministro.

A su vez, aseguran que la reforma del 2013 de Peña Nieto no busca privatizar empresas públicas, sino que fomenta que sean más competitivas y busca limitar los monopolios.

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El Poder Ejecutivo de Chile envió a la Cámara de Diputados y Diputadas un proyecto de ley para perfeccionar los sistemas medianos (mayores a 1,5 MW y menores a 200 MW de capacidad) dentro de la Ley General de Servicios Eléctricos (Ley 20.018). 

“El proyecto de ley busca que la planificación de los sistemas medianos propenda al desarrollo de las inversiones, considerando -además de las variables de eficiencia y seguridad actuales- la incorporación de energías renovables y almacenamiento”, señala el documento firmado por el presidente Gabriel Boric y el ministro de Energía, Diego Pardow. 

Ello se debe a que la iniciativa del Poder Ejecutivo plantea que el proceso de planificación de los sistemas medianos (SSMM) sólo contempla el objetivo de eficiencia económica y, por ende, puede provocar “flexibilidades” y “limitar”  los análisis de riesgos de suministro. 

“Lo anterior, sumado a que la tarificación se actualiza cada cuatro años, dificulta que las inversiones en activos de generación se realicen en tecnologías renovables”, complementa el documento.

Cabe recordar que actualmente existen diez SSMM (Cochamó, Hornopirén, Palena, Aysén, General Carrera, Puerto Cisnes, Puerto Natales, Punta Arenas, Porvenir y Puerto Williams) que se clasifican en en tres grandes grupos que totalizan 209,63 MW de potencia instalada: 

Lagos de 10,52 MW
Aysén de 69,79 MW
Magallanes de 129,3 MW

Pero de acuerdo al reporte, se ha observado que un “porcentaje relevante” de tales unidades corresponden a centrales térmicas, lo que no permite una “adecuada compatibilización” con el espíritu de la ley y con los planes nacionales y regionales que apuntan a la utilización de una energía más limpia, con miras a la carbono neutralidad. 

Por tal motivo, y entre los puntos más vinculantes con la diversificación de la matriz, el PdL trata de promover la incorporación de más proyectos renovables y de almacenamiento, a la par de disminuir la generación con combustibles fósiles en los sistemas medianos a partir de la especificación del principio de acceso abierto.

¿Por qué? Para que las empresas transmisoras y distribuidoras permitan este acceso a nuevas centrales limpias que se conecten por líneas propias o de terceros, a la par de fomentar planes de expansión que incorporen generación verde. 

El proyecto de ley firmado por Boric y Pardow se estructura en un único artículo permanente y tres artículos transitorios, los cuales incluyen la medida anterior mencionada, como también se incluyen en las siguientes fijaciones tarifarias aquellas obras planificadas de ampliación, de manera que se cumpla con la condición de incorporar generación renovable a los sistemas y otorgar certeza a los inversionistas que promueven unidades que usen este tipo de tecnologías.

También se establece que la planificación y tarificación en los SSMM deberán propender al desarrollo óptimo de las inversiones considerando la incorporación de ERNC y almacenamiento, para el cumplimiento de los objetivos de eficiencia económica, competencia y seguridad de dichos sistemas.

Además, durante esa etapa de planificación, se pretende que la Comisión Nacional de Energía (CNE) considere inversiones para transformar la generación térmica existente en generación basada en “combustibles neutros en emisiones de dióxido de carbono equivalente (CO2)”. 

Por lo que, en caso de aprobación en el Congreso, la propia CNE deberá licitar un estudio de expansión de los segmentos de generación y de transmisión correspondiente a cada Sistema Mediano, así como los respectivos costos incrementales de desarrollo y costos totales de largo plazo de cada uno de los segmentos. 

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En el panorama actual de la transición hacia fuentes de energía más limpias, los Certificados de Energía Limpia (CELS) han sido una herramienta clave para muchas empresas que buscan cumplir con sus objetivos de descarbonización en México.

Sin embargo, según Alberto Campos, senior energy manager de Edison Energy,, la viabilidad de alcanzar estas metas a través de los CELS se ha vuelto más desafiante, lo que ha llevado a las empresas a explorar otras opciones, destacando los Certificados Internacionales de Energía Renovable (IRECs) como una alternativa prometedora.

«Si bien el mercado de CELS sigue vivo, el requerimiento para el 2024 permanece inalterado. Esto significa que el cumplimiento de metas con los CELS no se va a alcanzar. Por ello, las empresas están recurriendo a otros mecanismos de compensación como los IRECs, o garantías de origen para cumplir con sus objetivos de descarbonización», señala Campos en conversaciones con Energía Estratégica.

En México, la transición hacia proyectos renovables se ve obstaculizada por una escasez de proyectos renovables nuevos.  De acuerdo al experto, las empresas con objetivos ambiciosos de descarbonización encuentran en los IRECs su única opción viable en este contexto.

 Además, sugiere que los precios de mercado juegan un papel crucial en esta elección, con los IRECs oscilando entre 1,60 y 1,90 dólares, en comparación con los CELs que alcanzan los 7 u 8 dólares. La diferencia de costos es significativa, lo cual hace que los IRECs sean una elección más atractiva desde el punto de vista económico.

A su vez, Campos enfatiza la importancia de la entrada de nuevos proyectos para diversificar las opciones disponibles. La posibilidad de optar por Acuerdos de Compra de Energía (PPAs) directos con proyectos renovables o incrementar la carga podría ofrecer soluciones a largo plazo. 

Sin embargo, la situación actual en México presenta un desafío, ya que los proyectos renovables han quedado en espera debido a las cancelaciones de subastas en la actual administración.

Para Campos, a medida que se acercan las elecciones, el rumbo de la política energética se vuelve una incógnita, aunque existe la creencia de que la generación renovable podría incrementarse, impulsada por el fenómeno del nearshoring. 

“Quien asuma el poder deberá considerar inversiones en infraestructura de transmisión para garantizar la distribución efectiva de la energía renovable. La esperanza radica en la reactivación de subastas a largo plazo, las cuales ofrecen una oportunidad para el resurgimiento y la expansión del sector renovable en México”, sugiere.

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La PlataformaH2 Argentina, entidad que abarca distintos actores del sector energético con el fin de promover el desarrollo del hidrógeno de bajas emisiones en el país, se reunió con la subsecretaria de Planeamiento Energético de la Nación, Mariela Beljansky. 

El objetivo fue analizar las perspectivas para el avance de la industria del H2V en el país, el potencial para dicho vector energético y los próximos pasos que se tienen pensados al respecto, tanto por parte del gobierno actual como de la propia entidad que abarca a instituciones académicas, empresarias y organizaciones especializadas en materia de energía y ambiente. 

“Procuramos tener una hoja de ruta lo antes posible para que comiencen a desarrollarse proyectos que posicionen a la Argentina como un país con capacidad de exportación de hidrógeno verde”, señaló Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina, en conversación con Energía Estratégica tras la reunión con las autoridades de la Secretaría de Energía. 

“Beljansky nos recibió muy bien, fue una charla conceptual para presentar formalmente a la Plataforma en el nuevo escenario que se inicia, comentar lo trabajado, lo que veíamos inconveniente y lo que pensamos que se debe trabajar más en concreto. Incluso, ella fue coincidente con la visión, de un estado que participa lo menos posible y lo hace a los efectos de facilitar las cosas”, complementó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina y miembro de la PlataformaH2 Argentina. 

Los proyectos de ley sobre el H2 presentados en el Congreso (tanto los impulsados por el Poder Ejecutivo de la gestión anterior como por entidades y legisladores) y la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno que presentó la ex Subsecretaría de Asuntos Estratégicos a mediados de marzo del año pasado (ver nota). 

Y cabe recordar que dicho documento incluyó al H2 verde (producido a partir de energías renovables), el azul (gas natural) y rosa (nuclear), y estimó que Argentina tendrá una producción doméstica total de, al menos cinco millones de toneladas anuales de H2 hacia el 2050, de los cuales hasta el 20% se destinará al mercado local (100.000 t/año al 2035, 500.000 t/año al 2045 y 1.000.000 t/año al 2050), y el 80% será para exportar.

Pero para alcanzar tales metas, la Estrategia Nacional señaló que será necesario instalar 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de generación eléctrica renovable, lo que implicaría instalar entre 6000 y 8000 aerogeneradores, ocupando una superficie de 11.000 km2.

“La visión de Beljansky es de poca intervención del estado, con un marco regulatorio general y estímulos fiscales mínimos necesarios. Pero lo importante es la seguridad jurídica, la estabilidad fiscal y un estado facilitador y no burocrático, con mayor articulación y autonomía de quienes decidan invertir”, manifestó Ruiz Moreno. 

“Además de las renovables, como la solar y eólica, y del hidrógeno, esta Subsecretaría de Planeamiento Energético seguramente tenga incumbencia en las bioenergías y la electromovilidad. Es decir que estará muy involucrada en lo energético, con una visión de autonomía de las partes y libertad para actuar”, agregó. 

Mesa de trabajo

Según pudo averiguar este portal de noticias, la Secretaría de Energía de la Nación invitó a la PlataformaH2 Argentina a formar parte de una serie de talleres que comenzarán el 6 de marzo, en este caso vinculados a la temática del hidrógeno, pero desde la entidad no descartan que haya otras derivaciones con un panorama despejado sobre el proyecto de “Ley Ómnibus”, denominado oficialmente “de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos”. 

Dicha iniciativa del gobierno de Javier Milei incorporó el Régimen Integral de Grandes Inversiones (RIGI), herramienta destinada para proyectos nuevos o ampliaciones de existentes con “incentivos, certidumbre, seguridad jurídica y protección eficiente” de manera que, durante un plazo determinado, “adelante” temporalmente, las condiciones macroeconómicas para grandes inversiones en el país. 

“Por ende, la PlataformaH2 Argentina se encuentra analizando los alcances de ese régimen para poder hacer una devolución a las autoridades nacionales sobre sus fortalezas y qué elementos regulatorios serán necesarios para complementar al RIGI”, aseguraron desde la entidad. 

La entrada La nueva Secretaría de Energía de la Nación recibió a la PlataformaH2 Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Huawei realizó un lanzamiento mundial centrado en las 10 principales tendencias de FusionSolar para 2024. El tema fue «Innovación continua, desarrollo de alta calidad, aceleración de la energía fotovoltaica para convertirse en la principal fuente de energía«.

En el evento, Hao Yingtao, vicepresidente y CMO de Smart PV & ESS Business en Huawei Digital Power, analizó exhaustivamente las tendencias futuras. El análisis se centró en una tendencia principal, cinco características claves y cuatro tecnologías fundamentales, proporcionando información valiosa sobre el desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica. Su presentación concluyó con la publicación del Whitepaper.

Hao Yingtao señaló que la neutralidad de carbono está ganando impulso a nivel mundial, y la industria fotovoltaica y de almacenamiento de energía está floreciendo.

Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), se prevé que la capacidad fotovoltaica instalada alcance 5,200 GW para 2030 y 14,000 GW para 2050, con las energías renovables representando más del 90% de la capacidad total de energía y la energía fotovoltaica jugando un papel dominante.

A medida que las energías renovables, en particular la energía fotovoltaica, sigue penetrando en el mercado, la industria se enfrenta a importantes desafíos en la conexión a la red, el funcionamiento, la seguridad, etc. Las oportunidades y los desafíos siempre coexisten.

Huawei se complace en compartir las 10 principales tendencias para el desarrollo fotovoltaico de alta calidad.

Tendencia 1: PV y ESS se están convirtiendo en potencia estable

A medida que los precios de los sistemas PV y ESS continúan disminuyendo y las nuevas tecnologías se consolidan, los sistemas PV y ESS se han convertido en una fuente de energía estable y serán la principal fuente de energía en los próximos tres años.

Tendencia 2: Gestión de decenas de millones de centrales eléctricas

El número de centrales eléctricas aumenta exponencialmente, y la planificación eficiente e inteligente de la generación, transmisión, distribución y consumo de energía se convertirá en un requisito clave

Tendencia 3: Inteligencia del ciclo de vida completo

La gestión de la central eléctrica pasa del mantenimiento al funcionamiento. La tecnología inteligente mejorará significativamente los beneficios de la planificación, construcción, mantenimiento y operación.

Tendencia 4: Formación de red eléctrica en todos los escenarios

La tecnología “Grid Forming” se ha aplicado con éxito en algunos escenarios comerciales. Se ampliará rápidamente a todos los escenarios en el futuro, lo que podría mejorar la red y promover el suministro de energía renovable a gran escala.

Tendencia 5: Cuatro dimensiones de Seguridad

Las demandas de seguridad han evolucionado desde la mera seguridad de los equipos a una seguridad holística de cuatro dimensiones para garantizar la fiabilidad a largo plazo del nuevo sistema de energía.

Tendencia 6: Seguridad del ESS: desde la celda a la Red

La aplicación a gran escala del BESS y la mejora de las normas de seguridad requieren un sistema de almacenamiento de energía para realizar la capacidad de seguridad desde el nivel de la celda hasta el nivel de la red eléctrica.

Tendencia 7: MLPE y CLPE

La necesidad de una gestión refinada ha incentivado la comercialización a gran escala de la electrónica de potencia a nivel de módulo (MLPE) e influye aún más en la industria del almacenamiento de energía, dando lugar a la electrónica de potencia a nivel de célula (CLPE). MLPE y CLPE se han convertido en nuevos requisitos para las plantas fotovoltaicas distribuidas.

Tendencia 8: Alto voltaje y fiabilidad

El alto voltaje reduce el LCOE del sistema fotovoltaico y ESS, y la alta fiabilidad mejora la alta disponibilidad y logra la máxima seguridad.

Tendencia 9: Alta frecuencia y alta densidad de energía

La densidad de energía de los inversores continúa mejorando a través de la aplicación de semiconductores de tercera generación y tecnología digital.

Tendencia 10: Alta calidad de energía

Promover la aplicación a gran escala de sistemas PV y ESS en toda la industria mediante la mejora continua de la calidad de la energía.

La innovación y la calidad son cruciales para la industria fotovoltaica. Huawei FusionSolar continuará aumentando la inversión en I+D, se centrará en la integración innovadora de tecnologías (4T) de vatios, bits, calor y batería, y se alinearán con los requisitos comerciales de los clientes. La compañía espera construir productos y soluciones fiables y de alta calidad para acelerar el desarrollo de la industria fotovoltaica a través de la innovación tecnológica. Huawei FusionSolar colaborará con clientes y socios globales para promover el desarrollo de la industria de alta calidad, permitiendo la energía fotovoltaica verde como una fuente importante de energía para cada hogar y negocio y construyendo un futuro mejor y más verde.

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Applus+ está presente en más de 65 países y pone a disposición de los principales actores del sector una amplia gama de soluciones tecnologías y herramientas digitales para minimizar los riesgos técnicos y económicos asociados a los proyectos renovables.

En Centroamérica y el Caribe, la empresa cuenta con una trayectoria de más de 15 años y una amplia gama de servicios para proyectos fotovoltaicos, BESS y eólicos terrestres. 

“Nuestro equipo de expertos ha participado en un total de 17 GW de proyectos renovables en la región”, reveló Álvaro Velasco, Regional Manager LATAM for Renewable Energy Services de Applus+. 

Entre los mercados más activos para la empresa se destacan República Dominicana, Puerto Rico, El Salvador y Panamá; también Guatemala o Nicaragua que están generando oportunidades interesantes actualmente. 

En estos países, que cuentan con abundantes recursos naturales, se está registrando un incremento significativo de las inversiones en nuevos proyectos fotovoltaicos, eólicos y BESS, por lo que los principales actores del sector demandan cada vez más servicios de alto valor añadido como los de Applus+.

“En 2023, hemos prestado nuestros servicios en más de 60 proyectos fotovoltaicos, eólicos y BESS en la región”, confió Álvaro Velasco.

Destacando uno de sus casos de éxito en proceso, Velasco mencionó que en República Dominicana, el equipo de Enertis Applus+ se encuentra prestando servicios de ingeniería de la propiedad a la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina) en su proyecto Parque Solar Sajoma, una central fotovoltaica con una potencia instalada de 80 MW.

En tanto que, en Sudamérica, Applus+ ha realizado monitoreos de ácido sulfhídrico y ruido en proyectos solares tales como Paraíso, El Paso, Guayepo I – II y la Loma en Colombia y ha llevado a cabo una inspección técnica de obra en la planta solar fotovoltaica más grande de Chile, el proyecto María Elena de 480 MW. Y va por más.   

“Nuestro objetivo es seguir reforzando nuestro rol de partner técnico de confianza para los principales actores del sector renovable en la región de Centroamérica y Caribe, aportando nuestra experiencia, conocimiento especializado y amplia gama de servicios, y contribuir así al despliegue de los proyectos renovables y a la transición hacia un modelo energético sostenible”, declaró Velasco.  

De esta manera, Applus+ continúa ampliando su trayectoria en la región junto a las principales tecnologías renovables, entre las cuales destacan la solar fotovoltaica y la eólica, tecnologías en las que la empresa pretende crecer gracias a la incorporación de Barlovento a Applus+, y los proyectos BESS, aprovechando la experiencia desarrollada internamente a lo largo de estos últimos años en otros mercados, como Estados Unidos y Europa.

Desde la División Energy and Industry de Applus+, a través de las marcas Enertis Applus+ y Barlovento Applus+ dan apoyo a sus clientes en las fases de desarrollo, construcción y operación de sus activos renovables.

¿Qué servicios ofrece? Su amplio abanico incluye desde la ingeniería de la propiedad, informes de due diligence técnica para la financiación y la compraventa de activos, hasta el asesoramiento técnico independiente durante la fase de negociación y cierre de los contratos de suministro de equipos principales, auditoría y supervisión de la fabricación de los componentes en todo el mundo. Pero aquello no sería todo. 

La empresa también se ocupa de ensayos técnicos especializados durante las fases de posinstalación de componentes y operación de los parques, que incluyen inspecciones de instalaciones fotovoltaicas y eólicas con drones y la identificación de defectos a través de modelos con inteligencia artificial. 

Además, desde Applus+, cuentan con una larga trayectoria en servicios de ingeniería de líneas eléctricas y subestaciones, consultoría ambiental, estudios técnicos (geotécnicos, topográficos, hidrológicos); supervisión en campo de la construcción de los parques, incluyendo control de calidad y ensayos de materiales en laboratorio, seguimiento ambiental o servicios de prevención de riesgos laborales.

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Gonvarri Solar Steel, líder en el diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica, ha firmado con Repsol su primer acuerdo de suministro de 220 MW de seguidores solares TracSmarT+ 1V.

Este acuerdo de suministro, con una capacidad de 220 MW, se destinará a tres plantas fotovoltaicas de Repsol en España de 120, 50 y 50 MW respectivamente, sumando un total de 4.278 de sus trackers TracSmarT+ 1V (monofila y bifila).

Se estima que las plantas generarán la potencia suficiente para proveer energía renovable y sostenible a aproximadamente 127.000 hogares cada año. Además, con ello se evitará la emisión de más de 90.000 tCO2 anualmente.

Este acuerdo subraya el compromiso de Gonvarri Solar Steel y Repsol en el impulso de la transición hacia una matriz energética más sostenible a nivel nacional e internacional.

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 20 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.

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.

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La industria fotovoltaica, como sector impulsado por la tecnología, ha pasado por varias rondas de iteraciones tecnológicas cuyos objetivos siempre han estado relacionados con la mejora de la eficiencia y la optimización de la cadena de producción en busca de una mayor sostenibilidad y reducción de costos.

Técnicamente, a medida que la eficiencia de las células de tipo-p se acercaba a su máximo, las células solares de tipo-n se convirtieron en la nueva tendencia del momento, dado su potencial para alcanzar mayores eficiencias, acercándose incluso a los límites teóricos de eficiencia de las células de silicio de unión simple.

La tecnología de heterounión (HJT), como una de las principales vías hacia las células solares de tipo-n, ha llamado la atención por sus ventajas y su potencial para mejorar otras características, que van más allá de la mera eficiencia.

Risen Energy, líder mundial en soluciones integrales de energía fotovoltaica inteligente, anticipó este cambio y comenzó la investigación y el desarrollo de la tecnología HJT en 2019. A lo largo de los años, la empresa ha invertido importantes recursos en la investigación y producción en masa de módulos HJT, habiendo conseguido dos años consecutivos de liderazgo global en envíos de HJT.

Como resultado de una gran inversión en el desarrollo y mejora de la tecnología, los módulos HJT Risen batieron, por cuatro veces consecutivas, récords mundiales de eficiencia de módulos HJT, como el módulo HJT Risen de la línea Hyper-Ion, que tenía una potencia de 741W y una eficiencia del 23,89% certificada por TUV en 2023.

Los módulos HJT Risen concentran una alta densidad de potencia, los coeficientes de temperatura Pmax más bajos y una degradación lineal anual, además de mucha tecnología de punta a bordo.

A lo largo de los años de desarrollo, Risen Energy también ha investigado en profundidad diversos factores importantes para lograr una alta fiabilidad y una reducción de costes para la producción en masa a gran escala de la tecnología HJT, haciéndola viable y competitiva.

A finales de 2022, Risen desarrolló e inició la producción a gran escala de obleas y células de silicio ultrafinas con tecnologia cero barras colectoras en la célula, conocida como 0BB, el uso de pasta de metalización de bajo contenido en plata y tecnología de interconexión de células a baja temperatura, denominada Hyperlink, lo que garantiza la alta fiabilidad de las células HJT de Risen. Estas tecnologías se integran en los módulos HJT Risen a través de la gama Hyper-ion de ultra alta potencia 700 Wp+.

Dado que todas las mejoras tecnológicas son el resultado de una gran inversión en I+D y de años de experiencia con la tecnología de células HJT, con el fin de apoyar la continua reducción de costes y la producción en masa de productos HJT en toda la industria, lo que contribuirá aún más a la optimización de la cadena, Risen Energy ha recopilado las experiencias y conocimientos acumulados en un libro blanco.

Tras la publicación del primero en agosto de 2023, esta vez Risen Energy comparte su experiencia con el desarrollo y la aplicación industrial de obleas de silicio ultrafinas.

Como es bien sabido, las obleas de silicio, las pastas de metalización y los costes de los equipos representan más del 90% del coste total de las células HJT. Las obleas de silicio por sí solas representan el 55%.

Por lo tanto, es evidente que reducir los costes de las obleas de silicio es uno de los principales medios para impulsar la producción en masa de HJT. Risen ha logrado importantes avances en el desarrollo técnico y la aplicación industrial de obleas de silicio ultrafinas tras años de investigación e inversión, lo que ha permitido reducir costes y potenciar la competitividad que hoy tiene esta tecnología. Actualmente, Risen Energy ha dominado la producción en masa de células utilizando obleas de silicio ultrafinas de 110 μm y 100 μm, con la capacidad de producir obleas con espesores inferiores a 100 μm.

https://es.risenenergy.com/uploads/20240123/(last)SPANISH-Risen%E2%80%99s%20HJT%20Hyper-ion_A%20White%20Paper%20on%20Development%20and%20Industrial%20Application%20of%20Ultra-Thin%20Silicon%20Wafers_V2.3_20240115_jhw.pdf

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Genneia, la compañía líder en energías renovables en Argentina, confirma su posicionamiento en el sector energético superando 1 GW (1004 MW) de capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país.

Este acontecimiento se logra tras la puesta en operación de su tercer Parque Solar fotovoltaico Tocota III, ubicado a 65 km al norte de la localidad de Calingasta, provincia de San Juan, con una capacidad instalada de 60 MW. Su construcción requirió una inversión de más de 50 millones de dólares, obtenidos por la compañía a través de la emisión de obligaciones negociables calificadas como bonos verdes. A partir de ahora, Genneia pasa a operar 10 parques renovables, 7 eólicos y 3 solares.

“Estamos muy orgullosos de haber alcanzado 1 GW de potencia instalada, un logro enorme para la compañía y para nuestro país. Esto confirma una vez más nuestro compromiso en materia de sustentabilidad, apostando en iniciativas que contribuyan a la lucha contra el cambio climático y a la descarbonización de la industria”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

“Continuaremos trabajando para sumar valor y potenciar nuestras sólidas prácticas, con el claro objetivo de que Genneia siga siendo la compañía referente de las energías sustentables en nuestro país”, concluyó.

Al mismo tiempo, la empresa continúa avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. 

Según los datos surgidos de CAMMESA, durante el 2023 Genneia generó un total de 3.495.819 MWh de energía solar y eólica. Esta cantidad equivale al consumo de aproximadamente 919.000 hogares, y es así como la compañía reafirma su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1,66 millones de toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera en el pasado año.

Agosto se destacó como el mes de mayor generación, con un registro total de 371.395 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 639.184 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 19% del total de la potencia instalada, conformada por un 21% de la generación de la energía eólica y el 12% de la energía solar.

Durante la última década, Genneia experimentó un sostenido crecimiento, aumentando su capacidad instalada en 3,5 veces y transformando su matriz de generación hacia lo renovable con inversiones por más de 1.200 millones de dólares entre 2016 y 2023. Asimismo, refuerza su destacado papel en el ámbito de las finanzas sostenibles, a través de la emisión de cinco bonos verdes locales por 159 millones de dólares durante el 2023 y, por más de 700 millones de dólares en los últimos 2 años. Además, es el principal emisor de Bonos de Carbono del país, y lidera el mercado MATER con más de 30 clientes del sector corporativo.

Esta multiplicidad de logros demuestra el fuerte compromiso que tiene la empresa con el desarrollo sostenible, la lucha contra el cambio climático y la transición hacia una matriz energética más limpia y neutra en emisiones.

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Panamá anunció en el inicio de este año 2023 una licitación pública para contratar potencia y energía a largo plazo, que garantice el suministro de la demanda eléctrica de los clientes finales de las empresas distribuidoras de electricidad.

Para este proceso que adjudicará 500 MW de capacidad renovable con o sin almacenamiento en baterías, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) solicitó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) la elaboración de los pliegos de bases y condiciones.

Según adelantó Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE. “El pliego se publicará este mes de febrero”. Lo que mantiene expectante a empresas del sector privado local y extranjero.

Al respecto, Rafael Galue, director ejecutivo de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica.

¿Cómo recibió la industria el anuncio de la Licitación?

La ha recibido con mucho entusiasmo al ser está una licitación a largo plazo que nos permitirá además trabajar en conjunto y acercarnos aún más a los objetivos de desarrollo sostenible que nos hemos propuesto como país, ya es un hecho innegable el crecimiento exponencial que están teniendo las energías renovables en Panamá y esto se ve reflejado en la cantidad de empresas que se han agremiado en el último año a la Cámara Solar, además de esto, muchas empresas extranjeras han estado siguiendo de cerca el proceso desde que fue anunciada esta licitación.

¿Qué lecciones aprendidas deberán tenerse en cuenta para asegurar el éxito de esta convocatoria?

Que debemos estar como industria cada día más preparados y capacitados, es por eso que este año estaremos capacitando desde nuestra red de profesionales en Energía solar a más de 150 nuevos profesionales, ya que tenemos una alta demanda de empleos y esto se incrementará a medida que vayan avanzando los proyectos, esto en definitiva es muy necesario para asumir los retos que suponen este tipo de licitaciones a largo plazo.

¿En qué rangos considera que deberá estar el precio de oferente virtual para que se cubran todos los requerimientos de la licitación?

Es una pregunta que en este momento es muy difícil de responder, ya que previamente debería el regulador hacer un estudio al respecto. Por lo tanto, nos toca esperar, ya les tocará a las autoridades competentes definir el rango de precio y el alcance del mismo.

¿Cree que el precio de solar+baterías podrán ser los más competitivos de esta licitación?

Eso va a depender, pero siento que si podría ser competitivo, sobre todo si los precios de las tecnologías de almacenamiento siguen bajando, a largo plazo podría ser cada vez más competitiva.

¿Qué recaudos se deberán tomar en un año de elecciones para asegurar que se puedan dar las condiciones para la firma de contratos antes de fin de año?

Definitivamente tenemos que esperar el pliego que se ha anunciado para ser publicado en Q1, eso ya de por sí garantizaría las condiciones para la puesta en marcha de la licitación.

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Ana Lia Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA) participó del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile. 

Allí, brindó una entrevista exclusiva en la que aportó su visión sobre las perspectivas para las energías renovables en el país, los desafíos y oportunidades para el corriente año, qué se requiere para lograr una mayor penetración en el sistema y evitar distintas dificultades que atraviesa el sector.

Si bien hoy en día Chile cuenta con X MW y una gran penetración de ERNC a la red (35,6% pero hasta un 60% si se considera aporte hidroeléctrico convencional), aún resta saber con qué velocidad se retirará del sistema el restante 40% térmico y con qué configuración del mercado eléctrico para que éste sea competitivo.

“Es importante bajar las cifras. Tenemos cerca de 36 GW instalados, de los cuales 15,4 GW son ERNC y otros 6,7 GW son hidroeléctricos, por lo que tenemos la necesidad del almacenamiento para retirar sistemáticamente las centrales a carbón”, afirmó.

“Ello se refleja en las tarifas eléctricas, que junto al almacenamiento serán los grandes temas del 2024, ya que el consumidor hoy en día paga ciertos costos sistémicos que encarecen el suministro y no le han permitido hacer la relación inequívoca entre una cuenta conveniente y la mayor penetración renovable”, subrayó. 

Cabe recordar que los contratos de suministro a clientes regulados se abastecen mediante combustibles fósiles oscilaban entre USD 250-280 MWh a USD 170 MWh (especialmente dadas antes del 2025).

Valores que hoy pueden llegar a costar un 50% más de lo que se ofertó a la hora de la licitación o, incluso, al doble y al triple por la indexación al precio de los combustibles. Mientras que los diez contratos renovables más baratos, los mismos se ubican en un rango de USD 60 MWh a USD 70 MWh y han sido indexados al Índice de Precios al consumidor (IPC) de Estados Unidos. 

“Por ello no puede establecer que tenemos un suministro caro a propósito de la generación renovable, sino que todo lo contrario. Son los contratos más baratos que, en la medida que sistemáticamente entren en vigencia en los contratos con clientes regulados, abaratará costos del sistemas”, manifestó Rojas.

Chile finalmente subastará 3430 GWh/año en su Licitación de Suministro 2023

“Es incorrecto culpar a las renovables no convencionales del nivel de tarifa eléctrica. Y eso deben saberlo los consumidores, desde el sector debemos saber ser mejores comunicadores para establecer esta conversación y que quede claro de dónde provienen los suministros más baratos”, agregó.

Justamente, la alza de tarifas es uno de los principales temas en la agenda sectorial y gubernamental, a tal punto que para tratar parlamentariamente el proyecto de ley de Transición Energética (habilitante para una mega licitación de almacenamiento), el Senado le pidió al Poder Ejecutivo que presente un PdL de estabilización tarifaria. 

Los próximos meses serán cruciales para resolver estos temas, de tal manera que la directora ejecutiva de ACERA insistió en la necesidad de entender la conveniencia de una mayor penetración renovable en el nivel de tarifas, porque de lo contrario “significará quedar dependientes de fósiles caros, importados y contaminantes, lo será muy difícil lograr el despliegue de las renovables”.

Puede acceder a las declaraciones completas de Ana Lia Rojas en la entrevista que brindó en el marco del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit.

La entrada Rojas de ACERA: «Las tarifas eléctricas y el almacenamiento serán los grandes temas del 2024” se publicó primero en Energía Estratégica.

Parque Eólico Arauco, empresa 100%dedicada a la generación de energía renovable en la Provincia de La Rioja (Argentina), participó en el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile.

La compañía ya cuenta con 250 MW eólicos operativos en Argentina y busca abastecer el 100% de la provincia de La Rioja con energías renovables para finales de 2025, por lo que se posiciona como uno de los grandes actores del sector energético del país. 

Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, brindó una entrevista exclusiva en donde comentó los futuros objetivos de la compañía, las tendencias que se avecinan para el sector renovable de la región y cómo incursionan en nuevas tecnologías y proyectos en pos de lograr una mayor eficiencia. 

«Más allá de los 250 MW eólicos ya instalados, estamos en construcción de otros 100 MW eólicos y 110 MW solares en los próximos dos años. Con ello, serán los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina y segundos de Sudamérica en conectar energía eólica y solar en el mismo punto”, explicó. 

“Con ello se puede aprovechar mucho más las estaciones transformadoras y las líneas de despacho que teníamos. Por eso empezamos en el mundo solar y el recurso FV en La Rioja es ilimitado”, agregó. 

Cabe recordar una de esas centrales se dio en convenio entre Parque Eólico Arauco e IMPSA, firmado en mayo del año pasado (ver nota), y en su momento se comunicó que el proyecto demandará una inversión total de USD 49.000.000 y evitará la emisión de aproximadamente 1.000.000 de toneladas de CO2 durante 20 años al generar energía totalmente limpia. 

Al hibridar sus plantas, Arauco busca tener un factor de carga cercano al 75% y la empresa podría darle continuidad a un proyecto piloto electrolizador de 1 MW de capacidad y alcanzar costos competitivos para la producción de hidrógeno verde, que es considerado uno de los combustibles del futuro. 

Pero a ello se debe agregar que la compañía logró ser una de las grandes ganadoras de la licitación RenMDI realizada en 2023 con seis parques renovables adjudicados que suman 25,5 MW de capacidad. 

PS Aimogasta Solar I – 5 MW
PS Chamical Solar I – 8 MW
PS Chamical Solar II – 10 MW
Central hidroeléctrica Nonogasta – 0,5 MW
Central biogás Cerdos de los Llanos – 1 MW
Central biomasa Mission Argentina – 1 MW

“Parque Eólico Arauco está dentro del top 5 de las empresas con mayor capacidad de transporte y proyectos de Argentina, tanto de MATER como de contratos PPA con CAMMESA (350 MW) y en las últimas manifestaciones de interés (MDI) presentamos proyectos con ampliación de transporte que nos llevan a casi 1 GW de proyectos para los próximos años”, detalló Parmigiani. 

“Mientras que en almacenamiento ya estamos hace varios años, tanto de litio como de pilas gravitacionales (centrales hidroeléctricas reversibles) que es mucho más beneficioso en determinadas ocasiones, y avanzamos en la convocatoria AlmaMDI que lanzó CAMMESA para presentar los proyectos”, afirmó. 

Perspectivas con la llegada del gobierno libertario

La asunción y primeros pasos de Javier Milei en la presidencia de Argentina – y de Eduardo Rodríguez Chirillo al frente de la Secretaría de Energía – abre las puertas a que el sector privado apalanque las nuevas inversiones en proyectos de generación de fuentes renovables e infraestructura eléctrica, permitiendo un mayor dinamismo y flexibilidad en la toma de decisiones de mercado. 

El presidente de Parque Eólico Arauco no fue ajeno a ello y marcó que el nuevo gobierno llega con ideas “innovadoras”, principalmente en lo vinculado a la desregulación y liberación de diversas cuestiones regulatorias para avanzar de una manera más rápida. 

“Los primeros meses del año será interesante ver qué sucede, si realmente se logra destrabar la restricción a las importaciones y el rol de los partners locales, si se empieza a activar el sector y Argentina se vuelve más atractiva, es una linda oportunidad. Están dadas las condiciones para que el país lidere nuevamente Sudamérica”, señaló durante el evento de Future Energy Summit en Chile.

“Pero la política debe estar a la altura de las circunstancias y con un nivel de eficiencia, de entender que hay un costo muy grande que pierde Argentina por no aprovechar las situaciones de una demanda de energía”, añadió.

Para poner en números, Parmigiani subrayó que el costo de una central térmica a gasoil o a gas importado ronda los USD 250-300 MWh, mientras que el de un parque solar o eólico está en USD 58 – 62 MWh. 

“Y si consideramos que hoy el 30% de la energía se importa, es clave apuntar a ser más eficientes, ya que estamos perdiendo un costo muy grande por no entender la nueva dinámica de las economías”, concluyó. 

Pero estos temas y muchos más se tratarán en Future Energy Summit Argentina, la primera parada de FES del 2024 que se llevará a cabo el 11 de marzo en Buenos Aires y que será el espacio ideal para debatir los principales focos de la agenda del sector, visibilizar las oportunidades regulatorias y de inversión, como también explorar nuevos negocios sostenibles. 

Entradas ya disponibles: https://futurenergysummit.com/producto/future-energy-summit-argentina/

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El mercado eléctrico guatemalteco, a pesar de ser considerado de los más maduros de la región, enfrenta aún desafíos regulatorios que de ser resueltos podrían impulsar un mayor despliegue de energías renovables en el país.

Marcello Estrada, gerente de Regulación y Operación de Mercado en Electronova, la comercializadora de energía eléctrica del Grupo Progreso, ha destacado la necesidad de realizar determinadas actualizaciones regulatorias para aprovechar al máximo el potencial de este mercado.

«En el mercado eléctrico guatemalteco faltaría una revisión al concepto y cálculo de esa demanda firme, reglas para almacenamiento energético y fortalecimiento de las normas técnicas que regulan la calidad. Más allá de eso, la regulación del mercado es bastante abierta y permite la operación bastante eficiente de todas las energías renovables», señaló Marcello Estrada.

De acuerdo con el especialista en regulación y operación de mercado, el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) ha estado trabajando en modificaciones normativas desde hace aproximadamente cuatro años; sin embargo, advirtió que algunas de estas modificaciones no han incorporado los valiosos aportes de los agentes del mercado y otras que sí lo han hecho han quedado detenidas en el AMM o el regulador, sin ser aprobadas.

En respuesta a aquello, Estrada propuso que se fomente una mayor participación de partes interesadas en la actualización del marco normativo a través de la formación de grupos de trabajo y mesas de discusión técnica para recoger los aportes de los agentes desde la concepción inicial.

¿Qué prioridades existirían? El referente de Electronova insistió en que uno de los principales puntos de enfoque es la revisión del concepto y cálculo de la demanda firme en el mercado eléctrico guatemalteco. Además, la necesidad de establecer reglas claras para el almacenamiento de energía y fortalecimiento de las normas técnicas que regulan la calidad de la energía.

En cuanto a la regulación de la demanda firme, Estrada indicó la necesidad de revisar el procedimiento actual, que a menudo resulta en contratos sobredimensionados para grandes usuarios generando sobrecostos y pérdidas de eficiencia.

«La demanda firme en Guatemala es la obligación que por norma tiene todos los grandes consumidores o grandes usuarios de contratar potencia. Desde hace más o menos 20 años que empezó a operar la normativa del mercado, existe un procedimiento para el cálculo de esa demanda firme que se tiene que contratar, que es un procedimiento que se separa mucho de la realidad del consumidor, este es un procedimiento que está enfocado mayormente en coincidir con la demanda de potencia del sistema como un todo, pero no toma en cuenta que el mayor impulso que tiene ese crecimiento de la demanda de potencia del sistema no lo dan los grandes consumidores, sino que lo dan las distribuidoras», consideró Estrada.

Y añadió: «Resulta que ese un método que no se adapta al consumo típico de cada industria. Entonces como es una obligación de contratación por un periodo mínimo de un año, muchos grandes usuarios quedan sobrecontratados de tal forma que muchas veces ni siquiera llegan a consumir la potencia que tienen respaldada en un contrato, lo que causa sobrecostos y pérdidas de deficiencia para los grandes usuarios».

Otro aspecto crucial es la regulación de los acumuladores o bancos de baterías, elementos clave para complementar las energías renovables intermitentes. Aunque el AMM está trabajando en propuestas para habilitar la regulación de estos bancos, Estrada subrayó la necesidad de agilizar la publicación de la propuesta para su desarrollo y aplicación efectiva.

El almacenamiento de energía mediante baterías también se presenta como una solución para mejorar la calidad de la energía en diversas áreas, incluyendo subestaciones y la red de distribución. Por lo que, el referente consultado sugiere que esta tecnología podría ser fundamental para garantizar una continuidad y calidad de energía adecuada para las industrias guatemaltecas, especialmente en áreas donde las redes de distribución han quedado obsoletas.

Finalmente, Estrada identificó la necesidad de actualizar las normas técnicas que regulan la calidad de la energía. De acuerdo con el referente de regulación y operación de mercado muchas de estas normas son antiguas y no responden a las necesidades actuales de los usuarios industriales y comerciales. Por ejemplo, interrupciones de menos de tres minutos no se consideran como una falta, lo que no incentiva a los distribuidores a corregir problemas en tiempo récord, lo cual es crucial para muchas industrias.

«La calidad de energía muy importante y entre más energía renovable de calidad exista en el mercado, los precios van a ser mejores para los comercializadores y va a haber más oportunidades de negocios», concluyó Marcello Estrada, gerente de Regulación y Operación de Mercado en Electronova.

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La International Tracking Standard Foundation (I-Track Foundation), originada en los Países Bajos en 2015 con el nombre de International REC Standard Foundation, ha experimentado un crecimiento significativo.

La I-Track Foundation ya cuenta con una presencia sólida en más de 50 países, extendiéndose por todo el globo. En Centroamérica y el Caribe ha estado operando desde 2016, con resultados destacables.

“Comenzamos con la emisión de certificados en Honduras el 2016, luego se incorporó Guatemala el 2017, Panamá el 2019, Costa Rica el 2020 y República Dominicana con El Salvador el 2021. El segundo semestre del 2023 hemos aprobado la emisión de certificados en Nicaragua y actualmente estamos en conversaciones con actores de mercado para el registro y emisión de los primeros certificados IREC en Nicaragua”, introdujo Benjamín Herrera Vergara, Director para Latinoamérica de I-Track Foundation.

En diciembre del 2023, la fundación cambió su denominación reflejando así la expansión de su mandato más allá del ámbito eléctrico, pero manteniendo su misión de facilitar la implementación de esquemas de certificación de energía renovable en todo el mundo. Y este año va por más.

En palabras de Benjamín Herrera Vergara: “Este año buscamos consolidar la adopción de certificados IREC en Centroamérica sumando actores estratégicos del sector”.

En Costa Rica, la I-Track Foundation está apoyando la vinculación al estándar de la mayor distribuidora del país, la empresa pública Compañía Nacional de Fuerza y Luz y en El Salvador ya están explorando la posible acreditación de la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas como emisor local.

Y es que, la certificación IREC está ganando terreno en diversos sectores de la economía, generando un gran atractivo.

“Vemos cada vez más adopción en empresas energo-intensivas como las del sector minero, data centers, metalmecánica, fabricación de productos de exportación, pero también servicios financieros, alimentos y bebidas, productos de consumo masivo y también empresas de menor tamaño preocupadas de su huella de carbono y sustentabilidad ambiental”, precisó Benjamín Herrera Vergara, Director para Latinoamérica de I-Track Foundation.

¿Qué tipos de proyectos renovables se ajustan a sus requerimientos para transferir atributos? En respuesta a Energía Estratégica, Benjamín Herrera Vergara destacó la versatilidad de la certificación IREC:

“Pueden certificar su producción renovable todos aquellos medios de generación cuyo energético primario sea una fuente renovable como la eólica, solar, geotérmica, hidroeléctrica, biomasa y biogás”.

Según precisó el referente de I-Track Foundation, los requisitos fundamentales incluyen demostrar la titularidad de representación del activo y no haber certificado la producción por otro mecanismo que implique transferencia de atributos ambientales y renovables.

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Las cancelaciones de subastas a largo plazo en México han provocado un parate en la ejecución de proyectos a gran escala por lo que la actividad renovable que se ha registrado en los últimos años en el país se ha visto liderada por la generación distribuida.

En este escenario, cada vez más empresas mexicanas se dedican a este segmento tan esencial para diversificar la matriz energética del país. 

Una de ellas es Energía Verde Alternativa (EVA), compañía enfocada al desarrollo de Sistemas Solares Fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento a nivel residencial, comercial e industrial, en el segmento de generación distribuida.

En conversaciones con Energía Estratégica,  Ariel Turok Catarrivas, Director General de EVA, revela planes ambiciosos para el año en curso: “Las expectativas de venta para el 2024 son elevadas: buscamos superar en un 40% los logros alcanzados en el período anterior”. 

Y agrega: “Si bien desarrollamos proyectos residenciales, nuestro enfoque principal se centra en satisfacer las necesidades del sector Comercial e Industrial, donde la demanda de soluciones renovables está en constante crecimiento”.

La empresa no solo se limita a la implementación de proyectos, sino que también ofrece servicios de consultoría en la instalación de proyectos de generación distribuida.

En efecto, Turok Catarrivas destacó que actúan como EPC (Ingeniería, Procura y Construcción) nato, asesorando a los clientes en la búsqueda de la máxima calidad y seguridad en sus instalaciones.

Soluciones de Almacenamiento

En México, muchos se preguntan si la demanda de almacenamiento en el autoconsumo está en aumento, o si es una tecnología que despegará en los próximos años.

Ante este interrogante, el experto explica que la demanda de sistemas de almacenamiento depende del tipo de proyecto. 

“A nivel comercial, donde no se observa un consumo significativo durante los horarios punta, la implementación de almacenamiento no es tan crucial. Sin embargo, en el caso de la industria, donde las operaciones son continuas, el almacenamiento se vuelve más relevante debido a las variaciones de tarifas y las limitaciones regulatorias”, afirma.

Grandes desafíos de la Industria

En tanto a los diferentes retos que enfrenta la industria, Turok Catarrivas recalca la importancia de la profesionalización en el sector.

“La seguridad y calidad de las instalaciones de energía renovable deben ser prioritarias. La falta de estándares en algunas empresas representa un riesgo, y la profesionalización, el uso de productos de alta calidad y mano de obra calificada son fundamentales para mitigar estos riesgos”, asegura.

No obstante, reconoce que la falta de profesionalización de algunos competidores que priorizan el precio sobre la seguridad y calidad en sus servicios, pueden convertirse en una limitante.

Por último, califica como un reto las barreras regulatorias que existen en el segmento de la  generación distribuida y concluye: “Es fundamental un aumento en el límite de potencia de Generación Distribuida y la implementación de incentivos fiscales significativos para impulsar la inversión en el sector”.

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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.

Un 30% de estos compromisos tiene que ver con ajustes legales y regulatorios en materia de electricidad, y se está avanzando con propuestas muy sólidas para el fortalecimiento del sector.

“Estimamos alcanzar un 40% de estas metas antes de finalizar este periodo de gobierno. La siguiente administración tendrá la responsabilidad de dar continuidad a este proceso”, Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE.

Hasta tanto, un gran paso dado en el inicio de este año 2024 es el lanzamiento de la licitación de 500 MW de energías renovables y almacenamiento. Esta licitación representa un hito significativo, ya que se convoca tras cerca de una década sin procesos para la contratación de largo plazo.

Al respecto, la directora de Electricidad de la SNE enfatizó las altas expectativas tanto del sector público como privado en este proceso, destacando su naturaleza full renovable y su inclusión de almacenamiento, como una novedad no solo para Panamá, sino también para toda Centroamérica.

En cuanto al impacto en los inversionistas, Guadalupe González señaló que varios ya han mostrado interés y han solicitado aclaraciones sobre la incorporación de almacenamiento en las ofertas. 

En tal sentido, la reciente consulta pública sobre la regulación de almacenamiento en distintos segmentos del mercado es un paso clave para aclarar dudas y recopilar comentarios de todas las partes interesadas (ver).

“Ya han venido varios inversionistas tocando la puerta, pues quieren estar más empapados después de lo que conlleva esto. Recientemente la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) lanzó a consulta pública la regulación de almacenamiento, y esperamos que salga en el período estipulado para que la licitación de 500 MW renovables se pueda dar en el calendario correspondiente”, indicó González.

Y reveló: “El pliego se publicará este mes de febrero. Ahí, se tendrán mayores detalles de la licitación. Por lo pronto, puedo adelantar que en los pliegos se aclararán los requisitos de potencia y energía, por lo que el almacenamiento tomará un papel importante para garantizar ofertas de potencia con fuentes como eólica y solar”.

De allí, la directora de Electricidad de la SNE animó a los interesados en ofertar en la licitación de 500 MW a participar activamente de la consulta pública de almacenamiento energético donde obtendrán detalles valiosos y podrán realizar su aporte para la próxima regulación.

Panamá abre tres consultas públicas clave para el despegue del almacenamiento energético

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La Licitación Abierta PEG-4-2022 marcó un hito en el sector energético guatemalteco. El éxito de su convocatoria para 235 MW fue tal que, 67 entidades adquirieron las bases y las ofertas ganadoras en su mayoría (12 de 16) incluyeron centrales fotovoltaicas, entre ellas de tecnología hidro, eólica y solar.

Pero aquello no sería todo. Los precios alcanzados fueron históricos, registrando precios medios entre 20.329 USD/MWh y 79.96 US/MWh en todo el periodo licitado (ver detalle).

El interés por este proceso competitivo fue tal que el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala, que cuenta con personal especializado que brinda atención y seguimiento a interesados en desarrollar proyectos renovables, como aquellos de tecnología eólica y solar, recibió consultas de alrededor de 10 empresas durante el 2023.

“Se brindó orientación sobre consideraciones técnicas que deben tener en cuenta los proyectos en su fase de diseño, características eléctricas operativas del S.N.I. de Guatemala, el acceso a la red y sus estudios, características operativas que deben cumplir estos proyectos, el cumplimiento de procesos para la operación comercial y el seguimiento que se le da a su operación”, puntualizó Jorge Álvarez, gerente general del AMM.

Y subrayó: “En su mayoría, el interés era en la Licitación PEG-4, pero algunos también con miras a la PEG-5, en función de la experiencia y resultados de la licitación PEG-4”.

Este año, las expectativas del mercado están puestas en una Licitación Abierta PEG-5-2024 que promete la contratación más grande de su historia en el orden de los 1000 MW a 1400 MW, despertando el interés de generadores y desarrolladores de proyectos de generación locales y extranjeros.

Visto el Plan de Expansión 2024-2054 y la necesidad del lanzamiento inminente de una nueva licitación, Energía Estratégica, consultó al referente del AMM si para este año esperan un aluvión de nuevas consultas:

“Sin lugar a duda, habrán consultas, en función de las tecnologías que correspondan”, respondió Jorge Álvarez.

Ahora bien, aclaró que eso dependerá del tipo y tamaño de las centrales a las que se considere para licitar en la PEG-5 y principalmente las mezclas o participaciones de generación a las que esté dirigida.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, en los últimos meses los usuarios calificados venían experimentando incertidumbre por los resultados del Mercado de Balance de Potencia (MBP) que forma parte del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en México.

Si bien aún no ha salido el MBP del 2023, el CENACE publicó el  informe preliminar, con datos pocos alentadores para los usuarios calificados.

Precio Máximo de la Potencia en 2023 Preliminar (v2024 01 30)

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Bruno Ortiz, Director del Mercado Eléctrico Mayorista en Grupo Dragón, una empresa mexicana perteneciente a Grupo Salinas dedicada a la generación y comercialización de energía renovable, analiza los resultados del informe preliminar del MBP y aborda las preocupaciones emergentes de los usuarios calificados.

“Este documento revela un aumento sustancial en el factor del Precio de Cierre de Potencia Estimado (PCPE), lo cual ha generado inquietudes significativas en el sector renovable”, explica.

De acuerdo a la lectura de Ortiz, en el informe preliminar, el factor del PCPE experimentó un incremento notable, equiparando al Sistema Interconectado Nacional (SIN) con los niveles de Baja California (BCA) y Baja California Sur (BCS), alcanzando un factor de 2.00 y reflejando un precio de la potencia cercano a los 5.3 millones de pesos por megavatio-año (MDP/MW-año).

Aunque destaca la provisionalidad de estos datos, la magnitud del aumento plantea desafíos para los participantes del Mercado y deja en evidencia la urgencia de simplificar los permisos para nuevos generadores.

“Los impactos inmediatos de este incremento se traducen en un aumento sustancial de los costos de energía para los Usuarios Calificados expuestos a precios de mercado. Este escenario presenta un desafío considerable, ya que aquellos que dependen de esta exposición experimentarán un incremento significativo en sus costos energéticos”, detalla Ortíz.

Y agrega: «A mediano y largo plazo, se anticipa un aumento en las tarifas ofertadas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo que generaría una presión financiera para los usuarios calificados”.

¿Cómo afrontar este posible aumento en el precio de la potencia?

Frente a esta situación, el especialista sugiere a los Usuarios Calificados adoptar medidas proactivas para minimizar los riesgos asociados a la volatilidad del mercado. 

Según él, una opción estratégica es la incorporación de productos que integren estos costos dentro de su tarifa y reduzcan la exposición a precios de mercado. 

“Algunos usuarios han optado por contratar bloques que contemplan entre un 40% y un 60% de la energía y potencia a un precio fijo, mientras que el restante se paga a precio de mercado. Sin embargo, es crucial tener en cuenta que la elevación de los costos de potencia puede contrarrestar los beneficios históricos de ahorro”, alerta.

Desde Grupo Dragón, se destaca una estrategia centrada en ofrecer contratos que brinden estabilidad en los precios, con el fin de limitar la exposición a fluctuaciones bruscas. A diferencia de propuestas con descuentos llamativos que ocultan riesgos, se opta por tarifas más contenidas que ofrecen ahorros moderados, pero con cero exposición a precios de mercado.

A nivel sectorial, Ortiz enfatiza la importancia de evaluar la diversificación de fuentes de energía y explorar alternativas que reduzcan la dependencia de tecnologías específicas.

“La colaboración con la industria y los órganos reguladores para agilizar permisos se presenta como una estrategia clave para mitigar los riesgos asociados a la volatilidad del mercado”, recomienda. 

Y concluye: “En un escenario donde la oferta limitada de potencia es el principal desafío, la acción coordinada y la búsqueda de soluciones sostenibles se vuelven imperativas para asegurar la estabilidad y el desarrollo del sector renovable en México”.

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