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Sungrow, el proveedor líder a nivel mundial en sistemas de inversores y almacenamiento de energía, anunció que sus pedidos acumulados de inversores fotovoltaicos firmados en Latinoamérica han alcanzado los 15 GW, entre los cuales el impulso principal es Brasil con 10 GW, durante la Intersolar South America del 29 al 31 de agosto de 2023.

Además, la empresa introdujo varias innovaciones, entre las que se incluyen los nuevos inversores trifásicos de cadena de 220 V, el inversor modular 1+X, los cargadores de vehículos eléctricos y más.

Ampliación de la Cartera de Productos para el Mercado Brasileño de Generación Distribuida

Sungrow ofrece una cartera integral de inversores fotovoltaicos monofásicos y trifásicos para el mercado residencial. Este año, la empresa también presentó su solución de almacenamiento solar residencial, que integra inversores híbridos y baterías de alto voltaje para abordar posibles apagones.

Al atender específicamente al mercado solar trifásico de microgeneración de 220 V (capacidad < 75 kVA), Sungrow presentó sus últimos inversores comerciales: SG15/20/25CX-P2-LV. Con valores nominales de potencia de 15/20/25 kW, estos productos cuentan con una corriente de entrada de CC de 30 A por MPPT y son compatibles con módulos fotovoltaicos de formato más grande que superan los 550 W.

En particular, Sungrow presentó sus cargadores de vehículos eléctricos por primera vez en Intersolar South America. El cargador CA de vehículos eléctricos de 22 kW y el cargador CC de vehículos eléctricos de 30 kW, dirigido al futuro mercado de vehículos eléctricos, captaron gran atención.

Además, Sungrow mostró la plataforma iSolarCloud que puede monitorear y administrar el proyecto, con un diseño más optimizado y funciones de análisis más inteligentes, lo que garantiza una operación y mantenimiento eficientes.

Ofertas Innovadoras para el Mercado Fotovoltaico a Nivel de Servicios Públicos

Sungrow ha sido una fuerza dominante en el mercado fotovoltaico a nivel de servicios públicos en Latinoamérica durante varios años. El inversor modular 1+X, una solución insignia para el mercado a nivel de servicios públicos, combina las ventajas de los inversores centrales y de cadena.

Con una sola unidad de 1.1 MW como mínimo y ampliable hasta 8.8 MW si se combina con ocho unidades juntas, esta innovación ofrece flexibilidad en el diseño para diferentes tamaños de bloques y simplifica la operación y el mantenimiento en el sitio. Cada módulo cuenta con un MPPT independiente, lo que mejora aún más la capacidad de generación de energía de la central eléctrica.

Impulso de una Nueva Era de Sostenibilidad

Se espera que los mercados de Brasil, México, Chile y República Dominicana continúen su tendencia al alza. Sungrow sigue desempeñando una posición líder en el mercado fotovoltaico local con soluciones solares de alta calidad, eficientes y accesibles.

Además de sus compromisos en el sector fotovoltaico, Sungrow ofrece sistemas de almacenamiento de energía (ESS) para abordar la volatilidad y la intermitencia de la energía renovable. La empresa suministró su ESS PowerTitan enfriado con líquido al proyecto Coya de 638 MWh.

«El logro de 15 GW es un hito importante en la contribución a este mercado dinámico. Esperamos con ansias colaborar con más socios para mostrar un liderazgo climático ejemplar en los próximos años, desempeñando un rol fundamental en la transición local a la energía renovable», afirmó Ada Li, vicepresidenta de Sungrow Americas.

Acerca de Sungrow 

Sungrow Power Supply Co., Ltd. (» Sungrow») es la marca de inversores más rentable del mundo, con más de 405 GW instalados en todo el planeta a partir de junio 2023.

Fundada en 1997 por el profesor universitario Cao Renxian, Sungrow es líder en la investigación y el desarrollo de inversores solares con el mayor equipo de I+D de la industria y una amplia cartera de productos que ofrece soluciones de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía para aplicaciones a escala de servicios públicos, comerciales e industriales y residenciales, así como soluciones de plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente, soluciones de conducción de vehículos eléctricos, soluciones de carga de vehículos eléctricos y sistemas de producción de hidrógeno renovable. Con una sólida trayectoria de 26 años en el campo fotovoltaico, los productos Sungrow suministran electricidad en más de 150 países en todo el mundo.

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Panamá, como muchos otros países, está llevando a cabo un proceso de transición energética con el objetivo de avanzar hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles. En este contexto, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) está analizando cómo apoyar el despliegue de más generación renovable en el país, sin ir en detrimento de la seguridad del sistema eléctrico.

«En la ASEP vemos muy bien el tema del almacenamiento. Pero tenemos un marco normativo del 96 que es muy antiguo, que hay que modernizar y si se mejora el marco para que se desarrolle de manera más amplia, como debiera ser, creo que será muy bueno para Panamá «, introdujo Rodrigo Rodríguez Jaramillo, Director Nacional de Electricidad de la ASEP.

«Hemos hecho algunas consultas internas que estamos revisando para avanzar en el tema. Ahora, tenemos que ver cómo logramos introducir almacenamiento con el marco jurídico que tenemos actual, hasta tanto se modifique ese marco legal superior que permite introducirlo finalmente, pero es es un reto y lo estamos tratando de afrontar para para lograr que haya almacenamiento», agregó en conversación con Energía Estratégica.

Durante el «V Congreso Iberoamericano de Energía» organizado por la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), mencionó que iniciativas como la Estrategia Nacional de Innovación del Sistema Interconectado Nacional (ENISIN) propuesta por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá ya contemplan dar este gran paso.

En específico, los borradores del ENISIN que fueron socializados durante 2022 y principios del 2023 plantean incorporar una capacidad de almacenamiento en energía del 5% de la demanda total prevista para el 2030 y superar el 20% de generación renovable no convencional también al 2030.

Para lograrlo, se plantea en el Anexo 1 de la Resolución N.°MIPRE-2022-0032724, la creación de nuevos modelos de negocio que permitan lograr una mayor eficiencia en el uso de los recursos, en la formación de precios y en el acceso a la energía.

“Estos nuevos modelos de negocio estarán en la comercialización de la energía y en los servicios auxiliares para garantizar la calidad, seguridad y flexibilidad en la operación del sistema eléctrico”, adelanta el ENISIN.

El documento aclara que el objetivo general que persigue la estrategia es lograr la integración de las energías renovables en el sistema de generación, así como la inteligencia en el control de las redes y la futura entrada de almacenamiento de energía a gran escala.

Ahora bien, según advierte el ENISIN la no existencia de un mercado de servicios complementarios dificulta enfrentar las necesidades de flexibilidad y seguridad en la operación y por tanto la adopción de nuevas tecnologías y la creación de nuevos modelos de negocio que incrementen la competencia y permitan una mayor eficiencia en la formación de precios.

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Los sistemas de almacenamiento están ganando importancia en Latinoamérica como soluciones sustentables debido a su capacidad para mejorar la integración de energías renovables, aumentar la confiabilidad del suministro eléctrico y reducir las emisiones de carbono.

Bajo esta premisa, ENGIE Energía Perú, una de las mayores empresas de generación eléctrica en el país,  inauguró Chilca-BESS el sistema de almacenamiento de energía con baterías más grande del Perú, un gran paso para la transición energética. 

Este nuevo desarrollo está ubicado en las instalaciones de la Central Termoeléctrica Chilca Uno para otorgar el servicio obligatorio de Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) requerido por el sistema eléctrico.

En conversaciones con Energía Estratégica, Daniel Camac, director comercial de la compañía en Perú destacó: “Nos sentimos satisfechos y orgullosos de haber puesto en operación el más grande sistema de almacenamiento de energía en baterías del país”.

“Con una potencia instalada de 26.5 MW y una inversión aproximada de 18.3 Millones de dólares americanos, Chilca-BESS cuenta con 84 gabinetes de baterías de iones de litio”, agrega.

De esta forma, el ejecutivo demuestra una vez cuál es la ruta del futuro de la energía en el Perú: “Con esta apuesta hay una reducción indirecta de las emisiones de CO2 de la central Chilca 1, porque evitamos que despachen otras centrales con mayores niveles de emisiones”.

Con Chilca-BESS, la compañía reafirma su compromiso con el desarrollo del sector eléctrico, al introducir activos flexibles que brindan confiabilidad al suministro eléctrico y garantizan un futuro más sostenible.

Además, Camac destaca que hay lugar en Perú para seguir generando nuevos proyectos de almacenamiento en el país. Esto es parte de un esfuerzo más amplio para avanzar hacia una matriz energética más limpia y sostenible en la región.

“Se pueden seguir dando este tipo de proyectos en el mismo Chilca dentro de las centrales termoeléctricas para regulación primaria de frecuencia y en el sur del país dentro de la centrales fotovoltaicas para almacenamiento de energía renovable”, concluye.

Cabe destacar que meses atrás, Engie inauguró la Central Punta Lomitas, un proyecto de 296.4 MW permitirá respaldar la demanda eléctrica de Quellaveco con fuentes de energía renovable convirtiéndola en la primera gran empresa minera del país en usar 100% energía verde en sus operaciones.

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El pasado 14 de septiembre el Ministerio de Energía y Minas expidió un Acuerdo Ministerial, para viabilizar y generar condiciones óptimas para la inclusión de la generación distribuida para autoabastecimiento en el sistema eléctrico ecuatoriano.

El objetivo radica en incentivar la instalación de sistemas de generación distribuida para autoabastecimiento de usuarios finales, conforme a lo dispuesto en el artículo 24 del Reglamento a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica.

La generación distribuida optimiza la producción de energía eléctrica a través del uso de fuentes limpias y renovables tales como; solar, eólica, hídrica, entre otras, por medio de centrales a pequeña escala que producen energía eléctrica en la zona del consumo, que se conectan a las redes eléctricas dentro de una empresa de distribución.

Este nuevo modelo tiene varios beneficios entre los que se incluyen: disminución de pérdidas técnicas en las redes de distribución eléctrica, mejora en las condiciones de calidad del suministro eléctrico, reducción de costos económicos de mantenimiento y expansión de la red de distribución, favorece el desarrollo de energías limpias y renovables disminuyendo las emisiones contaminantes al medio ambiente, etc.

El Acuerdo impulsa el ingreso de un mayor volumen de generación distribuida que permita el autoabastecimiento a nivel de distribución, en zonas industriales, residenciales, comerciales, etc., coadyuvando a la reducción de la demanda que es servida desde el sistema nacional interconectado con las siguientes consideraciones generales:

La capacidad de instalación de la generación estará en función de su máximo consumo registrado (consumidores no regulados) y en función de la capacidad de la red en la que se encuentre conectada al sistema eléctrico de distribución, y para los consumidores regulados (clientes de las distribuidoras con cuenta contrato) que se acojan al neteo mensual de energía podrán instalar en un solo predio o en varios de ellos una potencia no mayor a 2 MW de manera individual y deberán estar dimensionados en función de sus consumos registrados o previstos.
Se definen las diferentes formas de instalación, las cuales incluyen conexiones local y múltiple para el autoabastecimiento, de forma individual o remota, de acuerdo a la/las cuentas contrato del propietario de los sistemas a ser instalados y para instalaciones tipo condominio que incluyen parques industriales, centros comerciales, urbanizaciones y condominios propiamente dichos.
Los sistemas a ser instalados estarán destinados exclusivamente para autoabastecimiento de los usuarios finales, por lo que no existirán transacciones o reconocimientos económicos por concepto de comercialización de energía.
Las empresas de distribución a la que se encuentran conectadas serán las responsables de aprobar los esquemas de conexión y de factibilidad, además serán las que emitan las autorizaciones de instalación de los usuarios finales y que garanticen que los sistemas de medición instalados cumplan con la normativa vigente y la no afectación a la operación segura y confiable de las redes de distribución.

Cabe señalar que los permisos serán otorgados por las Empresas de Distribución a nivel nacional para todos los usuarios finales. Los permisos ambientales que deben cumplir los Sistemas de Generación Distribuida para autoabastecimiento serán los requeridos en las normas expedidas por el Ministerio del Ambiente, Agua y Transición Ecológica.

El documento MEM-MEM-2023-0017-AM que cuenta con ocho Artículos, manifiesta disposiciones que serán aplicadas por la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables de forma obligatoria.

El Ministerio de Energía y Minas labora de forma permanente para potenciar la generación distribuida, los sistemas de almacenamiento y la eficiencia con el fin de avanzar en la transición energética en el país.

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En el evento de Naciones Unidas titulado «Pactos Energéticos: Aumentar la Ambición para Cumplir el ODS 7», Jorge Rivera Staff, secretario Nacional de Energía de Panamá, destacó la importancia de establecer un plan con objetivos claros y un horizonte temporal para llevar a cabo la transición hacia una energía más limpia y sostenible.

«Para Panamá, es una iniciativa muy ambiciosa ser parte de estos Pactos Energéticos, y estamos orgullosos de participar», introdujo Rivera Staff. 

Durante su intervención, repasó que el 80% de la electricidad generada localmente es renovable y se encaminan a lograr el 90% en los próximos años, guiados por su Agenda de Transición Energética al 2030.

Ahora bien, reconoció que las energías renovables pueden continuar creciendo no sólo en el sector eléctrico sino en toda la matriz energética y, por eso, están promoviendo distintas iniciativas que van desde desplazar la leña de la cocción en hogares vulnerables, empoderar a usuarios para aumentar la penetración de generación distribuida solar hasta asociaciones público privadas con empresas.

Una de las ideas centrales de su discurso fue que un plan sin objetivos y un calendario es solo un sueño. Esta perspectiva adquiere un significado especial para países como Panamá, que enfrentan limitaciones de recursos económicos para llevar a cabo una transición energética a gran escala. En lugar de enfoques genéricos, Rivera Staff destacó la importancia de un plan de acción específico y detallado.

Es preciso recordar que en 2015, Panamá inició su visión hacia una transición energética, que se consolidó con la administración que asumió el cargo en julio de 2019. Esta visión se tradujo en la «Agenda Nacional de Transición Energética 2020-2030», un plan que abarca estrategias y objetivos específicos para el sector eléctrico y para el sector de hidrocarburos.

Allí, se advierte que el acceso a la energía sigue siendo un desafío, especialmente en las comunidades indígenas. Al respecto, el gobierno reafirmó su compromiso para cerrar esta brecha antes de 2030. Por lo que, esta y otras urgencias serían atendidas a la brevedad.

Sin dudas, un elemento clave de esta agenda en el corto plazo que se perfila como la respuesta a aquellas urgencias es el impulso de las energías renovables, y hacia final de la década lo es también la propuesta de convertir a Panamá en un hub de hidrógeno verde para toda la región por su posición estratégica.

Ya se están dando los primeros pasos. El secretario Nacional de Energía mencionó que se están duplicando las ventas de vehículos eléctricos en el país, y el crecimiento anual de los paneles solares se sitúa en torno al 30% al 40%, lo que demuestra el interés y la participación activa de la ciudadanía en la adopción de tecnologías más limpias.

Estos temas se continúan abordando durante la Cumbre de los ODS (18 y 19 de septiembre, Nueva York) que cuenta con la participación de más países de la región comprometidos con la sostenibilidad.

ETESA lanza licitación de corto plazo para suministro de potencia firme y energía

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El secretario de Estado en el Despacho de Energía de Honduras, Erick Tejada, ha dado a conocer una importante iniciativa para abordar los desafíos energéticos que enfrenta el país. Se trata de una licitación privada de 220 MW de generación de energía eléctrica y capacidad firme, destinada a satisfacer los requerimientos de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Esta convocatoria, que se considera «privada», está dirigida a empresas que han recibido una carta de invitación oficial y a aquellas que soliciten el permiso correspondiente a la ENEE para participar en el proceso.

A través de un anuncio que se hizo público la semana pasada, se especifica que se recibirán expresiones de interés de los proyectos hasta este miércoles 20 de septiembre de 2023 y que las propuestas deben enviarse al correo electrónico licitaciones@enee.hn para ser contempladas.

Ahora bien, el límite para la recepción y apertura de ofertas de aquellos que califiquen para participar será el lunes 23 de octubre del 2023 a las 14 horas de Honduras.

Este anuncio confirma lo que el comisionado Wilfredo Flores adelantó en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. Allí, Flores destacó que la convocatoria urgente de esta licitación se debería a la necesidad apremiante de abordar el déficit actual de generación y capacidad firme en el país. Según sus declaraciones, se espera un déficit de generación de aproximadamente 300 a 400 MW para el próximo verano, lo que hace imperativo tomar medidas rápidas.

La licitación de 220 MW buscaría que las generadoras inicien el suministro en el primer semestre del año, por lo que se estima que participen centrales existentes que puedan contribuir a aplacar el déficit de potencia y energía en la actualidad.

Pero aquello no sería todo. A su continuación se espera que sea retomada la licitación de 450 MW que está pendiente desde la administración de gobierno pasada, ampliar su capacidad y sumar la posibilidad de incluir opciones de almacenamiento de energía entre las ofertas.

«Estamos hablando de que posiblemente vamos a hacer la licitación por lotes -porque la ley dice que debe ser por tecnología- y convocar a un lote solar, a un eólico y otras tecnologías como la geotérmica, posiblemente. Así que oportunidades van a haber muchas”, añadió el comisionado en entrevista con Energía Estratégica.

La entrada Honduras avanza en una licitación privada de 220 MW para suplir a la ENEE se publicó primero en Energía Estratégica.

La Junta de Administración y Supervisión Financiera de Puerto Rico (Junta de Supervisión o FOMB, por sus siglas en inglés) dio lugar a los 11 contratos que se encontraban bajo renegociación en el marco del primer tramo de la convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP). 

Es preciso recordar que en marzo de 2022, la Junta de Supervisión aprobó condicionalmente 18 PPOA propuestos para proporcionar 844 MW del tramo 1 de energía renovable. Desde entonces, siete de esos PPOA han sido retirados o rechazados y 11 pasaron a renegociación.

La semana pasada la Junta de Supervisión finalmente comunicó la aprobación de las enmiendas a los 11 contratos que seguían en carrera, pero con condiciones, para que finalmente pueda avanzar el proceso para iniciar la transición urgente a las energías renovables.

Se trata de los proyectos de energía solar (ver detalle de precios y potencias al pie de la nota) ofertados por las empresas Putnam Bridge y Ciro Group; Canadian Solar; Alener Solaner; Sonnedix, Infinigen y Arclight; Clean Flexible Energy (AES); Convergent Energle Go-Green; Yarotek – Interenergy; y Pattern Energy. 

En simultáneo a la aprobación de los contratos, la Junta de Supervisión compartió sus preocupaciones con respecto a las Enmiendas y el proceso de adquisición del Tramo 1 que vio un incremento en los precios.

“Las Enmiendas fueron revisadas y aprobadas por el Negociado de Energía de Puerto Rico (“NEPR”) a un costo de energía 34% superior al de los PPOA que la Junta de Supervisión aprobó el 25 de marzo de 2022”, observó la Junta de Supervisión.

Al respecto, advirtió que las enmiendas afectan la confianza en los procesos de adquisiciones, particularmente en los PPOA del RFP Tramo 1, creando un precedente de que las ofertas puedan ser renegociadas, distorsionando los precios de mercado y creando riesgo de litigio.

“Si bien el NEPR permitió la renegociación de los PPOA en circunstancias excepcionales, es imperativo que los tramos futuros no adopten esto como práctica estándar”, subrayaron desde la Junta de Supervisión.

En este caso, reconocen que el NEPR permitió a los proponentes renegociar los términos contractuales con la AEE posadjudicación, debido a cambios en los costos por inflación y al aumento de las tasas de interés.

Por lo que, la Junta de Supervisión entiende que las preocupaciones, finalmente, son superadas por la expectativa de que los proyectos reducirán el costo de generación en el futuro y son un avance de la política pública de energías renovables de Puerto Rico.

Los ganadores del “tranche 1”

Proponent
Name
Project
Name
PREPA
Contract No.
Capacity
[MW]
Current Contract
Cumulative
Capacity
[MW]
Current Contract
Capacity
[MW]
Including Approved Increse
Cumulative
Capacity
[MW]
Including Approved Increse
Base
Price
[$/MWh]
Annual
Escalator

Putnam Bridge – Ciro Group
Ciro Two Salinas
2022-P00124
33
33
68
68
95,50
2%

Putnam Bridge – Ciro Group
Guayama Solar
2022-P00125
25
58
50
118
100,50
2%

Canadian Solar
Juncos Solar
2022-P00126
100
158
125
243
136,00
0%

Alener Solaner
Solaner San German
2022-P00123
35
193
40
283
121,90
2%

Sonnedix – Infinigen – Arclight
Yabucoa Solar
2022-P00119
32
225
32
315
146,90
2%

Clean Flexible Energy (AES)
Jobos Solar
2023-P00055
80
305
80
395
110,70
2%

Clean Flexible Energy (AES)
Salinas Solar
2023-P00054
120
425
120
515
111,10
2%

Convergent
Coamo Solar
2022-P00122
100
525
100
615
103,10
2%

Energle Go-Green
Yabucoa Energy Park
2023-P00035
39
564
100
715
139,70
0%

Yarotek – Interenergy
Tetris Power Arecibo
2022-P00118
20
584
45
760
138,50
1%

Pattern Energy
Pattern Barceloneta
2022-P00120
60
644
70
830
153,10
0%

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La compañía enfocada en soluciones innovadoras en materia ambiental y financiera, OPUS 2G, apuesta al desarrollo sostenible con la construcción del Corredor Industrial Inteligente Benito Juárez (CIIBJ), ubicado en el municipio de Santo Domingo Tehuantepec, en la región del Istmo, Oaxaca.

El megaproyecto incluye el desarrollo de una planta de hidrógeno verde y un agroparque para convertir a la localidad en una ciudad inteligente.

Estará emplazado en una superficie de 506 hectáreas ubicadas a menos de 40 km del Puerto Salina Cruz integrándose al Corredor Interoceánico Istmo de Tehuantepec (CIIT).

Según datos de la compañía, con esta apuesta se crearán 17,527 nuevos empleos directos con un potencial en el desarrollo económico de la región que puede alcanzar a beneficiar de manera indirecta a los 67,739 habitantes del municipio.

Además, cumple con los pilares de desarrollo sostenible y social: de cada 100 vacantes, 80 se asignarán a población originaria; integrándola en el mercado laboral.

De esta forma, aseguran que el corredor industrial inteligente sacará de la situación de pobreza a 33 mil personas del municipio de Santo Domingo Tehuantepec, permitiendo un crecimiento de la actividad económica y productiva.

A su vez, uno de los propósitos de la inversión es crear un polo de investigación tecnológica de última generación en temas ambientales y energéticos que permitan vínculos entre universidades regionales e internacionales.

Planta de Hidrógeno Verde

La compañía se propone construir una planta de producción del vector energético, así como de subproductos derivados como el amoniaco verde y metanol verde, incluyendo su transformación a gasolinas verdes (e-fuels).

En este sentido, buscan desarrollar un centro internacional de producción de combustibles verdes con acceso a los grandes mercados a través de los Océanos Pacifico y Atlántico.

Constará de tres etapas:

1) 2024 – Construcción: se desarrollará la infraestructura requerida en un plazo de 18 meses.

2) 2025 – Puesta en marcha: se espera que entre en operaciones con una capacidad electrolítica y desalinizadora de un 1GW y 1m3/s, respectivamente. Se prevé producir 459 Ton/d de hidrógeno verde con una inversión estimada de $7,000 MM USD.

3) 2030 – Ampliación: con su extensión la planta pasará a tener una capacidad electrolítica y desalinizadora de 10GW y  3 m3/s, respectivamente. Con estos incrementos se espera obtener 4,590 Ton/d de hidrógeno verde con una inversión de $32,500 MM USD

Agroparque Inteligente

Con el uso de agricultura inteligente (industria 4.0), Opus 2G pretende detonar la economía del estado a través de la captación de divisas por la capacidad de exportación del Agroparque, contribuyendo a alcanzar la seguridad alimentaria estatal y nacional.

Con una inversión estimada de 1,8 MMUSD, se instalarán 50 hectáreas de granjas de agricultura vertical y se establecerá un área acuicultura inteligente, un centro de transformación y procesamiento de los alimentos y un centro de I&D.

Smart City

Por la características del proyecto, se pretende elaborar un Plan de Desarrollo Integral para una nueva ciudad inteligente que permita satisfacer la demanda demográfica y las necesidades presentes y futuras.

El objetivo es desarrollar paralelamente una ciudad moderna y bien planificada que garantice la calidad de vida a sus ciudadanos, apoyándose en la innovación tecnológica y los ODS.

La entrada OPUS 2G construirá un Corredor Industrial Inteligente para producir hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

En Perú la tecnología solar ha cobrado interés en los últimos años por la competitividad de los precios de estas soluciones energéticas tanto para el sector residencial como comercial e industrial.

Incluso, grandes players del sector privado aseguran que se han disparado las consultas sobre proyectos a gran escala, desde los 5MW hasta los 50MW para el mediano y corto plazo.

Por otro lado, si bien la generación distribuida aún no es una realidad en el país por falta de una normativa que incentive la actividad, empresarios peruanos tienen apetito por estos sistemas fotovoltaicos.

De esta forma, insisten en la necesidad de un marco regulatorio claro, transparente con visión a largo plazo para detonar la actividad renovable en el país.

Bajo esta premisa, Javier Calderón Rosales, especialista en energías renovables, menciona uno por uno los cambios regulatorios que deberían llevarse adelante para diversificar la matriz en el país, en conversaciones con Energía Estratégica.

Las medidas necesarias según Calderón Rosales

Generar incentivos para las tecnologías BESS (Battery energy Storage System) y PV (fotovoltaicas): el gobierno debe promover incentivos económicos a las empresas que implementen tecnologías renovables como subsidios y beneficios fiscales. También el especialista sugiere aplicar los créditos de carbono, que en otros países ya funcionan y se reconocen como dinamizadores de las energías renovables.

De acuerdo con el experto, la tecnología BESS está en el radar de los clientes pero en algunos casos resulta una alta inversión. Si bien es una solución costosa, tiene un alto beneficio económico y es requerida por grandes clientes.

Aprobar la ley de generación distribuida para todos los sectores del país: a pesar de que el DL N° 1221-2015 del MINEM permite la generación distribuida con energías renovables no convencionales, la falta de reglamentación no permite la puesta en marcha de este esquema.

“Es importante aprobar los incentivos para generación distribuida con inyección a la red, los cuales vienen demorados.  Además, sería bueno que el reglamento sea revisado por los stakeholders”, asegura el experto.

A su vez, Calderón Rosales asegura que se deben efectuar construcciones y mejoras en las líneas de transmisión y en las redes primarias y secundarias para una generación distribuida estable y de operación económica.

Empoderar al consumidor para facilitar la posibilidad de exportar energía a la red: la generación renovable debe volverse más competitiva que una central termoeléctrica con gas de Camisea.

Para el especialista, implementar por parte del estado el uso de medidores inteligentes abriría un abanico de posibilidades de usos de energía para los consumidores.

“La experiencia de otros países muestra que es posible incorporar a la generación distribuida parte del modelo energético, de manera que pudieran percibir ingresos alternativos por la instalación y/o manejo de los paneles solares”, afirma.

Migrar hacia una matriz energética eficiente: el suministro eléctrico del SEIN debe funcionar en las mejores condiciones operativas y comerciales.

Y agrega: “En la actualidad las centrales renovables no convencionales son las que menos participación tienen en la matriz (7%). El reto pasa por incentivar a la inversión privada a construir nuevas centrales eficientes a gran escala con tecnologías hidro, solar y eólica”.

Promover un Estado más presente, con políticas energéticas con visión a futuro: se deben aprobar las leyes que buscan mejorar la competencia interna para el uso de otras energías.

“Se viene un 2024 con posibles sequías para las hidráulicas, lo que encarecerá la energía a diésel. Sería bueno que se terminen de ejecutar los proyectos renovables que tenemos en cartera y se gestione desde el punto de vista regulatorio los medios (generación distribuida / promoción de inversión en proyectos renovables) para dinamizar aún más este mercado”, señala.

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La Confederación Nacional de la Industria (CNI) de Brasil elaboró un diagnóstico de las oportunidades y principales barreras para el desarrollo de proyectos eólicos offshore destinados a la producción de hidrógeno verde en el país. 

El documento determinó las áreas con mayor potencial para el avance de dichas centrales de generación renovable y su rol para abastecer la demanda de H2, como también propuestas de proyectos para explotar sus capacidades. 

En ese sentido, la región nordeste de Brasil es la que actualmente se posiciona mejor ya que el factor de capacidad oscila entre 38% y 47%, principalmente en los estados de Rio Grande do Norte, Ceará, Piauí y una parte de Maranhão, sumado a la posibilidad de reducir costos de infraestructura y logística como puntos que conduzcan a una mayor rentabilidad del proyecto en el largo plazo. 

“La principal vocación de la región Nordeste para la producción de hidrógeno bajo en carbono y sus derivados sería la exportación al continente europeo. La distancia entre el Puerto de Pecém (São Gonçalo do Amarante-CE) y el Puerto de Rotterdam en Holanda es de alrededor de 7.500 km o nueve días por transporte marítimo”, señala el informe.

Y si bien hay alrededor de 35 parques eólicos marinos con solicitudes de licenciamiento ambiental, la CNI de Brasil determinó que “muchos de estos proyectos probablemente enfrentarán barreras de licencia, ya que están ubicados en un lugar prioritario de conservación”; aunque también es cierto que todavía hay áreas con potencial donde no se presentaron proyectos en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA)

Por su parte, la zona sureste del país cuenta con diversos puertos que podrían convertirse en hubs de hidrógeno, además de que ya está en marcha la construcción de Porto Central, que pretende ser un polo energético por estar en el límite de los estados de Río de Janeiro y Espírito Santo.

“El estado de Río de Janeiro cuenta con importantes carreteras que pueden facilitar la creación de estos polos y conexiones con la industria, incluidas las de São Paulo y Minas Gerais”, afirma el documento de la Confederación Nacional de la Industria.

“Hay cuatro solicitudes de licencia en Espírito Santo y nueve en Río de Janeiro, totalizando alrededor de 33,2 GW de potencia. (…) En el caso de Río de Janeiro, la energía de los parques eólicos marinos puede utilizarse para consumo interno, no sólo en el estado, sino también cerca de los centros de carga de São Paulo y Minas Gerais. Como centro energético mejor posicionado, Porto do Açu tiene un área retro equivalente a casi dos islas de Manhattan, lo cual es importante para los inversores”, agrega.

Mientras que la región sur es considerada como el área con “mayor potencial bruto de Brasil para la eólica offshore”; aunque con las vigentes restricciones técnicas, ambientales y económicas, las áreas de exploración se reducen a  Lagoa dos Patos, en Rio Grande do Sul.

Debido a esto, el área de conservación cartografiada en la costa de la región Sur se considera de “extrema prioridad”, aunque la región ya cuenta con 21 proyectos [en licenciamiento ambiental] en Rio Grande do Sul y uno en Santa Catarina. 

Y si bien la implementación de parques eólicos en aguas jurisdiccionales del país representa una oportunidad para el mercado interno y externo, desde la Confederación Nacional de la Industria plantearon que existen desafíos regulatorios, de marketing, de infraestructura y tecnológicos.Por lo que aportaron una serie de recomendaciones para aprovechar todo el potencial: 

Mapear los actores involucrados en este mercado para poder evaluar los puntos de conflicto y el potencial de alianzas entre ellos.
Definir los criterios para resolver el problema de superposición de transferencia de áreas con solicitud de licencia en el IBAMA.
Reducir las incertidumbres en los costes de los parques eólicos offshore para la producción de hidrógeno, siendo necesario aplicar métodos de simulación para estimar mejor estos costes, incluida la evaluación de alternativas tecnológicas.
Estudiar alternativas de incentivos económico-financieros para viabilizar proyectos eólicos marinos para la producción de hidrógeno, considerando experiencias internacionales.

“La energía eólica marina es una parte integral de la Estrategia industrial para una economía baja en carbono y desbloquear esta agenda es una prioridad incluida en el plan de recuperación de la industria”, subraya el documento.

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La Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) publicó los resultados del estudio denominado “Análisis y herramientas para la integración eficiente de recursos energéticos distribuidos en Chile” con el que se pretendía identificar las barreras y oportunidades para el desarrollo de la generación distribuida en el país. 

El informe fue llevado a cabo por Center for Energy Transition (CENTRA) de la Universidad Adolfo Ibáñez y utilizó un algoritmo de capacidad de alojamiento, con el que se pretendía conocer cuánta potencia distribuida se podría integrar de forma aleatoria, aunque sin exceder límites operacionales.

Y cabe destacar que un supuesto clave del estudio fue limitar la capacidad de alojamiento de alimentadores de distribución a un 30% de su demanda máxima.

“Según la metodología propuesta, se estima que a nivel país se podrían instalar cerca de 6 GW de potencia netbilling sin violar las restricciones de voltaje o corriente en las líneas y transformadores existentes”, señala el documento. 

Puntualmente, si se evalúa la capacidad de alojamiento sólo considerando los problemas de sobreutilización de transformadores secundarios, las redes de distribución podrían alojar 6,55 GW; pero si a ello se agregan las métricas de impacto de voltaje, límites térmicos y capacidad transformadores, ese valor bajaría a 5,76 GW.

Sin embargo, Daniel Olivares, director de la Cátedra Investigación Industrial CENTRA-ACESOL, explicó que, si no se toman ciertos factores, el potencial de la generación distribuida bajo el modelo netbilling podría aumentar considerablemente. 

“Si somos capaces de liberar las restricciones de voltaje, como por ejemplo administrando mejor el tap de los transformadores o mediante un upgrade a cambiadores de tapa automática en algunos transformadores, podríamos albergar hasta 12 GW de potencia máxima de generación distribuida en los alimentadores de Chile”, afirmó durante la presentación de los resultados.

“Este proyecto se desarrolló en la cancha de juego, con resultados a la vista de todos. Eso permitió que sea transformacional, ya que los objetivos planteados inicialmente fueron superados con creces”, agregó.

Y es preciso señalar que, a partir de, de darse el mejor de los escenarios, la potencia instalada en generación distribuida en netbilling podría incrementarse más de 60 veces, dado que actualmente hay 192,23 MW operativos en 18637 instalaciones. 

Por otra parte, el estudio identificó algunas barreras técnicas, desde la falta de estimaciones de los niveles eficientes de integración de GD o antecedentes de los impactos que producen los sistemas de almacenamiento, hasta la falta de información en tiempo real de la operación de ese tipo de sistemas o de costos asociados a la conexión de generación distribuida. 

Por lo que el trabajo también consistió en elaborar una plataforma computacional que permite, a partir de una base de datos, modelar, visualizar y analizar las redes de distribución con el propósito de determinar la capacidad de alojamiento de generación distribuida que dichos alimentadores tienen a nivel nacional. 

“Ahora hablamos del desarrollo de una plataforma web computacional que le permita al Ministerio de Energía y todos los desarrolladores realizar todos los análisis de proyección de cómo la GD se integrará en nuestras redes y cómo adaptarlas para recibir niveles eficientes de generación distribuida”, apuntó Daniel Olivares.

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En presencia de Xia Diya, ministra consejera Económica y Comercial, y Peng Xinye, agregada comercial de la Embajada China, el equipo directivo de Goldwind Argentina presentó su Informe de Gestión y Resultados 2018-2023, y sus planes a corto, mediano y largo plazo en Argentina.

Goldwind Argentina destacó que la implementación de la política estratégica de desarrollo de talentos locales de Goldwind Argentina -basada en aptitudes, capacitación, compromiso y trabajo en equipo- ha sido uno de los pilares más importantes para el desarrollo, construcción y puesta en marcha de sus 5 parques eólicos (que cuentan con excelente performance: tres de los cinco proyectos lideran el ranking histórico de factor de capacidad de Cammesa), así como para posicionarse como tercer generador de energía eólica en el mercado argentino. 

Por otro lado, tanto el establecimiento relaciones sustentables con la cadena de suministro, basadas en el principio de beneficio mutuo, así como también con los stakeholders en general, le ha dado a la compañía una sólida reputación en el mercado de las renovables y en las comunidades donde opera. Por último, la construcción de redes -en las que ocupa un lugar muy importante la Cámara de Comercio de China (Argentina), para proteger los derechos e intereses legítimos de las empresas chinas en el país de conformidad con la ley- se constituyó como un eje fundamental para el apoyo al crecimiento corporativo, según resaltaron sus directivos. 

La Ministra Consejera Económica y Comercial, por su parte, resaltó su punto de vista altamente positivo sobre la cooperación económica y comercial entre ambos países, de importancia estratégica y sostenible a largo plazo. Y alentó a Goldwind, como compañía china líder en energía renovable a nivel global, a fortalecer su determinación para crecer en el mercado argentino y a establecer vínculos con otros actores de la industria local formando un entramado de desarrollo conjunto que funcione en base a los principios de igualdad, beneficio mutuo, pragmatismo y cooperación. 

Desde la alta performance, las certificaciones de los sistemas de gestión ambiental y de green finance de los parques eólicos, hasta los logros obtenidos en materia fiscal y en reputación mediática, son parte del análisis positivo de Goldwind Argentina tras seis años de operación en el mercado eólico Argentino.

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AES Argentina sigue trabajando en mantenerse como uno de los protagonistas del sector energético del país y a lo largo de los últimos años, su portafolio creció especialmente con un enfoque en las energías renovables no convencionales. 

Tal es así que Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina, dio a conocer la capacidad renovable en desarrollo, el papel que podrían jugar en el mercado y los retos y oportunidades para su concreción. 

“Tenemos desarrollados más de 1000 MW en proyectos eólicos y cerca de 200 MW en parques solares en distintos lugares, aunque también tenemos en carpeta la posibilidad de comprar algún desarrollo que aún estudiamos”, afirmó durante una conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“Además, ya firmamos los contratos para empezar a construir la expansión del parque eólico de Bahía Blanca (entre 50 y 70 MW más, anunciado a fines del 2022). Pero el inconveniente que enfrentamos es el acceso a divisas, con lo cual trabajamos en la aprobación de las SIRA y negociamos con todas las partes para la ampliación del parque”, agregó. 

Para el avance de las plantas de generación, el especialista apuntó a que el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) se posiciona como un mecanismo “primordial” ya que permite la firma de contratos entre privados.

Y cabe remarcar que, el MATER ha sido uno de los principales drivers de crecimiento para las renovables en Argentina en el transcurso de los años recientes, de tal manera que el número de proyectos asignados con prioridad de despacho asciende a 77, por un total de 2.522,3 MW de capacidad.

“Es un mercado que seguirá, porque permite inversiones y es mucho más conveniente; aunque también es necesario que desde el Estado se generen las condiciones necesarias para ampliar la capacidad de transporte, y de hecho desde la Secretaría de Energía se trabaja bien en eso”, manifestó Genesio. 

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

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

“Creo que las regulaciones que permiten a los privados ampliar el sistema de transporte van en el buen camino. Y cuando la macroeconomía se normalice, serán fuertes las inversiones en el sector”, subrayó el presidente y CEO de AES Argentina.

Y ante la pregunta de si desde la compañía presentarán alguna MDI antes de los primeros días octubre, Martín Genesio prefirió no asegurarlo pero sí reconoció que “todavía se evalúan posibilidades”.

“El pipeline de proyectos apunta a estar bien armados para cuando exista la posibilidad de invertir, pero buscaremos seguir siendo protagonistas, colaborando para tener una sistema energético más sustentable, limpio, barato y eficiente”, indicó.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Perú continúa discutiendo cambios normativos para impulsar la generación limpia en el país.

En efecto, se está elaborando un proyecto de ley que está siendo meticulosamente discutido por el poder legislativo, el cual podría multiplicar los proyectos renovables en la región.

En conversaciones con este medio, Marco Fragale, country manager de Enel Perú, la principal empresa distribuidora de energía eléctrica en el país, destaca las expectativas del sector por los cambios que propone el proyecto de ley.

“Dada la urgente necesidad de desarrollar y construir nuevas centrales de generación eficientes como son las eólicas y solares para reducir la generación con diésel que se ha incrementado sustancialmente desde el año pasado, es prioritario que se emitan medidas que permitan acelerar los plazos para el otorgamiento de licencia y permisos, teniendo en cuenta que estos proyectos son por naturaleza amigables con el medio ambiente y cuentan con plena aceptación social”, señala.

Para el ejecutivo, la gran virtud de las centrales eólicas y solares es que se pueden construir muy rápidamente una vez obtenidos los permisos.

Por este motivo, Fragale argumenta: “El país puede aprovechar de las centrales renovables para reducir los costos de producir electricidad del sistema eléctrico peruano que hoy son muy altos por la producción con diésel y contribuir con la seguridad energética al diversificar la matriz de generación con otras fuentes como son el viento o el sol”.

“También es importante complementar el marco regulatorio para que permita que las centrales solares puedan competir en el mercado regulado. El Ministerio de Energía y Minas envió un proyecto de ley al Congreso cuyo debate será reactivado en esta nueva legislatura”, revela.

A su vez, reconoce la importancia de avanzar en la electromovilidad: “Está demostrado que la movilidad eléctrica es el presente, no solo porque el aire de nuestras ciudades lo necesita sino también porque es una energía más barata que el petróleo. Nos otorga mayor competitividad”.

“Desde el sector privado se vienen impulsando diversas acciones en favor, tales como el desarrollo de los puntos de recarga. Sin embargo, se requiere un poco más de acción por parte del Estado a fin de incluir buses eléctricos en las flotas de transporte y aprobar incentivos para la adquisición de vehículos eléctricos”, agrega.

En este sentido, resalta que todos los países donde los vehículos eléctricos han tenido un auge importante contaron con este tipo de políticas.

Fuertes expectativas en energías renovables en Perú

Según datos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), la capacidad global de generación de energía renovable aumentó un 9,6% el año pasado, siendo la energía solar y eólica las que contribuyeron en un 90% a la participación de toda la nueva capacidad renovable en 2022, y se espera que esta tendencia continúe en los próximos años.

Teniendo en cuenta estos números, Fragale es optimista y  advierte que las expectativas en cuanto a energías renovables son muy prometedoras en el mercado peruano.

“Se espera que la tendencia de la generación esté dada por las centrales renovables no convencionales, como la solar y eólica, ya que la referencia de precios de mercado se ha modificado permitiendo a estas tecnologías entrar en iguales condiciones que las centrales convencionales”, confirma.

De acuerdo al experto, hoy las renovables no solo contribuyen al cuidado del medioambiente, sino también ofrecen los precios más competitivos del mercado.

Bajo esta premisa, revela: “Enel Perú está comprometida con la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles, como la solar, eólica, hidroeléctrica y geotérmica. Continuaremos impulsando la inversión y el desarrollo de proyectos de energías renovables, aprovechando su vasto potencial natural y buscando reducir la dependencia de los combustibles fósiles”.

“Proyectos como la central eólica Wayra Extensión y la central solar Clemesí, de Enel, son un claro ejemplo de cómo se sigue aprovechando el recurso brindado para generar energía limpia para el sistema energético del país”, concluye.

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La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) resolvió el Procedimiento de capacidad de penetración de recursos energéticos distribuidos (DER) por circuito de distribución que se integran con las redes de distribución del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

En aquel se establecen en detalle los requisitos técnicos, información y criterios a considerar por las empresas distribuidoras y el Operador de Sistema (OS) para determinar la capacidad de penetración (o alojamiento) por circuito de distribución de DER que se integran con las redes de distribución del SEN.

La medida comunicada a través de la Resolución RE-0095-JD-2023 fue bien recibida por la industria.

“Desde la Cámara de Generación Distribuida vemos sumamente positivo que la ARESEP haya finalizado un proceso de formalización de instrumentos regulatorios derivados de la Ley 10.086 sobre recursos energéticos distribuidos, han sido casi 2 años de esperar la implementación de la Ley”, indicó William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida. 

Uno de los elementos más relevantes de este procedimiento caracterizado como transparente, abierto, escalable y eficiente que considera todas las ubicaciones de los DER en los circuitos, es la metodología para los estudios de capacidad de penetración segura de los circuitos (hosting capacity).

¿Por qué? William Villalobos indicó que es porque justamente desde la entrada en vigor de la Ley 10086 se le otorgó la competencia y responsabilidad a la Aresep para emitir los instrumentos regulatorios que permitan operativizar la ley.

Y, un detalle no menor es que al definir el campo de aplicación de este nuevo procedimiento se exceptuó a la modalidad de operación para la generación distribuida sin entrega de excedentes a la red.

Al respecto, Villalobos observó: “Esta diferenciación que ha hecho la Aresep de que los sistemas que no entregan excedentes no estarán sujetos a la disponibilidad de capacidad de los circuitos no sólo es relevante; sino que además, es una señal que da la seguridad jurídica necesaria para el despliegue de proyectos en esta modalidad en el país, máxime en momentos donde las energías renovables son indispensables para afrontar los efectos del fenómeno El Niño”.

Y añadió: “Es importante señalar que, en el país hay un rezago importante en el robustecimiento de varios circuitos en el país, las tarifas que también fueron aprobadas por Aresep y publicadas el día de hoy, son una señal para que mediante este ingreso se alcance mejoras significativas para un mayor uso de tecnologías en materia de DERs, e incluso las propias empresas distribuidoras han reconocido algunas limitaciones para avanzar en ello ya sea por falta de personal o recursos económicos para dichas inversiones, de ahí que, no haber hecho está diferenciación hubiese significado condenar la industria fotovoltaica nacional a un proceso de ralentización grave de nuevos proyectos”.

Costa Rica hoy cuenta con 250 MW de capacidad instalada en generación solar distribuida en más de 7000 techos en el país, y al igual que en muchos países, esta es una realidad que llegó para quedarse. Según comentó el referente de la Cámara de Generación Distribuida la actividad seguirá creciendo y potenciándose con nuevos modelos de negocios como podrá ser el despliegue de redes inteligentes, plantas virtuales, comunidades energéticas, agregadores de demanda, entre otros.

“La tecnología no espera a la regulación; y frente a esta realidad, el mercado lo que espera es que la regulación sea flexible, adaptable y clara”, concluyó.

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Teniendo en cuenta la alta demanda energética que experimenta México por las fuertes olas de calor, el mercado eléctrico del país está en constante evolución y necesita crecer para cubrir las necesidades de los usuarios.

En este marco, Electriz, una compañía líder dedicada a soluciones de generación de energía eléctrica y térmica a partir de gas natural o biogás y el aprovechamiento de biomasa, se encuentra optimista ante el panorama que se avecina. 

En conversaciones con Energía Estratégica, José Manuel Ramírez Chávez, gerente de ventas de la empresa, comparte las perspectivas y expectativas del avance de las energías limpias en el  mercado eléctrico mexicano.

En efecto, destacó las ambiciosas metas corporativas para el año 2023: «Esperamos un crecimiento de al menos el 40% en ventas en comparación con el año anterior». 

Este pronóstico refleja el compromiso de la firma con el impulso de soluciones energéticas sostenibles en el país. No obstante, Ramírez Chávez también reconoció los retos por delante: «Nos enfrentamos a la necesidad de adaptarnos a los cambios regulatorios y seguir siendo competitivos en precio».

En cuanto a los objetivos, el experto señaló: «Nuestro enfoque principal es abrir nuevos mercados y consolidar relaciones con nuestros clientes actuales. Esto nos permitirá fortalecer nuestra posición en el sector de energías limpias».

Repunte en el ritmo de cotizaciones

Un indicador positivo para Electriz es el aumento del 55% en las cotizaciones para proyectos de biogás en el último trimestre. Este incremento evidencia el creciente interés en la generación de energía a partir de fuentes renovables y resalta la posición de la firma como un actor clave en esta área.

Asimismo, la empresa ha experimentado un aumento significativo en la demanda de sus sistemas de cogeneración y biogás, con un incremento del 35% en las consultas en el último año. Esto evidencia la creciente conciencia y adopción de tecnologías renovables en el país.

Cabe destacar que Electriz se enfoca principalmente en proyectos industriales, que representan aproximadamente el 90% de su negocio. Esta estrategia se alinea con la demanda del mercado y su capacidad para atender proyectos de mayores dimensiones.

Abocados en este segmento, Ramírez Chávez revela grandes apuestas de la compañía: «Estamos lanzando una nueva línea de productos 100% mexicana llamada Microcogeneración y bombas de calor. Esto refleja nuestro compromiso continuo con la innovación y la producción local».

En tanto a las zonas más atractivas para invertir en generación de biogás en México, el ejecutivo identifica a los estados como Jalisco, Nuevo León y Guanajuato como áreas con oportunidades interesantes para proyectos de biogás. 

Estos estados presentan una alta concentración de ganaderos que podrían beneficiarse de la tecnología de biogás, lo que abre nuevas perspectivas para el sector.

Cambios en el marco regulatorio

Atravesados por la alta burocracia que exigen las normativas vigentes en México, el entrevistado señaló: «Sería beneficioso simplificar los trámites para la instalación de generación a biogás y ampliar la generación exenta de 500 kW a 1 MW. Estos cambios fomentarían aún más el crecimiento de las energías limpias en México».

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La estrategia de negocios de Sungrow en los mercados de esta región es optimista. Según comentó Luis Miguel González Castillo, Key Account Manager de Sungrow para Colombia y Centroamérica, durante su participación en el evento «Latam Solar Future Energy Virtual Summit» todos los mercados tienen su atractivo para el despliegue de más energía solar, aunque algunos se destacan por su estabilidad y potencial de crecimiento.

En tal sentido, explicó que Chile se presenta como un mercado sólido, entre los mercados objetivo que tiene la empresa. Sin embargo, el enfoque de Sungrow no se limita solo a los mercados estables.

Colombia habría demostrado un dinamismo interesante en los últimos años que también resulta atractivo a la empresa para ofrecer sus productos. Adicionalmente, la compañía se está moviendo hacia mercados en crecimiento, como países de Centroamérica y el Caribe, con un enfoque particular en Panamá y República Dominicana. En el primero de estos, Sungrow ya planea suministrar inversores a proyectos que suman más de 100 MW de capacidad solar.

«Panamá es un punto en donde estamos poniendo esfuerzo y estamos viendo resultados. Vamos a tener para los siguientes semestres un proyecto por encima de los 88 MW y otro proyecto de alrededor de los 25 MW. Números para nada despreciable para cualquier fabricante», declaró Luis Miguel González Castillo, Key Account Manager de Sungrow para Colombia y Centroamérica.

Los atributos de la compañía les permite tener una mayor ambición: «Nosotros hemos sido por los últimos cuatro años la marca inversores más bancaria a nivel mundial (…) logramos una tasa de fallo menor al 0.3% en el 2022 (…) menor tiempo de entrega (…) solides en el servicio posventa con personal capacitado (….) mejor respuesta ante temperaturas extremas», puntualizó González Castillo como grandes diferenciales de Sungrow.

Eficiencia como motor del crecimiento

Sungrow ha centrado sus esfuerzos en la búsqueda de la eficiencia. González Castillo mencionó que gracias a la búsqueda de eficiencia, han logrado aumentar la capacidad energética de sus productos, pasando a del popular modelo SG 250 a un equipo de 350 kilovatios en apenas dos años y medio. Este avance ha permitido una mayor producción de energía en el mismo espacio, con un costo adicional mínimo.

Ahora bien, el compromiso de Sungrow con la eficiencia no se detiene en los inversores. La empresa también se enfoca en la mejora de la oferta de almacenamiento de energía. Con un énfasis en la densidad de almacenamiento y la reducción de costos, Sungrow busca garantizar la mejor tecnología a través de una mayor eficiencia en todos los aspectos.

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La provincia de Buenos Aires anunció el inicio de la construcción de dos nuevos parques de generación de energía solar con almacenamiento, que se ubicarán en las localidades Polvaredas y Del Carril, partido de Saladillo. 

El proyecto Del Carril representará una inversión de USD 1.875.000 y contará con 910 paneles fotovoltaicos de 550Wp cada uno (total de 550 kW de potencia pico), además de un banco de baterías de litio de 1290 kWh. 

Mientras que la planta solar Polvaredas tendrá 250 kWp de capacidad, repartidos en 455 módulos FV de 250 Wp cada uno y un sistema de baterías de 774 kWh, lo que significará una inversión de poco más de USD 956.777. 

En el primero de los casos, el parque se instalará en una zona cedida gratuitamente durante 20 años por la Cooperativa Eléctrica de Saladillo, mientras que el segundo lo hará en un predio cedido por pequeños productores de la localidad de Polvaredas. 

“Quiero destacar por un lado, las obras de energía renovable que se suman al parque solar existente con una nueva propuesta de acumulación con baterías; y por otro, las obras de gas natural que realiza la empresa provincial BAGSA con un objetivo muy claro que es mejorar la calidad de vida de los vecinos y vecinas en localidades que a las empresas no le resultan rentables”, remarcó Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires.

En ambos parques adjudicados a la firma BGH SA ya se realizó la nivelación del terreno y la colocación del cerco perimetral y cartelería de señalización de obra, pero actualmente se encuentra en fase de inicio la instalación de estructuras y, en el caso de Polvaredas, se está construyendo la estación transformadora de interconexión con la red de distribución. 

Ante ello, se espera que las centrales de generación renovable estén terminadas entre fin del corriente año y primeros meses del 2024, y una vez consumado dicho hito, serán los dos primeros proyectos con acumulación de energía que inyectarán a la red de distribución bonaerense y el tercero híbrido que lleva adelante el gobierno provincial (la planta solar de la Isla Martín García es un sistema aislado).

Mientras que su generación eléctrica permitirá abastecer a 360 hogares de tarifa T1R (residencial con demanda máxima de potencia no superior a los 10 kW), de acuerdo a la información compartida por el gobierno bonaerense. 

Y una vez finalizados, se sumarán a los veintiséis proyectos operativos en PBA, que totalizan 8,7 MW de capacidad en parques que van de 100 a 500 kWp, en el marco del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida (PROINGED).

En tanto que con estas nuevas obras, el partido de Saladillo sumará su tercera planta fotovoltaica instalada vía el PROINGED, tras la inauguración del parque solar Cazón (330 kWp) el 24 de octubre del 2022.

A lo que se debe añadir que, según compartieron las autoridades de Buenos Aires, se estudiará el comportamiento de este tipo de tecnologías a los fines de determinar su replicabilidad en futuros proyectos similares y se evaluará el comportamiento de esta modalidad en relación a su rápida disposición para eventuales problemas en los sistemas, inclusive fallas en los sistemas de transporte. 

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El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) aprobó la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto Subestación (SE) La Ligua de ENGIE Chile, ubicado en la comuna La Ligua, Región de Valparaíso.

La iniciativa -que contempla una inversión de US$ 24 millones- consiste en la construcción de una nueva SE que permitirá el seccionamiento de las líneas 2×220 kV Nogales – Los Vilos y 1×110 kV Quínquimo – Cabildo.

“Una de las llaves del proceso de descarbonización de la matriz energética es la transmisión, por lo mismo, desde ENGIE Chile estamos desarrollando iniciativas necesarias para el abastecimiento de la demanda y así contribuir a robustecer y entregarle solidez al Sistema Eléctrico Nacional. Con la aprobación del SEA damos un paso importante en la ejecución de uno de nuestros 14 proyectos en Chile”, expresó Demian Talavera, Managing Director de la GBU Networks Andes – Chile y Perú de ENGIE.

De acuerdo al plan de expansión del sistema de transmisión zonal de energía eléctrica, impulsado por el Ministerio de Energía en el Decreto Exento N° 185, el proyecto SE La Ligua tiene como objetivo apoyar a mejorar en seguridad, continuidad y flexibilidad del SEN.

Sobre ENGIE Energía Chile S.A.

ENGIE Energía Chile (EECL) es una empresa con presencia en los mercados de generación, transmisión, transporte de gas e infraestructura portuaria. La compañía es una subsidiaria del grupo ENGIE, el mayor productor independiente de energía del mundo, cuyo propósito es acelerar la transición hacia una economía carbono neutral, ofreciendo generación eléctrica baja en emisiones de carbono, energías renovables y soluciones eficientes e inteligentes para las personas, empresas y ciudades.

Actualmente EECL es uno de los generadores de electricidad más importante de Chile (cuarto a nivel nacional) con 2.5 GW de capacidad instalada. Cuenta también con una destacada participación en el sector de transmisión, con casi 3.000 km de líneas en operación, considerando entre ellos la línea TEN de 600 km, que en 2017 permitió al país contar con un único sistema eléctrico.

Sobre Grupo ENGIE

ENGIE es un grupo líder mundial de energía y servicios con bajas emisiones de carbono. Con sus 96.000 empleados, clientes, socios y stakeholders, el Grupo se compromete cada día a acelerar la transición hacia un mundo neutro en carbono mediante soluciones más eficientes desde el punto de vista energético y respetuosas con el medio ambiente. Guiada por su propósito, ENGIE concilia el rendimiento económico con un impacto positivo en las personas y el planeta apoyándose en sus negocios clave (gas, energías renovables, servicios) para ofrecer soluciones competitivas a sus clientes.

Volumen de negocio en 2022: 93,9 millones de euros. Cotizado en París y Bruselas (ENGI), el Grupo está representado en los principales índices financieros (CAC 40, Euronext 100, FTSE Euro 100, MSCI Europe) y extrafinancieros (DJSI World, Euronext Vigeo Eiris – Europe 120 / France 20, MSCI EMU ESG screened, MSCI EUROPE ESG Universal Select, Stoxx Europe 600 ESG-X).

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En el marco del Latam Solar Future Energy Virtual Summit, organizado por Latam Future Energy, expertos de renombre debatieron sobre el futuro de la energía solar en la región.

Durante ese encuentro virtual, Victoria Sandoval, Sales Manager de JA Solar, compartió los pilares fundamentales que garantizan el éxito continuo de la compañía en la industria de la energía solar. 

“JA Solar apuesta mucho por el largo plazo tanto en las relaciones con sus clientes como con sus empleados. Todas las decisiones importantes siempre se basan en esta filosofía”, señaló.  

“La estabilidad y la lealtad con sus clientes y empleados son valores fundamentales en la empresa, lo que permite construir relaciones duraderas”, agregó.

En este sentido, explicó que la compañía cuenta con una sólida posición financiera que evita decisiones apresuradas en busca de ganancias inmediatas.

Mercados más atractivos

En cuanto a las regiones más prometedoras de Latinoamérica, Sandoval reveló el podio de los principales países elegidos por la empresa.

“Primero está Brasil entendido como un mercado grande y diverso enfocado en el cliente final. Le siguen Chile y Colombia, ambos experimentando un crecimiento regulatorio significativo en el sector solar”, aseguró. 

A su vez, posicionó a México en cuarto lugar y justificó: “Aunque actualmente se encuentra rezagado en términos de desarrollo a gran escala, ha experimentado un incremento considerable en generación distribuida”.

Dificultades en la cadena de suministro

La ejecutiva también abordó los desafíos que enfrenta la industria solar. En primera instancia, comentó que la pandemia impactó negativamente en la cadena de suministro debido al aumento de los costos de los fletes. 

“Muchos proyectos se vieron obligados a detenerse por restricciones presupuestarias. Afortunadamente, los costos de los fletes han disminuido en la actualidad, aunque todavía no han regresado a los niveles históricos”, aseguró.

Uno de los desafíos adicionales mencionados por Sandoval es la sequía histórica que afecta al Canal de Panamá, una ruta crucial para los envíos en la industria solar. 

“Para abordar este problema, JA Solar está coordinando de manera más eficiente las entregas”, añadió.

De esta forma, hizo hincapié en la importancia de contribuir como industria en soluciones renovables para combatir el cambio climático. 

“La sequía en el Canal de Panamá es solo uno de los efectos del cambio climático que afecta a la cadena de suministro. En este contexto, la compañía reconoce su papel en la búsqueda de soluciones sostenibles para abordar estos desafíos globales”, concluyó.

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Los gobernadores que integran el Norte Grande de Argentina, se reunieron en la Casa de Salta de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con el objetivo de avanzar en un tema prioritario para la región: la generación de 2500 MW de energías renovables en el ámbito de las distribuidoras provinciales, cumpliendo los objetivos de generación de energías renovables limpias y el desarrollo de infraestructura energética.

Participaron del encuentro el ministro del Interior, Eduardo de Pedro; la secretaría de Energía, Flavia Royón; el Gerente General de CAMMESA, Sebastián Bonetto, y los equipos técnicos, ante quienes expusieron la necesidad de obtener un financiamiento para esta iniciativa regional.

En ese sentido, los gobernadores del Norte argentino firmaron una nota dirigida al ministro de Economía, Sergio Massa, solicitando avanzar en un crédito de 2.500 millones de dólares para financiar la construcción de 2500 MW de plantas solares con energía renovable ponderados en función a la demanda por provincia en la región.

Sáenz coincidió con sus pares al expresar que “compartimos los mismos desafíos y necesidades para el desarrollo y el crecimiento del Norte Grande, por eso trabajamos en una agenda de temas que siempre tienen como objetivo final reducir las asimetrías históricas y garantizar las mismas oportunidades para todos los habitantes del país».

Los 2.500 MW estarán distribuidos por provincia de la siguiente manera, de acuerdo al porcentaje de la demanda zonal y la potencia solar a instalar sugerida en MW:

Tucumán: 14,86 % , 370 MW; Chaco: 14,12 % , 350 MW; Corrientes: 13,93 % , 345 MW; Misiones: 13,18 % , 330 MW; Salta: 10,31 % , 255 MW; Santiago del Estero: 08,43 %, 210 MW; La Rioja:07,31 % , 180 MW; Formosa: 06,43 % , 160 MW; Catamarca: 06,18 %, 155 MW y Jujuy: 05,25 %, 145 MW.

Asimismo, los gobernadores destacaron la importancia de este proyecto por sus virtudes y beneficios para cada jurisdicción provincial en cuanto les permitirá generar 10 mil nuevos empleos para el Norte Grande y capacitación de mano de obra local; contribuir al cumplimiento de las obligaciones de reducción de los gases de efecto invernadero, equivalentes a dos millones de toneladas de dióxido de carbono al año; incorporar 4.000 GWh al año, lo que implica incrementar un 5% en renovables y acercarnos al cumplimiento del acuerdo de París; ahorrar divisas derivadas de la importación de gas natural; reducir inversiones a corto plazo en los sistemas de transporte y los costos de la generación forzada; optimizar las redes de la distribuidora; mejorar la calidad del servicio; establecer tarifas competitivas a partir de la nueva generación destinadas a la industria, Pymes, comercio, y desarrollar realidades sostenibles.

A continuación, los gobernadores pasaron a un cuarto intermedio hasta la próxima semana, donde recibirán una devolución de CAMMESA sobre los términos del convenio a firmar, entre ellos, el monto de la energía, y realizarán una reunión con el ministro de Economía y la secretaría de Energía, Flavia Royón, en una provincia a designar, en los próximos días para la firma definitiva del convenio.

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Como la matriz energética en Perú se basa en las hidroeléctricas, la sequía provocó que estas centrales no funcionen a los niveles históricos por lo que el país tiene que importar petróleo para cubrir la demanda energética.

A pesar del gran potencial eólico y solar de la región, en Perú no solo se han suspendido las subastas para proyectos renovables de gran escala sino que además no se cuenta con una ley que incentive la generación distribuida en empresas y usuarios finales.

En este escenario, Suamy Gabriela Pérez Ortega consultora independiente que trabaja con grandes empresas del país, propone un resurgimiento de la actividad acompañado de un marco normativo transversal que ayude a descarbonizar la economía.

¿Cómo se encuentra el mercado de las renovables en el país?

En primer lugar, la generación distribuida no está 100% aplicada en Perú. La única facilidad que se ha dado es que los clientes pueden inyectar energía a la red de 6 de la tarde a 11 de la noche (hora punta). Eso solo cobra sentido con baterías pero estos sistemas aún son muy costosos para los usuarios en el país. 

Por otro lado, los proyectos renovables a gran escala se han dado con las cuatro subastas de energía lanzadas entre 2010 y 2018. Después de ese período, ha habido un especie de stand by.

Al no haber más licitaciones, las grandes generadoras de energía como Engie y Enel han expandido las centrales que ya tenían como Rubí, Wayra y la planta eólica Punta Lomitas. Sin embargo, todo es capital privado, no hay ningún apoyo del gobierno.

Sumado a esto, con el fenómeno del Niño y los efectos del cambio climático, las lagunas y los ríos están entrando en un periodo de sequía. Por este motivo, las hidroeléctricas desde octubre y noviembre del año pasado no están produciendo lo mismo que antes. Esto hace que tengamos que importar más petróleo para cumplir la demanda del país..

Antes las hidroeléctricas producían más del 40% de energía. Ahora han bajado a menos del 30% y esa energía está siendo reemplazada por casi un 20% de diésel. Esto es pésimo para el medioambiente y evidencia que deberíamos haber hecho más esfuerzos por las renovables cuando tuvimos la oportunidad.

¿Qué cambios deberían hacerse en el marco regulatorio para revertir esta situación? 

Algunas de las medidas que podrían ayudar en el corto plazo es flexibilizar la ley de generación distribuida permitiendo que las empresas puedan generar en cualquier momento del día energía solar o eólica y, sobre todo, dar incentivos para ello.

La ley no es muy conocida y el costo de la energía solar o eólica por más que utilices todo los mecanismos de financiamiento posible no llega a competir con la tarifa de electricidad común que viene por hidroeléctricas o por gas.

Cuando los clientes libres hacen números y ven que tendrán un retorno de inversión a los 8 años, se les reduce el interés por migrar a fuentes renovables.

Por ello, beneficiar a las renovables con una mejor tarifa y con oportunidades de inyección a la red no solo en horas puntas puede mover la aguja a muchos inversionistas. 

Además, hay un gran desconocimiento del sector energético. Las empresas no saben que existen fuentes de financiamiento verde para energías renovables como el Fondo Verde Para El Clima. En ese sentido, el Ministerio del Medio Ambiente y de Energía tiene que redoblar sus esfuerzos para dar a conocer los diferentes mecanismos de financiamiento que existen.

¿En qué estado se encuentra el Proyecto de ley clave para las renovables que está siendo discutido en el Congreso?

Esta propuesta se llevó a cabo en noviembre del 2019 y en marzo entró la pandemia y los esfuerzos en energías renovables y electromovilidad fueron postergados por priorizar la salud. 

Actualmente, el foco no está puesto en la energía sino más bien en contener los estallidos sociales que estamos viendo constantemente y el sector de energía va en piloto automático.

También, los intereses de las esferas públicas y grupos de poder están más alineados al gas natural lo cual hace que las leyes que favorecen las renovables sean anuladas o pospuestas.

Un ejemplo de ello es lo que pasó con el proyecto de ley de electromovilidad que promovía la incorporación de buses y autos eléctricos. Esta ley fue aprobada por el Congreso y pasó al Ejecutivo. Sin embargo, el Ministerio de Economía y Finanzas la rechazó en abril de este año y quedó postergada.

Para el Ministerio la electromovilidad solo debe aplicarse en buses y no autos particulares. Esto refleja que las entidades públicas ven el campo de energías limpias como algo que podría ser bueno pero no necesario.

¿Se espera que en el corto plazo haya algún golpe de timón en la política hacia una matriz más limpia, teniendo en cuenta los efectos de la sequía?

Se estima que para el 2026 entren grupos de poder que estén más alineados a los objetivos de desarrollo sostenible. Más que una disputa partidaria, que sea un plan de gobierno de desarrollo transversal en diferentes áreas.

Existen partidos que han mostrado interés en estos cambios. Ojalá lleguen al poder candidatos que prioricen a las energías renovables.

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En el marco del Latam Solar Future Energy Virtual Summit, organizado por Latam Future Energy, expertos de renombre debatieron sobre el futuro de la energía solar en la región.

Uno de ellos fue, Sergio Rodríguez Moncada , Service Manager para Latinoamérica de Solis, quien compartió valiosas perspectivas sobre la presencia de la empresa en la región y destacó la posición privilegiada de México como el país líder en su cartera de mercados.

«México es y será nuestro mercado principal por excelencia con la generación distribuida como punta de lanza. Luego, le sigue Chile que tiene mucho potencial en especial por su demanda en sistemas de almacenamiento y en tercer lugar, se encuentra Colombia que está experimentando un crecimiento bastante importante. Definitivamente esos son los países más importantes para la compañía«, reveló.

No obstante, señaló que también tienen fuerte presencia en los demás países de Latinoamérica y el Caribe reafirmando el compromiso que asume Solis en seguir ajustando sus productos a las necesidades específicas de los mercados en los que operan.

«Con una década de operaciones en Latinoamérica y 18 años desde su fundación en China, Solis ha experimentado un constante proceso de innovación y adaptación a los mercados locales. Hemos crecido en la tropicalización de los productos y esa es una cualidad que nos caracteriza», afirmó.

Gran demanda de soluciones de almacenamiento

En tanto a las soluciones de almacenamiento, Rodríguez reconoció que estás tecnologías han cobrado fuerza en los últimos años.

«Estamos en una transición hacia sistemas híbridos. Aunque aún se enfrentan desafíos en relación con los costos de las baterías y la integración de sistemas, trabajamos estrechamente con nuestros desarrolladores en China para encontrar soluciones cada vez más eficientes«, explicó.

Teniendo en cuenta que se trata de tecnologías muy modernas, una de las lecciones aprendidas por la compañía en su tiempo en la región es la importancia de la profesionalización en la instalación de sus productos.

En este sentido, el experto mencionó que han realizado esfuerzos significativos en certificar a sus partners e instaladores para garantizar la calidad y la seguridad en cada proyecto.

Claves para el éxito de proyectos

El ejectuivo resaltó la importancia de la preingeniería y la planificación en los proyectos, especialmente en el contexto de una gama diversa de productos. La anticipación y la gestión adecuada de las especificaciones técnicas son cruciales para lograr una correcta instalación, independientemente del tamaño del proyecto.

A su vez, Rodríguez Moncada resaltó la misión de Solis de asesorar a los clientes de manera integral, brindando información técnica y económica que respalde decisiones informadas. Para la empresa, establecer relaciones a largo plazo con sus distribuidores y clientes es un aspecto fundamental de su filosofía de negocio.

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SOFAR hizo su debut en RE+, feria internacional desarrollada en EEUU, con innovaciones diseñadas para aplicaciones de servicios públicos y residenciales, indicando su enfoque intensificado en el mercado de energía solar y almacenamiento de América del Norte.

En todos los segmentos de la industria de las energías renovables, se espera que el almacenamiento siga expandiéndose rápidamente.

SOFAR presenta su sistema de almacenamiento insignia, PowerMaster, que alberga múltiples avances revolucionarios pioneros en el sector de sistemas de almacenamiento de servicios públicos, capaz de abordar puntos críticos mediante el aumento de los rendimientos energéticos a un menor costo, con un sistema de seguridad 3+2 que garantiza un funcionamiento estable las 24 horas del día.

Entre los aspectos más destacados, el sistema de enfriamiento híbrido líder en la industria reduce la pérdida de disipación de calor en aproximadamente un 30%. Además, el diseño modular puede ampliar la capacidad de almacenamiento de una sola cámara de hasta 3.93MWh, ideal para diversas necesidades de expansión de capacidad.

Mientras tanto, con los microinversores siendo una alternativa popular a los inversores de cadena comunes en América del Norte, SOFAR PowerNano impresiona a la audiencia como un complemento perfecto. Como una solución todo en uno de microinversor, centro inteligente para el hogar y batería de corriente alterna, PowerNano ofrece una amplia escalabilidad que permite a los propietarios de viviendas flexibilidad en cuanto a sus necesidades de almacenamiento. La combinación forma un sistema solar + de almacenamiento eficiente para optimizar el autoconsumo de energía y puede mejorarse aún más en hasta un 5% en rendimientos con módulos fotovoltaicos de 182/210 mm, logrando una continuidad de energía sin interrupciones durante cortes de suministro y fallos en la red eléctrica.

Nick Wang, Jefe de SOFAR América del Norte, ve esto como un paso histórico en el proceso de establecer estratégicamente la presencia de la empresa en América del Norte. «Estamos acelerando la construcción de un equipo de servicio local para atender mejor al mercado. En el futuro, SOFAR seguirá presentando soluciones innovadoras para que la transición a cero emisiones sea rentable para los clientes, promoviendo la transición limpia y dando forma a un futuro sostenible en el continente», agregó.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder a nivel global de soluciones de energía solar y almacenamiento para todos los escenarios y se compromete a ser líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores fotovoltaicos, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de energía a gran escala (BESS), sistemas de almacenamiento de energía de servicios públicos, sistema de microinversores y sistema de gestión de energía inteligente SOFAR Monitor para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Para 2021, SOFAR ingresó en el TOP5 de las marcas globales de inversores híbridos, estableciendo una red global de I+D con tres centros de investigación y desarrollo y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores y 1 GWh para baterías. Hasta 2022, SOFAR ha enviado más de 18 GW de inversores a más de 100 países y regiones en todo el mundo.

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Nextracker (Nasdaq: NXT), líder mundial en soluciones de seguimiento solar y software, y Unimacts (UNX), destacado proveedor de soluciones de fabricación industrial y cadena de suministro, anunciaron este lunes la inauguración de una instalación de fabricación dedicada a Nextracker en Las Vegas.

La nueva instalación, propiedad y operada por Unimacts, producirá componentes de acero críticos exclusivamente para Nextracker, utilizados en plantas de generación de energía solar en tierra, principalmente para proyectos en Nevada y estados del suroeste.

Esta es la sexta dedicación pública de una nueva instalación de fabricación de Nextracker desde 2022 y la decimoquinta instalación que la empresa ha abierto o ampliado con proveedores clave en los Estados Unidos en ese tiempo.

La instalación de Las Vegas cuenta con una capacidad de producción ampliada que genera más de 100 nuevos empleos en la actualidad y se espera que supere los 200 para 2024. La planta incluye maquinaria y equipo de fabricación de Unimacts trasladados desde México, así como nuevo equipo.

Según la Asociación de Industrias de Energía Solar (SEIA), se ha anunciado o ampliado una capacidad de fabricación solar de casi 200 gigavatios desde que se aprobó la Ley de Reducción de la Inflación el año pasado.

«Al asociarnos con Unimacts en esta nueva línea de producción, estamos recuperando empleos de fabricación estadounidenses y desarrollando la infraestructura energética de Estados Unidos para mejorar la seguridad energética y reducir los riesgos en la cadena de suministro», dijo Dan Shugar, fundador y CEO de Nextracker.

Y agregó: «Esta planta respaldará a nuestros clientes con envíos rápidos y productos fabricados en Estados Unidos».

Nextracker ha continuado invirtiendo en la fabricación solar, desarrollando más de 25 GW de capacidad de seguimiento solar doméstico anual con nuevas líneas de producción dedicadas anunciadas en Texas, Arizona, Pensilvania, Illinois, Tennessee y ahora, en Nevada.

«Unimacts se complace en que nuestra asociación con Nextracker cree nuevos empleos y aumente la cantidad de energía solar que podemos producir aquí en los Estados Unidos», dijo Matt Arnold, CEO de Unimacts. «Con la línea dedicada de Nextracker, apoyaremos gigavatios de proyectos a escala de servicios públicos anualmente, alimentando hogares y negocios en todo el suroeste e incluso en el este, como Indiana y Kentucky».

Jason Ellsworth, CEO de Clenera, un desarrollador y propietario de proyectos de energía limpia, dijo: «Clenera se enorgullece de continuar asociándose con Nextracker debido a su tecnología comprobada, su historial de entrega puntual y su enfoque en la expansión de la capacidad de producción doméstica en Estados Unidos».

«La nueva instalación de Nextracker y Unimacts es un brillante ejemplo de cómo una política inteligente puede impulsar a las comunidades con empleos e inversión local», dijo Abigail Ross Hopper, presidenta y CEO de la Asociación de Industrias de Energía Solar (SEIA).

«Estados Unidos está en medio de un renacimiento de la fabricación de energía limpia, y las inversiones como esta nos están ayudando a avanzar hacia un futuro de energía limpia, abundante y fiable de fabricación estadounidense», sumó.

Nextracker y Unimacts celebraron un evento de dedicación para anunciar la nueva línea en la instalación de Las Vegas, que también coincidió con la feria más grande de la industria solar, RE+, que se llevó a cabo en Las Vegas esa semana. Presentes en el evento estuvieron Abigail Ross Hopper, presidenta y CEO de SEIA, Jason Ellsworth, CEO de Clenera, Jennifer Cooper, vicepresidenta de Cadena de Suministro Global de AES Corporation, David Crane, subsecretario de Infraestructura del Departamento de Energía de los Estados Unidos, y Jon Wellinghoff, CEO de GridPolicy y director regulador jefe de Voltus. Hablaron sobre la importancia de la energía limpia y fiable, el desarrollo económico local y la independencia energética estadounidense.

Acerca de Nextracker

Nextracker es un destacado proveedor de soluciones inteligentes e integradas de seguimiento solar y software utilizadas en proyectos solares de generación a gran escala y distribuida en todo el mundo. Nuestros productos permiten que los paneles solares en plantas de energía a gran escala sigan el movimiento del sol a través del cielo y optimicen el rendimiento de la planta.

Con una flota operativa en más de treinta países, Nextracker lidera la industria solar con tecnologías de seguimiento solar que aumentan la producción de energía y reducen los costos para lograr un ROI significativo en la planta. Para obtener más información, visite Nextracker.

Acerca de Unimacts

Unimacts es una destacada empresa global de soluciones de fabricación por contrato y cadena de suministro con un enfoque en energía renovable, así como en equipos de construcción y productos industriales. Unimacts ha desarrollado soluciones de abastecimiento con activos ligeros para suministrar productos mecánicos altamente específicos y proporcionar soporte logístico complementario, diseño para la fabricación, gestión de inventario y almacenamiento cercano al cliente.

La empresa suministra componentes de seguidores solares (tubos de torsión, pilotes solares, accionamientos, etc.), componentes de aerogeneradores (fabricaciones, fundiciones, plásticos reforzados con fibra, etc.) y otros productos industriales (ensamblajes electromecánicos, fundiciones, fabricaciones, etc.).

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EcoFlow, empresa de soluciones de energía renovable y almacenamiento portátil, se encuentra en la vanguardia de la innovación. Año a año sorprende con nuevos modelos en sus series DELTA y RIVER, además de actualizar constantemente sus kits que integran tecnología solar y almacenamiento a medida de las necesidades de los clientes.

Con un claro enfoque en el segmento residencial y comercial, donde la necesidad de contar con respaldo energético es cada vez más evidente, la empresa no solo busca proporcionar estaciones de energía o sistemas de almacenamiento portátil, sino también brindarles independencia energética a los usuarios con sus soluciones.

«Donde hay cortes de luz con frecuencia -sean instalaciones residenciales con o sin paneles solares- nosotros entramos como una solución de respaldo energético. Y ahora mismo, también con el con el incremento de los costos de tarifas de energía eléctrica, encontramos más usuarios residenciales que están buscando ser autosuficientes», observó Cristian Barrios, gerente de Ventas de EcoFlow para Latinoamérica.

Ahora bien, una de las preocupaciones en este segmento del mercado es el costo. Según comentó Barrios durante el evento Latam Solar Future Energy Virtual Summit, EcoFlow está comprometida con la investigación y el desarrollo para hacer que sus soluciones de almacenamiento de energía sean más eficientes y accesibles para los usuarios.

La empresa ha logrado avances significativos en este sentido. En lo vinculado a tecnología, mencionó que sus baterías de litio ahora tienen una vida útil de hasta 3,500 ciclos, en comparación con las 500-800 ciclos de vida útil que ofrecían en el pasado. Esto significa que los usuarios pueden obtener un rendimiento superior.

Aquello ha sido posible porque EcoFlow ha venido invirtiendo en investigación y desarrollo y ampliado a más de 1,600 los empleados dedicados a estas áreas para estar continuamente en la búsqueda de formas de mejorar la eficiencia de sus productos y reducir los costos para sus usuarios.

Sin embargo, Barrios reconoció que todavía hay trabajo por hacer en la reducción de costos y que la búsqueda de aliados estratégicos que garanticen financiamiento juega un papel fundamental en este proceso de facilitar el acceso a más clientes.

«Lo que estamos tratando de trabajar con algunos de los aliados que tenemos en Latinoamérica es poder tratar de brindarle a los usuarios esas alternativas de financiamiento que tal vez, pues tienen para proyectos de paneles solares, pero tratar de llevarlo también a nuestras soluciones para más usuarios, no sólo de empresas sino también residenciales», aseguró Barrios.

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En el marco del Latam Solar Future Energy Virtual Summit, organizado por Latam Future Energy, expertos de renombre encabezaron el panel de debate «El futuro de la energía solar: Claves para la competitividad del sector en Latinoamérica».

En este espacio de análisis, Victoria Sandoval, Sales Manager de JA Solar, reconocido fabricante de módulos solares, compartió su visión sobre las tendencias de la industria solar y la estrategia de la empresa en un mercado altamente competitivo.

Uno de los cambios notables que destacó la experta es la clara división de productos entre el mercado residencial y las soluciones para aplicaciones comerciales e industriales de gran escala. Según su testimonio, esta estrategia permitirá a la empresa satisfacer de manera más efectiva las necesidades específicas de los clientes en cada segmento.

También hizo hincapié en la importancia de la innovación en el diseño de productos: «Se están desarrollando nuevos módulos solares con dimensiones más compactas, mayor eficiencia y facilidad de manipulación».

Además, mencionó el auge del almacenamiento de energía con baterías, destacando que en los próximos dos años se espera una transición significativa en este sentido. Y agregó: «Todos los fabricantes estamos trabajando en integrarnos de manera inteligente en este emocionante panorama de almacenamiento de energía».

Al discutir los mercados más relevantes en América Latina, Sandoval enfatizó que, Brasil, Chile, Colombia y México son los 4 países que se destacan como los más importantes para JA Solar. Estas naciones están experimentando un crecimiento significativo en la adopción de energía solar y ofrecen oportunidades prometedoras para la empresa.

En cuanto a las estrategias de venta, Sandoval destacó su enfoque en la construcción de relaciones comerciales sólidas: «La venta de módulos solares puede ser desafiante debido a la competencia feroz en el mercado. Superar los filtros de bancabilidad y pruebas técnicas es fundamental para acceder a oportunidades comerciales«.

Más allá de los precios, resaltó la importancia de la comunicación y la relación con los proveedores como un factor clave para el éxito.

En este sentido, compartió una anécdota en la que una de sus mejores ventas se materializó a través de redes sociales con una empresa dedicada a la generación distribuida en Centroamérica. Esta experiencia resalta la importancia de construir relaciones estables basadas en la comunicación y la confianza en lugar de competir únicamente en términos de precios.

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Costa Rica se encuentra en la vanguardia de la lucha contra el cambio climático pero aún enfrenta algunos retos en lo vinculado a la sostenibilidad del sector energético y transportes.

En una entrevista con Energía Estratégica, Juan Manuel Quesada, presidente de RECOPE (Refinadora Costarricense de Petróleo), destacó el papel pionero de la empresa en la promoción de biocombustibles como una solución clave para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

“La meta es que al próximo año estemos mezclando etanol con gasolina. Además estamos trabajando en aportes a la normativa y políticas públicas que tiene que emitir el ente rector, en este caso el Ministerio de Ambiente y Energía, para hacer posible también la mezcla de biodiésel en Costa Rica”, adelantó Quesada. 

Con esto, RECOPE, actor fundamental en la economía costarricense que controla el monopolio de la refinación de petróleo y la importación de combustibles derivados de petróleo en Costa Rica, está dando pasos audaces hacia la adopción de biocombustibles.

Uno de los anuncios que realizó Quesada en exclusiva para Energía Estratégica está vinculado a la introducción de mezclas con etanol en las gasolinas, con un objetivo ambicioso: alcanzar un 10% de mezcla al año 2026. Esta medida no solo reducirá las emisiones contaminantes, sino que también podría impulsar la producción local de etanol, brindando beneficios económicos a los costarricenses.

Visto aquello, en el sector del transporte, RECOPE está considerando la incorporación de biocombustibles en porcentajes más elevados, tanto en vehículos ligeros como en el transporte público. La empresa se esfuerza por encontrar la fórmula perfecta que garantice la reducción de emisiones sin afectar negativamente a los consumidores.

Pero RECOPE no se detiene aquí. En el ámbito del gas natural, Quesada reveló que están evaluando su uso en procesos industriales, lo que podría significar la producción local y la comercialización del producto en el país. Este movimiento estratégico no solo impulsaría la sostenibilidad, sino que también podría abrir nuevas oportunidades económicas.

Aquello no es todo. La empresa también está comprometida en la exploración de energías renovables, incluyendo el uso de hidrógeno y la producción de combustibles sintéticos. Estos proyectos visionarios representan un paso importante hacia un futuro más limpio y sostenible, no sólo para la empresa sino también para el país.

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A mediados de mayo del corriente año, el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde de Uruguay, administrado por el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) y otros organismos, seleccionó al proyecto H24U como el primer emprendimiento que empleará H2V como energético en el país. 

Dicho proyecto realizado por las empresas Saceem y CIR prevé una inversión de USD 43.500.000, pero desde aquel anuncio hasta la fecha, no se conocían muchos más detalles de la iniciativa que buscará sentar las bases tanto en materia de producción de hidrógeno verde como de su consumo en el transporte.

Fernando Jiménez de Aréchaga, socio de Dentons (firma asesora de las empresas) enfocado en el financiamiento de proyectos de sector de energía renovable e infraestructura de transporte, explicó cómo se ejecutarán los distintos componentes del emprendimiento y cuáles son las problemáticas legales con las que se encuentran. 

“La fase de construcción con 19 meses y cuando se terminen de emitir algunas regulaciones o se conozcan las características básicas de las mismas que permitan confirmar la inversión, se estima que en 2025 el proyecto entrará en operación”, apuntó durante un evento de la AHK Uruguay.

“Uno de los componentes es la planta de autogeneración de energía solar fotovoltaica, de 10 MW de capacidad, que tendrá una inversión estimada de 12 millones de dólares y alimentará la central electrolizadora y estará conectada a la red de UTE. Por lo que, si hubiera excedentes, volcará la energía a la red de UTE a precio spot y viceversa”, detalló. 

La planta de hidrógeno, que consiste de un electrolizador de 5 MW de potencia nominal más la infraestructura de almacenamiento, compresión y la estación dispensadora de H2; representa cerca de 18 millones de dólares. 

Mientras que el otro componente es una flota de camiones eléctricos a celdas de combustible impulsados a H2V que operarán en tres turnos, con el propósito de brindar un servicio logístico forestal.

“Asimismo, el electrolizador tendrá una capacidad ociosa de alimentar a los camiones en torno al 60%, por lo que también se estudian alternativas para generar ingresos con el excedente. Una opción es inyectar a la red [de gas natural] un porcentaje adecuado de hidrógeno verde que logre una descarbonización significativa pero sin comprometer la operación de la red”, describió el especialista. 

Si bien el especialista reconoció que para generación de energía renovable Uruguay posee una reglamentación “madura” desde el 2002 (reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica) y que se trabaja en la reglamentación para el caso de la planta de H2, sí planteó que aún hay algunos puntos a definir. 

“En el caso de los camiones, el desafío legal es la homologación, que nos resta saber qué condiciones se les exigirá a dichos vehículos impulsados a H2 para poder circular”, declaró Fernando Jiménez de Aréchaga.

“Además, se muestra la necesidad de hacerle algunos ajustes a la normativa de promoción de inversiones. Así como en la primera transición energética se dictó un decreto específico importante para las renovables, ahora es relevante que se dicte un decreto ad hoc que recoja las particularidades que tienen estos proyectos de hidrógeno verde”,continuó.

“Y como en cualquier proyecto de este tipo, también está el tema de permisología ambiental, de construcción, servidumbre para las líneas de transmisión, entre otros, que si bien se emanan de marcos jurídicos ya probados, es importante que se racionalicen los permisos para que no se convierta en un cuello de botella”, concluyó. 

La entrada El primer proyecto piloto de hidrógeno verde de Uruguay podría estar operativo en 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

LONGi, la empresa líder mundial en tecnología solar con sede en Xi’an, ha publicado hoy sus resultados empresariales del primer semestre de 2023. LONGi generó ingresos de 64.652 millones de CNY, con un incremento interanual del 28,36%, y obtuvo un beneficio neto atribuible a los accionistas de la empresa cotizada de 9.178 millones de CNY, con un incremento interanual del 41,63%. En el primer semestre de 2023, el incremento del beneficio neto de la compañía superó con creces el crecimiento de los ingresos, con un beneficio neto de más de 5.500 millones de CNY en el segundo trimestre, que es el mejor de la historia en un solo trimestre y demuestra una fuerte competitividad en el mercado.

En la primera mitad de 2023, con el rápido descenso de los precios de los materiales de silicio policristalino, los precios de toda la cadena industrial han demostrado una tendencia a la baja, y los beneficios de esta serán redistribuidos. Las empresas con competitividad global integral y operaciones estables demostrarán una mejor resistencia en esta ronda del ciclo industrial.

Se recupera el valor de los materiales de silicio, aumenta la rentabilidad de las inversiones de la industria

En la primera mitad de 2023, la nueva producción de materiales de silicio en el upstream de la industria fotovoltaica continúa liberándose, lo que reduce los costes, estimula al sector a mantener un alto crecimiento y mantiene una fuerte demanda en el mercado de aplicaciones terminales. La balanza de beneficios comenzó a inclinarse hacia toda la cadena industrial, y la programación de la producción de la cadena marcó un punto de inflexión al alza.

LONGi alcanzó un volumen de envíos de 52,05 GW de obleas de silicio monocristalino, incluidos 22,98 GW para ventas externas y 29,07 GW para uso interno. LONGi también logró un volumen de envíos de 31,50 GW de celdas solares monocristalinas, incluidos 3,28 GW para ventas externas y 28,22 GW para uso interno. LONGi también alcanzó un volumen de envíos de 26,64 GW de módulos monocristalinos, incluidos 26,49 GW para ventas externas y 0,15 GW para uso interno. A excepción de LONGi, todas las empresas fotovoltaicas mundiales han aumentado su rendimiento, lo que refleja un patrón competitivo de «sólo un súper y multi-fuerte».

Al mismo tiempo, el retorno del valor del material de silicio ha propiciado una importante recuperación del rendimiento de las inversiones en centrales eléctricas, y el sentimiento de espera en la terminal se ha disipado gradualmente. Según datos de la Administración Nacional de Energía, China sumó 78,42 millones de kilovatios de energía solar de enero a junio, con una capacidad instalada acumulada de 470 millones de kilovatios a finales de junio, convirtiéndose oficialmente en la segunda mayor fuente de energía instalada en China, sólo superada por el carbón.

La iteración tecnológica se acelera y los productos diferenciados se convierten en tendencia

La reserva de ruta tecnológica actual de las celdas solares fotovoltaicas es abundante, se ha formado una ruta de iteración escalonada, y los costes futuros se reducirán aún más. Las principales direcciones tecnológicas después del PERC incluyen las celdas TOPCon, HJT, BC, etc. Aunque las celdas TOPCon están en la fase de producción en masa y expansión a gran escala, la industria cree en general que sus propiedades de transición son fuertes, y las baterías de tecnología por contacto posterior son muy solicitadas como tecnologías futuras.

Siguiendo el principio de «producción en masa, desarrollo y exploración». En el primer semestre de 2023, con el lanzamiento del nuevo módulo de alta potencia Hi-MO 7 basado en tecnología de celdas HPDC, LONGi ha desarrollado una cartera de productos de «Hi-MO 5+Hi-MO 7» aplicada en el mercado de centrales eléctricas de servicios públicos a gran escala y el producto Hi-MO 6 centrado en el mercado de generación distribuida, logrando un desarrollo de productos altamente diferenciado. Desde 2012 hasta el primer semestre de 2023, la empresa ha invertido más de 20.000 millones de CNY en investigación y desarrollo (I+D), la cifra más alta del sector. Durante el periodo del informe, con la certificación autorizada de la agencia europea de pruebas solares ESTI, LONGi logró una eficiencia de conversión del 33,5% para celdas solares en tándem de perovskita/silicio basadas en obleas de silicio CZ comerciales, liderando una vez más el sector.

LONGi declaró que las múltiples tecnologías y productos de celdas solares de alta eficiencia de la empresa ya se encuentran en las fases de desarrollo, reserva y piloto, y está acelerando la comercialización y producción en masa de los resultados de la investigación y desarrollo de tecnologías de alta eficiencia a bajo coste.

El desarrollo de la industria es cada vez más racional

Según las asociaciones del sector, en el primer semestre de 2023, el valor total de las exportaciones de productos fotovoltaicos alcanzó los 28.920 millones de dólares, lo que supone un aumento interanual del 11,6%. En general, la industria cree que la fuerza impulsora de la expansión de la demanda fotovoltaica mundial en 2023 proviene de mercados importantes como China, Europa, Estados Unidos, India y Brasil, y se espera que mercados emergentes como el Medio Oriente tomen el relevo del rápido crecimiento de la capacidad instalada en el mercado europeo. LONGi y otras empresas participan a menudo en proyectos en Medio Oriente y otras regiones como proveedores.

La cadena de la industria fotovoltaica incluye cuatro eslabones principales: materiales de silicio, obleas de silicio, celdas de batería y componentes. Según las previsiones de diversas instituciones, la capacidad de producción de estos cuatro eslabones superará los 800 GW para finales de 2023. En la actualidad, el entorno comercial internacional está experimentando cambios, con cadenas de suministro más localizadas y barreras comerciales más complejas para la industria fotovoltaica china, lo que genera incertidumbre para los productos fotovoltaicos importados en mercados fotovoltaicos internacionales como Estados Unidos, Europa e India.

La incertidumbre del mercado exterior ha provocado que la industria entre en una «carrera de eliminación», en la que algunas empresas integradas y marcas de segundo nivel compiten por captar clientes y conseguir pedidos. Ante el actual ciclo industrial y la futura incertidumbre del mercado, durante el periodo del informe, LONGi siguió promoviendo operaciones eficientes y estables para prevenir los riesgos operativos. A finales de junio de 2023, el ratio activo-pasivo de la empresa era del 55,99%. En comparación con el ratio pasivo-activo de la industria del 70% o incluso superior, LONGi ha mantenido una buena capacidad de pago de la deuda, y el número de días de rotación de inventario ha disminuido en 13 días en comparación con el primer semestre de 2022. La competitividad del producto sigue fortaleciéndose.

Como industria intensiva en tecnología y capital, la fotovoltaica tiene una mayor demanda de rápida transformación de logros tecnológicos y actualización de equipos. Con la mayor apertura de los canales de financiación nacionales e internacionales, las empresas de nuevas energías, semiconductores y otras vías también se han incorporado al mercado, aprovechando las oportunidades de mercado con la ventaja de la cadena industrial.

Recientemente, PV-Tech publicó el informe de bancabilidad PV ModuleTech para el segundo trimestre de 2023, y LONGi recibió una vez más la máxima clasificación AAA. Este es el decimocuarto trimestre consecutivo en el que la empresa logra esta clasificación, lo que subraya su excelente rendimiento en términos de productos y servicios de excelente calidad, junto con su solidez y estabilidad financiera.

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Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi y Colbún firmaron un contrato de suministro de energía 100% renovable por hasta 650 GWh/año, el cual permitirá a la compañía minera (ubicada en la Región de Tarapacá), continuar abasteciendo con energía eléctrica sin emisiones su operación y los proyectos de desarrollo actualmente en etapa de construcción.

El acuerdo tendrá una duración de 12 años y comenzará a regir en enero 2024. De esta manera, la compañía minera asegura la continuidad de su suministro 100% renovable certificada en toda su operación, de cara a la puesta en marcha de su proyecto de Desarrollo de Infraestructura y Capacidad Productiva, el cual permitirá extender la vida útil de la operación por 20 años, y que implica la construcción de una planta desaladora y su sistema de impulsión, junto al crecimiento productivo de Collahuasi.

El contrato con Colbún regirá desde enero de 2024 hasta diciembre de 2035. El primer período (2024-2025) corresponde a un acuerdo por 230 GWh; el segundo (2026-2035), a uno por 650 GWh, el cual se suministrará tanto por proyectos renovables ya en construcción como por otros nuevos por construir.

Jorge Gómez, presidente ejecutivo de CMDIC, comentó que “en 2020 nos transformamos en la primera compañía minera en contar con un suministro eléctrico 100% renovable. Este nuevo contrato permite asegurar que nuestros proyectos actualmente en desarrollo para el crecimiento de Collahuasi, contarán con energía proveniente de una fuente renovable, reafirmando nuestro compromiso por una minería más sustentable para Tarapacá y el país”.

Por su parte, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún destacó “estamos orgullosos de avanzar junto a Collahuasi hacia una transición energética responsable. Agradecemos su confianza en Colbún para suministrarles energía renovable y acompañarlos impulsando proyectos de crecimiento en materia de minería sostenible para Chile”.

Cabe destacar que Colbún se adjudicó el suministro tras un proceso de licitación en el cual Collahuasi convocó a los participantes para la presentación de ofertas para un suministro eléctrico confiable, sostenible y competitivo. Este contrato consolida a Colbún como uno de los principales suministradores de energía a la minería en Chile.

Este acuerdo de suministro de energía permitirá a Collahuasi evitar la emisión de 195.400 toneladas de CO2/anuales, lo que equivale anualmente a plantar 1.900.000 árboles o sacar de circulación a alrededor de 52.100 autos a gasolina. Dedicada a la extracción y producción de concentrado de cobre, Collahuasi es una de las cinco principales cupríferas del mundo y el segundo mayor productor de cobre de Chile. Este contrato se enmarca en su estrategia corporativa de carbono neutralidad a los años 2030-2040, y su búsqueda por reforzar una operación más sustentable, moderna y eficiente, que contribuya al desarrollo económico y social de Tarapacá y de Chile.

A la fecha, Colbún cuenta con 17 centrales hidroeléctricas que equivalen a 1.600 MW y tres parques fotovoltaicos operando, que suman alrededor de 250 MW: Diego de Almagro Sur, Machicura y Ovejería. En etapa de construcción se encuentra Horizonte, el parque eólico más grande de Chile (816 MW, Región de Antofagasta), que comenzará a operar gradualmente en 2024, y en etapa de pruebas finales para su operación comercial está el proyecto de almacenamiento baterías Diego de Almagro Sur (8 MW/32 MWh; Región de Atacama).

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En el marco del V Congreso Iberoamericano de Energía, celebrado en San José, Costa Rica, se llevaron a cabo importantes debates sobre políticas energéticas, con la destacada participación de altos funcionarios de Sudamérica, Centroamérica, México y España, académicos, bancas multilaterales y representantes clave del sector privado. 

Allí, la Asociación Iberoamericana de Energía (ASIDE) celebró su sesión anual del Consejo Directivo en la cual el jurista costarricense William Villalobos Herrera resultó electo Presidente de la organización para el período 2023-2024.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Villalobos compartió sus perspectivas sobre los desafíos que enfrenta ASIDE y los enfoques estratégicos que la organización planea adoptar en apoyo a la transición energética.

«Asumir la presidencia en un contexto de cambios supone retos importantes. El papel de ASIDE debe promover el debate agudo con todos los actores, manteniendo la vocación académica que siempre ha caracterizado a la asociación», señaló.

Para ello, el especialista reveló que uno de los principales objetivos es continuar forjando alianzas estratégicas con universidades en los países de la región. 

Además, destacó que la Asociación buscará fortalecer y potenciar los comités locales en cada país miembro, con el propósito de crear capítulos más robustos que fomenten un diálogo continuo y una construcción conjunta del derecho de la energía.

“En los últimos años, el derecho de la energía ha ganado reconocimiento como una disciplina autónoma y científicamente rigurosa. ASIDE seguirá desempeñando un papel destacado en la construcción y comprensión de la regulación energética, un área que plantea desafíos significativos”, aseguró Villalobos.

Y agregó: “Un aspecto crucial de esta labor será contribuir a la formulación de marcos regulatorios que sean flexibles y adaptables, eliminando excesivas trabas burocráticas para usuarios y empresas del sector. Estos marcos tienen que ser simples y transparentes y deben ofrecer seguridad jurídica que inspiren confianza en las inversiones”.

Finalmente, el nuevo presidente de ASIDE hizo hincapié en la importancia de abordar los nuevos modelos de negocios relacionados con recursos energéticos distribuidos, almacenamiento, agregación de demanda y la evolución de las formas de comercializar la energía. 

“Estos temas están en el centro de los debates en varios países de la región, incluyendo República Dominicana, Costa Rica, Colombia y Ecuador, donde se discuten las comunidades energéticas y cómo empoderar a los prosumidores en un contexto de descentralización de las fuentes de energía”, destacó. 

De esta forma, enfatizó que el usuario debe estar en el centro de estas discusiones para lograr una transición energética exitosa y sostenible.

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CMI Energía, parte de la Corporación Multi Inversiones, se encuentra en una etapa de fortalecimiento de su cartera de proyectos estratégicos en el corazón de Centroamérica.

Durante el «V Congreso Iberoamericano de Energía» organizado por la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), Sean Porter, director de Desarrollo, Nuevos Negocios y Comercial de CMI Energía, compartió el balance de los activos capitalizados hasta la fecha y su perspectiva de nuevas inversiones en energías renovables.

“Como parte de nuestra tarea de revisar oportunidades de inversión tanto desarrollo orgánico como desarrollo de terceros que nos podría interesar para compra, vemos muchos negocios tangibles en el corto plazo”, declaró Sean Porter. 

Aquellos nuevos proyectos se agregarían a una cartera que suma aproximadamente los 850 MW instalados en plantas renovables, a partir de los cuales CMI Energía se ha convertido en un actor esencial en el panorama energético centroamericano.

Los activos que ya están operativos se apoyan en diversidad de energías renovables que abarcan desde la solar fotovoltaica hasta la eólica y la hídrica. Desde la empresa esperan continuar creciendo en estas tecnologías e incorporar nuevas.

«Estamos desarrollando proyectos para la siguiente generación de plantas renovables en Centroamérica», agregó Porter. 

Y es que uno de los aspectos que distingue a CMI Energía es su versatilidad para ser innovadora y adaptarse a los cambios del mercado energético, aprovechando tecnologías maduras y emergentes para satisfacer las necesidades propias y de clientes de su comercializadora ION Energy. 

Respecto a los objetivos a futuro, Porter expresó que CMI Energía planea continuar su crecimiento y evaluar nuevas iniciativas con almacenamiento de energía e hidrógeno verde, sin descartar explorar la energía eólica marina luego de aprovechado el potencial on-shore.

En cuanto al financiamiento de estos proyectos, CMI Energía se mantiene abierta a diversas opciones, siendo pionera en la región con la colocación de Bonos Verdes, evalúa constantemente la forma más eficiente de financiar sus proyectos con el objetivo de ofrecer energía confiable y asequible.

Finalizando, Porter también compartió su visión sobre los mercados más atractivos para la ejecución de proyectos de energía renovable en Centroamérica. Aunque cada país presenta sus propias ventajas y desafíos, resaltó a Guatemala como un mercado adelantado que promueve la flexibilidad y la creatividad en el sector energético.

En última instancia, aseguró que la elección de dónde invertir se basa en la combinación de factores locales, incluyendo la disponibilidad de recursos naturales renovables y la regulación vigente que tenga restricciones o aperturas de mercado.

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Teniendo en cuenta que Perú se ha comprometido a reducir en un 40 % las emisiones de GEI, y alcanzar la carbono-neutralidad para el 2050, son muchos los desafíos que tiene que asumir el país para cumplir con estos objetivos.

En este contexto, aprobar el proyecto de ley clave que está siendo discutido en el Congreso sería un paso trascendental para el país.

En diálogo con Energía Estratégica, César Alfredo Peña Ramos, Supervisor y Consultor en Generación de Sistemas Eléctricos Aislados, Energías Renovables, Regulación Tarifaria, Electromovilidad e Hidrógeno Verde, hace un diagnóstico optimista y advierte las medidas necesarias que debe tomar el país en pos de las energías limpias.

¿Cuáles son las expectativas en torno a las renovables en Perú para el 2023?

El 2023 tiene todas las características para ser un año decisivo para las energías renovables, de prosperar la propuesta de modificación a la Ley 28 832 y también ante el probable escenario de una nueva y quinta subasta de energía renovable para tecnologías no maduras como la biomasa y la geotermia.

Por ello, es indispensable eliminar las barreras de entrada para la inserción de nuevas tecnologías. Y en el contexto de electrificación rural es imperativo continuar con la ampliación de la frontera eléctrica mediante energías renovables en zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país, potenciando los usos productivos de la electricidad en estas zonas.

Sin embargo, la inestabilidad política actual y algunos grupos de interés podrían representar una ralentización en este proceso.

Derribemos las barreras mentales, que la promoción y desarrollo de las energías renovables en el Perú es cuestión de voluntad política y de querer generar un cambio en beneficio de la sociedad, porque técnica y económicamente es viable. Recordemos que debemos ser actores dinámicos de la transición energética hacia la carbono neutralidad.

¿Cuáles son los beneficios del proyecto de ley en favor de las energías renovables que está siendo discutido en el Congreso? 

La propuesta presentada este año por el Poder Ejecutivo para modificar la Ley 28 832 es entendida como una excelente oportunidad para fomentar la diversificación de la matriz energética.

Esta planteaba que las distribuidoras podrían adquirir capacidad y energía de forma independiente en licitaciones de suministro, que en el corto serán imperativas, debido a que pronto expiraran algunos contratos entre distribuidoras y generadoras.

Esta propuesta permitiría aprovechar la tendencia decreciente de los costos de desarrollo de tecnología renovable para proporcionar mejores tarifas (trasladar el beneficio) a los consumidores finales, reduciendo progresivamente la aplicación de subsidios a las energías renovables actuales.

Además, el proyecto de ley fortalece e impulsa la libre competencia en el mercado eléctrico entre todas las tecnologías, eliminando barreras regulatorias, así como la reducción de la dependencia de los combustibles fósiles y disminución de emisiones de GEI.

En ese sentido, es un buen incentivo para la construcción de nueva generación renovable para que las empresas distribuidoras tengan la opción de contratos de largo plazo, usualmente entre 10 y 20 años a fin de que respalden las inversiones en energía renovable, de que aceleren la instalación de infraestructura de transmisión y de avanzar con normas relacionadas con servicios complementarios (almacenamiento en baterías e hidrogeno verde).

En resumen, ¿qué medidas debe tomar Perú para contribuir a diversificar la matriz energética?

Es indispensable entender que los efectos del cambio climático requieren ser abordados con la urgencia.  La inacción no debería ser una opción viable para la humanidad y el medioambiente por lo que existe el compromiso por parte de la comunidad internacional por realizar un esfuerzo global para contrarrestar el calentamiento global y redirigirnos a un futuro sin emisiones de carbono y resiliente al clima.

El Perú está en una etapa inicial del proceso de transición energética y tiene que aprovechar la fortaleza de su matriz eléctrica: hidro, gas e interconexiones con países vecinos, para integrar progresivamente altos volúmenes de energía renovable variable (solar y eólica).

Entre los principales desafíos y retos que inevitablemente tiene se asumir y enfrentar el sector de energías renovables, se encuentran:

La modificación de la Ley 28832 de eficiencia energética, que promueve una mayor participación de las energías renovables como la eólica y solar.
Creación de Mercados de Servicio Complementarios (y Proveedor de Servicios Complementarios).
Aprobación del reglamento de generación distribuida.
Aprobación de la ley de promoción y desarrollo del hidrogeno verde.
Aprobación de la ley de promoción y de la electromovilidad e infraestructura de carga.
Aprobación de la ley de conversión (retrofit) de vehículos convencionales a eléctricos.

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En relación con el proceso de contratación CRW 256463, cuyo objeto es la construcción de las obras civiles finales para la entrada en operación comercial de las unidades de generación 5 a la 8 de Hidroituango, EPM informó que solo una oferta tiene chances de quedarse con la obra.

La compañía de Medellín recibió el pasado 13 de julio, las ofertas de las firmas: Todini Costruzioni Generali S.P.A, China Gezhouba Group Company Limited sucursal Colombia, y Consorcio CyS (Conformado por: Yellow River CO., LTD. sucursal Colombia, y Schrader Camargo S.A.S.).

El 31 de agosto, EPM publicó el Informe de Análisis y Conclusiones y sus anexos en el portal Te Cuento del Grupo EPM y está disponible en la página www.epm.com.co el cual contiene el resultado de la evaluación técnica, contractual y financiera del proceso de contratación CRW256463.

Allí, el informe concluye que sólo una compañía está en condiciones de quedarse con la obra.

Se trata de la oferta presentada por el Consorcio CyS, que “cumple con todos los requisitos de participación establecidos en las condiciones particulares”. No obstante, es el precio más caro ofertado y de menor puntaje: 81,43% y un valor de oferta de 1.126.462.092.281,01 pesos colombianos.

“La oferta presentada por la firma China Gezhouba Group Company Limited es rechazada, dado que no cumple con el requisito de participación garantía de seriedad de la oferta (numeral 2.2.9) y no cumple con la puntuación mínima exigida en el requisito financiero (numeral 2.2.10.)”, informó EPM.

Del mismo modo, indicó que “la oferta presentada por la firma Todini Costruzioni Generali S.P.A., si bien presentó garantía bancaria emitida por un banco extranjero, esta no cumple con lo establecido en las garantías contractuales y seguros (numeral 5.6.2.) y es eliminada dado que se evidenció coincidencia del tercero reportado en las listas del Banco Mundial; listas consideradas como causal de eliminación de la propuesta (numeral 3.1.2.)”.

De haber sido todas las ofertas aceptadas, Todini tendría más chances de quedarse con la obra, ya que cuenta con un puntaje del 100% y la propuesta más barata: 917.224.304.644,45 pesos colombianos.

Seguida de China Gezhouba, con un puntaje de 98,39 % y un precio de 932.269.299.254,10 pesos colombianos.

040- Informe Análisis y Conclusiones CRW256463

“Los oferentes contaron con un término de tres días hábiles para presentar observaciones al informe de análisis y conclusiones. Una vez agotado el término, se recibieron observaciones de los oferentes Todini Costruzioni Generali S.P.A. y Gezhouba Group Company Limited”, explicó la empresa de Medellín propietaria de Hidroituango.

Y aclaró: “EPM actualmente se encuentra en la etapa de respuesta a las observaciones presentadas al Informe de Análisis y Conclusiones, esto como parte de las etapas establecidas en el proceso de contratación”.

“Es importante indicar que este proceso de contratación se realiza con todos los procedimientos establecidos por EPM en sus lineamientos de contratación. Se adjunta al presente comunicado el Informe de Análisis y Conclusiones”, remató.

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Inversores Solis, 3er mayor fabricante mundial de inversores fotovoltaicos, se enorgullece en celebrar su 10º aniversario de presencia en el mercado latinoamericano. A lo largo de una década, la marca ha dejado una huella significativa en la región, fortaleciendo la transición hacia fuentes de energía limpias y sustentables en países como: México, República Dominicana, Colombia, Perú, Chile, Argentina, Costa Rica, Panamá, Jamaica, Nicaragua, Guatemala, El Salvador, Honduras, Islas del caribe, Uruguay y Paraguay.

Desde su entrada en la región, Solis ha sido un socio confiable para gobiernos, empresas y particulares que buscan aprovechar al máximo el potencial de la energía solar. Con su compromiso inquebrantable con la innovación y la calidad, la marca ha desempeñado un papel fundamental en la construcción de una infraestructura energética más sostenible y resiliente en toda Latinoamérica.

Durante esta década, Solis ha demostrado su confiabilidad y eficiencia en una amplia gama de aplicaciones, desde instalaciones residenciales hasta proyectos industriales a gran escala. Los inversores de la marca han sido el corazón de numerosas instalaciones solares exitosas en la región, generando energía limpia y reduciendo la huella de carbono.

«Estamos emocionados de celebrar una década de presencia en Latinoamérica y de ser testigos del increíble progreso que la región ha logrado en términos de adopción de energía renovable», expresó Marco Ricci, Sales Manager para Latinoamerica de Inversores Solis. «Nuestro compromiso con la excelencia y la innovación sigue siendo inquebrantable, y esperamos continuar colaborando con nuestros socios en Latinoamérica para impulsar un futuro más sustentable».

En 2022, Solis experimentó un año excepcional de crecimiento, marcado por la inauguración de una nueva fábrica con líneas de producción automatizadas de última generación. Esta expansión permitió a la empresa reforzar significativamente su capacidad de fabricación, permitiéndonos atender a una base de clientes aún mayor en todo el mundo.

Solis ha crecido un 86% con respecto a 2021, por mucho, el crecimiento más rápido del grupo. Este crecimiento se sumo a un crecimiento significativo del 61% en 2021 con respecto a 2020, lo que indica la sólida red de ventas y el

reconocimiento de marca que la empresa ha construido.

Ginlong (Solis) ha clasificado como el tercer fabricante de inversores más grande del mundo por segundo año consecutivo, logrando envíos récord en 2022.

El rápido ascenso de Solis se debe en gran medida a su capacidad de respuesta a las necesidades del mercado, con una capacidad de fabricación total que superará los 80 GW para finales de 2023.

La celebración del 10º aniversario de Solis en Latinoamérica y 18 años desde su fundación en China, no solo reconoce los logros pasados, sino que también marca el inicio de una nueva década de colaboración, crecimiento y avance en el campo de la energía solar. La marca se compromete a seguir liderando el camino hacia un futuro energético más limpio y contribuyendo al desarrollo económico y ambiental de la región.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) lanzó un nuevo anexo para el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) en el que determina la capacidad de transporte adjudicable en la ronda correspondiente al tercer trimestre del año. 

La potencia disponible para el “MATER pleno”, sin restricciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía (tal como los anteriores llamados), es de 130 MW para el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA) y de hasta 400 MW para la exportación en Misiones – NEA – Litoral.  

Aunque el Anexo III de CAMMESA también señala que el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires no cuenta con capacidad asignable para el despacho al 100% de los proyectos renovables. 

Por el lado de la asignación “Referencial A”, la potencia adjudicable aumentará considerablemente en las regiones con mayor factor de carga para los parques eólicos y solares. 

Es decir que podría haber un mayor número de propuestas en aquel mecanismo que posibilitará a los agentes generadores contar una prioridad de despacho con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones. 

Ya se había dado a conocer que el corredor Corredor Comahue – Buenos Aires – GBA podría contar entre 900 MW (700 MW eólicos + 200 MW solar u otra tecnología) y 1200 MW (933 MW eólicos + 267 MW solar u otra fuente de generación), dependiendo de si los proyectos fueran todos de zona Buenos Aires o si se presentaran todos en Comahue.

Pero tras evaluar las capacidades disponibles, CAMMESA actualizó dicho Anexo III – Referencial “A” y estableció que el corredor Centro – Cuyo – NOA contará con aproximadamente 400 MW para la inyección renovable con un curtailment de hasta 8%. Límite de potencia que podría incrementarse en 100 MW si la generación que ingresa es del tipo eólica.

Puntualmente, la exportación para la zona Centro asciende a 450 MW (ampliable en 50 MW si entran parques eólicos en dicho lugar) y para Cuyo oscila los 400 MW (se podrían agregar hasta 100 MW). 

Esta actualización llegó a poco más de 20 días para el cierre de la vigente ronda del MATER, considerando que el viernes 29 de septiembre es la fecha límite para la solicitud de prioridad de despacho.

Y cabe recordar que, a raíz de los cambios dados por la Resolución SE 360/2023, los proyectos renovables también podrán incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión, que deberá ser íntegramente construida y costeada por uno o varios emprendimientos. 

Ese potencial incremento de capacidad asignable podrá ser reservado por el o los titulares de las plantas renovables que lleven adelante la obra a su propio costo.

De igual manera, se permitirá la asignación de prioridad de despacho a nuevas centrales de generación renovable, en la medida que sean acompañadas por demandas incrementales de potencia equivalentes a 10 MW o más, incluso a pesar que produzcan un aumento en las capacidades asignables sobre las existentes al momento de la solicitud.

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En línea con su fuerte compromiso por cumplir sus objetivos ESG, Trina solar, uno de los principales fabricantes de módulos solares a nivel mundial participó en Intersolar South America, evento que se celebró a fines de agosto en Sao Paulo.

Allí, la compañía china deslumbró al público con su tecnología i-TopCon tipo N, el Vertex N 700W, que hoy es furor en el mercado latinoaméricano por su alta eficiencia.

En una nueva edición del ciclo de Protagonistas de Energía Estratégica,  Álvaro García-Maltrás, vicepresidente de América Latina para Trina Solar, brindó detalles sobre el megaevento y reveló cuál es el mercado más atractivo de la región.

 ¿Qué balance hace de su participación en Intersolar y qué módulos y trackers presentaron?

Fue un gran evento ya que hubo récord en asistencias. La participación fue muy positiva en cuanto a la convocatoria y la calidad de los asistentes. Hubo un salto cualitativo respecto a años anteriores. Hemos visto muchos más profesionales acercándose a nuestro stand muy involucrados y especializados con el sector.

Allí, compartimos principalmente nuestros módulos de tecnología tipo N de alta potencia de 700 vatios bifaciales. Estos son los preferidos por la mayoría de los clientes, especialmente, en instalaciones de gran escala.

También participamos con módulos bifaciales más enfocados al sector residencial que es uno de los más importantes en Brasil, los cuales son muy competitivos en precios. 

A su vez, presentamos trackers monofila de módulos vertical que está teniendo bastante éxito en la región y mostramos nuestro producto de almacenamiento: un contenedor con capacidad de 2 MW hora que estamos empezando a comercializar en América Latina.

Recientemente anunciaron que Trina Tracker desembarca con una fábrica en Brasil, la primera fuera de China y Europa ¿Cuáles son las expectativas de crecimiento en ese mercado?

Trina ha comenzado operaciones en una fábrica para el mercado local en Brasil, situada en  Salvador, capital de Bahía que tiene una capacidad de producción de 2,5 GW al año.

La apertura de esta fábrica es un hito que responde a la necesidad de nuestros clientes quienes estaban solicitando tener un centro de producción más cerca de ellos para poder atender mejor sus demandas, acortar los tiempos de entrega y acceder a los proyectos que se financian con banca local de Brasil.

Cabe destacar que Trina ya ha proporcionado al mercado 1 GW de trackers al país, por lo que esperamos que con la incorporación de esta fábrica nuestras ventas en Brasil se dupliquen. 

A pesar de que Brasil está atravesando dificultades como restricciones al acceso a crédito en el mercado residencial y cambios de ley, sigue siendo el mercado más atractivo para la compañía,. 

La mayoría de las ventas de Latinoamérica se centran en ese país y esperamos que sea un mercado de 18 GW.

¿En qué innovaciones o mejoras en la línea de producción está trabajando para reducir el costo de sus módulos sin comprometer la calidad y garantizar un LCOE más bajo para proyectos solares?

En el caso de los módulos la principal reducción de costos suele venir de la mano de la materia prima. El descenso del precio del polisilicio, nos permitió reducir el precio de los módulos en un 40%, desde finales del año pasado hasta la actualidad. 

El resto de los materiales no están experimentando ese descenso de precio, de modo que ahora sí nos vemos un poco limitados en lo referente a conseguir costos más bajos. Por ello, nos estamos enfocando en conseguir mejores eficiencia y mayores potencias sin incrementar los costos.

Además, Trina no solo ofrece módulos o trackers competitivos sino también la garantía de que ambos son compatibles y funcionan bien a la par. La compañía incurrió hace años en el mercado de trackers justamente para garantizar la eficiencia en la compatibilidad de ambos productos y muchos de nuestros clientes aprecian esa virtud.

¿Cómo viene creciendo el mercado de almacenamiento respecto a la venta de módulos solares en América Latina?

Los sistemas de almacenamiento son imparables, no obstante, todavía están muy retrasado en Latinoamérica. De momento no se han implementado masivamente porque aún hay mucho trabajo que hacer en referencia a los costes. La velocidad de implementación dependerá también del segmento y las condiciones específicas de cada país.

No obstante, se vislumbra una tendencia en el descenso de los precios de las baterías que hace que tenga sentido utilizar estas tecnologías en Latinoamérica. Por ejemplo, en Chile vemos muchos proyectos de almacenamiento por su regulación y creemos que será punta de lanza en América Latina.

Sin embargo, el despliegue de esta actividad costará un poco más en otros mercados, sin tanta restricción de red y con costos de energía más bajos.

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Durante el quinto Congreso Iberoamericano de Energía que tuvo lugar en la ciudad de San José, Costa Rica, altos funcionarios de Sudamérica, Centroamérica, México y España, académicos e importantes players del sector privado debatieron sobre políticas energéticas

En este marco, Carlos Villanueva, Profesor de Posgrado en la Universidad Panamericana, advirtió sobre la ausencia de comunidades energéticas en México en diálogo con Energía Estratégica. 

En su análisis, el especialista resaltó que, a pesar de las reformas energéticas en el país, no se reconoce ni se promueve la existencia de comunidades energéticas, lo que podría tener un impacto significativo en la transición hacia una generación de energía más limpia y en el acceso a mejores precios para los consumidores.

Según el académico, la regulación actual en México se centra más en la participación privada en actividades como la generación y la comercialización de energía, dejando de lado el empoderamiento del usuario. 

“La última reforma constitucional significativa en este ámbito se produjo en 2003, y su objetivo principal no era favorecer a los usuarios, sino abrir el mercado energético a la inversión privada y reducir el monopolio estatal en ciertas áreas”, explicó.

De acuerdo al experto, el término «comunidades energéticas» no está reconocido en la legislación mexicana, y no se permite que múltiples usuarios se agrupen para acceder a un suministro calificado con tarifas más competitivas o para apoyar proyectos de autoabasto. 

Además, Villanueva alertó que no se están haciendo inversiones suficientes en infraestructura eléctrica y redes para facilitar la generación distribuida y la participación activa de los usuarios en la producción de energía.

En este sentido, argumentó: “La falta de comunidades energéticas y la infraestructura adecuada limitan la expansión de la generación renovable. México está perdiendo la oportunidad de acelerar la transición hacia fuentes de energía más limpias, lo cual podría ayudar al país a cumplir con sus compromisos internacionales en materia de cambio climático”. 

El profesor destaca que México tiene una cobertura eléctrica superior al 99%, pero el 1% restante se compone de comunidades aisladas cuya interconexión es costosa.

 La legislación actual contempla un Fondo Universal Eléctrico financiado con parte de las tarifas de la red para llevar electricidad a estas comunidades remotas mediante la instalación de paneles solares y baterías. 

No obstante, Villanueva asegura que para crear comunidades energéticas, es esencial que estas estén interconectadas, permitiendo que el sistema en su conjunto se beneficie de los excedentes de energía. «Esto sería especialmente útil para impulsar desarrollos urbanos como condominios y parques industriales», afirmó.

Por último, celebró la posibilidad de discutir estos temas tan relevantes con expertos de envergadura en el Congreso Iberoamericano de Energía, organizado por  la Asociación Iberoamericana de Derecho a la Energía (ASIDE), .

“Me parece evidente la madurez que ha ido adquiriendo la Asociación. No solo los organizadores nos han obsequiado una atencion inmejorable sino que también la calidad de las ponencias ha sido magnífica tanto de representantes de ASIDE como de las demás personalidades que han participado”, concluyó.

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Con más de 20 años de experiencia en el campo de la energía renovable en América Latina, Leonel Umaña Fonseca, Managing Director de Proyecta LK, ofrece una perspectiva única sobre las tendencias de inversión en energías renovables en Centroamérica. Durante su trayectoria, ha participado en proyectos que abarcan desde pequeñas instalaciones hasta grandes centrales generadoras, sumando más de 600 megavatios en toda la región, incluyendo tecnologías eólicas, solares e hidroeléctricas.

En una conversación reciente con Energía Estratégica, Umaña Fonseca destacó la evolución del desarrollo de las energías renovables en la región centroamericana. Señaló que la energía solar ha experimentado un crecimiento significativo en el último tiempo en comparación con la eólica, en gran parte debido a su asequibilidad y facilidad de construcción.

De acuerdo con el experto, la energía solar ha superado a la eólica evitando muchas de las restricciones que enfrenta esta última. Además, advirtió que la financiación para proyectos solares es más accesible y ágil, lo que ha atraído a inversionistas y logrado la aceptación de comunidades por sus beneficios de alto impacto.

A pesar de la creciente inversión en energía solar, Umaña Fonseca enfatizó que Centroamérica ofrece diversas oportunidades en el sector de las energías renovables. Países como Panamá y Guatemala son considerados mercados sólidos y abiertos para la inversión privada, con una infraestructura consolidada en el sector energético.

En contraste, Costa Rica, a pesar de contar casi con un 100% de renovables, se encuentra en un segundo o tercer plano debido a restricciones para nueva inversión privada, la regulación y la necesidad de licitación con un único comprador dominante, lo que dificulta la entrada de nuevos proyectos.

Desde su perspectiva en el Caribe, Puerto Rico y la República Dominicana están liderando la transición hacia energías más limpias. Ambos están implementando proyectos que incluyen energía solar y almacenamiento, reduciendo su dependencia de los combustibles fósiles y contribuyendo al esfuerzo global contra el cambio climático.

En cuanto al interés de las empresas en diversificar su producción hacia las energías renovables, Umaña Fonseca destacó un resurgimiento en la inversión internacional en la región. Empresas de todo el mundo están volviendo sus ojos a países como República Dominicana, Colombia, Puerto Rico y Chile debido a su estabilidad y atractivo de mercado. Aunque Centroamérica no es la principal prioridad en esta tendencia, sigue siendo un mercado atractivo para inversionistas que pueden abordar sus particularidades y desafíos.

Durante el V Congreso Iberoamericano de Energía organizado por la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), Umaña Fonseca consideró el espacio como una gran oportunidad para que los países de la región aborden temas regulatorios relacionados con el acceso a la energía y los derechos humanos.

El congreso enfocado en derecho energético se abordó como un tema transversal en toda la cadena del sector eléctrico. De acuerdo con el Managing Director de Proyecta LK se discutieron casos interesantes, como el arbitraje social en proyectos energéticos, que reflejan la creciente importancia de consideraciones sociales y medioambientales en el desarrollo de proyectos de energía renovable, que no pueden quedar ajenas al desarrollo de nuevos proyectos energéticos.

Reconocimiento a Core Regulatorio

Por último, Umaña Fonseca elogió a la firma  Core Regulatorio y su trabajo en el sector energético en Costa Rica y resto de la región. Valoró que el equipo ha contribuido significativamente al avance de proyectos de generación alineados al derecho y justicia social y que continúa trabajando en iniciativas que impulsen aún más la adopción de iniciativas sostenibles a partir de energías renovables en Centroamérica.

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El instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE), bajo el liderazgo del Ministerio de Minas y Energía, adjudicó el proyecto que permite llevarle, por primera vez, la prestación del servicio de energía por 24 horas a 1323 hogares de la zona rural dispersa en Uribia, La Guajira, a través de la construcción de unidades de generación fotovoltaicas.

Esta iniciativa, que también beneficiará a 323 Unidades Comunitarias de Atención de la primera infancia -UCAS-, será ejecutada por la Unión Temporal Guajira Solar y la Unión Temporal Suntel, con un presupuesto que supera los $40 mil millones.

“A partir de un nuevo sistema de energización comunitario, vamos a instalar 113 soluciones energéticas que no solo llevarán energía a las casas, también permitirán la vinculación de proyectos productivos, sistemas de bombeo de agua y telecomunicaciones, llevando así una solución integral al territorio”, aseguró Javier Campillo, director del IPSE.

Vale la pena recordar que, el pasado 1 de septiembre de 2023, fue adjudicado el contrato para la construcción de una central de generación híbrida Solar – Diésel y un parque solar elevado que permitirá múltiples usos comunitarios y potencializará las vocaciones productivas de, aproximadamente, 400 hogares en Isla Grande del archipiélago de Islas del Rosario, distrito de Cartagena, Bolívar.

“Culminamos la adjudicación de los proyectos de construcción para llevar energía a nuestro territorio en dos procesos de licitación completamente abiertos que dieron apertura al mercado de una variedad de oferentes que permitirán la ejecución de estos procesos en el menor tiempo y garantizando que el servicio llegue a los usuarios de las Zonas No Interconectadas”, puntualizó Campillo.

De esta manera, el IPSE está aportando a la Transición Energética Justa del gobierno del Cambio para la consolidación de Comunidades Energéticas con el fin de llevar energía acorde a las necesidades de los territorios y fortalecer sus procesos productivos.

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Andina Energy anunció a través de sus redes sociales el inicio de un nuevo proyecto solar de 600 kWp, destinado a impulsar las energías limpias en la industria alimentaria peruana.

De acuerdo a la publicación esta iniciativa no solo permitirá a la empresa beneficiarse durante las horas de mayor recurso solar, sino que también disminuirá significativamente su consumo de la red.

Comprometidos con beneficiar a las empresas, sistema eléctrico y al medio ambiente, simultáneamente, la compañía califica a este proyecto como “un paso adelante en la promoción de la Energía Renovable y la Energía Solar en el Perú”.

En conversaciones con Energía Estratégica, Rolando Garay, Project Sales Manager en Andina Energy explica que la iniciativa surgió como una solución para suministrar la energía faltante a una empresa durante el horario diurno, especialmente para su nueva ampliación de consumos. 

Como la concesionaria de electricidad no podía proporcionar la capacidad contratada necesaria fuera del horario pico, la energía solar se convirtió en una alternativa viable.

“El proyecto utilizará paneles solares modernos de 600W, lo que permitirá optimizar el Costo Nivelado de Energía (LCOE) al reducir los gastos de cableado, estructuras y protecciones eléctricas. También incluirá inversores de tipo multistring y un sistema de monitorización integrada para garantizar el correcto funcionamiento de todos los componentes”, destaca el experto.

Y agrega: “Toda esta tecnología cubrirá anualmente unos 880 MWh de energía 100% limpia, lo que se traduce aproximadamente en una reducción en la emisión de 400 Toneladas de CO2”.

Se espera que el desarrollo entre en operación a principios de noviembre, aunque la compañía seguirá actualizando la información sobre su implementación.

“El proyecto requirió una inversión cercana a los 400 mil dólares. Esto demuestra que la inversión en estos proyectos se viene reduciendo drásticamente a nivel global, especialmente gracias a la disminución en el costo del silicio, la materia prima utilizada en la fabricación de paneles solares”, señala Garay.

Asimismo, el ejecutivo menciona que Andina Energy está trabajando en otros proyectos renovables, incluyendo sistemas de autoconsumo en diversos sectores y la construcción de un sistema de almacenamiento de energía de 36 MW para la regulación de frecuencia. 

También revela que están dando seguimiento a la construcción de futuros parques solares a gran escala en el sur de Perú, consolidando su compromiso con la promoción de energías limpias en el país.

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El Ministerio de Energía, a través del Programa Techos Solares Públicos, benefició al Liceo Industrial de Valdivia con un proyecto de energías renovables, que consiste en una planta fotovoltaica con una potencia de 70 kWp, la cual permitirá generar energía eléctrica para las dependencias e inyectar sus excedentes generados a la red eléctrica convencional mediante el uso de la Ley Generación Distribuida.

En esa línea, autoridades regionales y comunales, junto a la comunidad educativa del Liceo, inauguraron este emblemático proyecto, finalizando con un corte de cinta y recorrido por las instalaciones.

Según explicó la seremi de Energía, Claudia Lopetegui, “la planta fotovoltaica beneficiará a cerca de mil estudiantes y consideró una inversión aproximada de 80 millones de pesos, lo que se traduce en un proyecto integral de energización en base a energías renovables no convencionales, que en este caso utiliza la radiación solar para generar electricidad. Estamos muy contentos como Gobierno del Presidente Gabriel Boric, ya que estamos cumpliendo con el compromiso de avanzar hacia una educación sustentable, una región comprometida con el desarrollo de las energías limpias y sobre todo, con la descarbonización y la transición energética que traerá múltiples beneficios, no solo para la ciudadanía, sino también para el medio ambiente”.

Por su parte, la alcaldesa Carla Amtmann, indicó que, “esto ha sido un tremendo aporte por parte de la SEREMI de Energía, por hacer mucho más eficiente el uso de los recursos municipales, que son escasos, y que hoy nos permite evidenciar un ahorro significativo, pasando de una cuenta que bordeaba los 2 millones de pesos en electricidad a algunos meses donde se está pagando cero pesos. Este proyecto, además, tiene mucha pertinencia con este establecimiento educacional que tiene estudiantes en distintas especialidades como electricidad, y que a través de esta iniciativa también van a poder tener la oportunidad de aprender muchísimo, así que estamos felices y esperamos que lo podamos replicar en otros establecimientos de la comuna”.

Planta fotovoltaica

La planta fotovoltaica cuenta con 206 paneles, con una potencia de 340 Wp cada uno, inversores y un medidor de luz bidireccional que permitirá contabilizar e inyectar los excedentes de energía al sistema eléctrico convencional.

La seremi Lopetegui, explicó que, el tamaño del sistema fotovoltaico será de 70 kWp. “Esto, se determinó en función de la superficie disponible para la instalación de los módulos fotovoltaicos y el consumo anual del edificio. El sistema, considera la instalación de módulos sobre la cubierta y una distribución relativamente homogénea. Los módulos están formados por un conjunto de células fotovoltaicas, que producen electricidad a partir de la radiación solar que incide sobre ellos mediante el efecto fotoeléctrico. El principio de funcionamiento de este tipo de generación se basa en un proceso químico que transforma la radiación solar en energía eléctrica, donde se obtiene corriente continua”.

“Este sistema sustentable permitirá obtener beneficios tanto económicos como sociales, debido a que el Liceo cuenta con la carrera técnica de Electricidad, creando conocimiento y consciencia en los alumnos sobre la utilización de las energías renovables para la generación de electricidad”, añadió la seremi.

Ahorros

Mediante simulaciones se estimó una generación de energía eléctrica de 83.440 kWh/año, equivalente a aproximadamente el 40% del consumo anual registrado. Esta producción equivale a un ahorro anual del establecimiento, de aproximadamente 5 millones 678 mil 926 pesos.

Los ahorros económicos percibidos en el proyecto se deben a que durante la época escolar parte de la energía que necesita el establecimiento será suministrada por la planta fotovoltaica. Por otro lado, durante la época estival existirá un bajo consumo energético en el Liceo y una alta generación de energía fotovoltaica debido a la radiación, por ende, habrá excedentes de energía eléctrica que serán inyectados a la red, cuantificados por un medidor bidireccional y valorizados monetariamente mediante la utilización de la Ley Net Billing.

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La Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), pidió al Gobierno Nacional ser consecuente frente a las restricciones de gas natural que está afrontando la industria nacional y que, luego de casi un mes, no encuentran solución, mientras que sí se exporta energía a Ecuador utilizando plantas de generación a gas para atender esta demanda.

El pronunciamiento se da luego de que se confirmara que, el país le está exportando energía a Ecuador, pese a que el presidente Gustavo Petro, en conversación con el presidente, Guillermo Lasso, el pasado 11 de agosto afirmará que, debido al fenómeno de El Niño, no se podía vender energía al vecino país.

Esto, además, en medio de un mercado de energía a precios desbordados ofertados por las generadoras hidráulicas que vienen marginando el mercado y que fijan el precio, por encima de las térmicas a gas, sin los beneficios de la competencia dados los retrasos de expansión, tal como se denunció recientemente.

Sandra Fonseca, directora Ejecutiva de Asoenergía, advirtió que es inconsecuente el gobierno, en el sector energético, en momentos en que la industria nacional presenta una importante restricción de gas natural desde hace más de tres semanas y sin que al momento se encuentre una solución efectiva.

Desde el pasado 23 de agosto, Asoenergía solicitó al Ministerio de Minas y Energía y a la empresa Canacol Energy, dar solución a la restricción 2 del combustible que anunció la empresa el 8 de agosto, y que ha afectado seriamente la productividad de las actividades de la industria nacional, en especial, los sectores que dependen de este suministro.

Al momento, el Ministerio no ha certificado que se estén aplicando las reglas por el mismo establecidas para signar las restricciones de gas entre la demanda no esencial, y por el contrario, a pesar de dichas restricciones de gas y de haber acudido a importaciones de gas por parte del país, la industria nacional soporta estas restricciones mientras se usa el gas para apoyar las exportaciones eléctricas, sin ningún sentido económico para los usuarios, afectando finalmente a la demanda energética de Colombia.

Asoenergía sigue esperando el actuar dentro de sus competencias del Ministerio de Minas y Energía en circunstancias de restricciones de gas, de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en la continuidad del servicio a los usuarios, de la UPME en la expansión y definición de costos de racionamiento actualizados, de la CREG en los vacíos regulatorios de eficiencia económica tanto en el mercado de gas como en el eléctrico y en el estatuto de desabastecimiento que no opera adecuadamente, y de la ANH que es responsable de revisar la operación adecuada de la producción de gas natural del país.

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Patricia Bullrich puso a la transición energética y las renovables como dos de los tantos puntos claves para reordenar la economía y potenciar la producción de Argentina, de acuerdo a su propuesta de gobierno.

De cara a las elecciones del 22 de octubre, la candidata a la Presidencia de la Nación por parte de Juntos por el Cambio planteó una serie de reformas dentro del sector, entre las que se incluye fomentar la economía verde, «a través de generación de fuentes alternativas de energía y los procesos de captura de carbono».

«Promoveremos y facilitaremos la inversión en proyectos de energías renovables con nuevas licitaciones e incentivos adecuados, para fortalecer nuestro sistema energético y colaborar en la mitigación del cambio climático», menciona el plan de gobierno de Bullrich.

Para explotar el potencial de las renovables, la propuesta de la ex ministra de Seguridad de la Nación destaca que se retomará “el impulso que tuvo el área hasta 2019”, aunque sin escarificar objetivos concretos a corto, mediano y largo plazo.

Es decir que se podría volver al modelo implementado por Mauricio Macri, ya que durante su gestión, se llevaron a cabo cuatro llamados licitatorios del Programa RenovAr (más la Resolución 202/2016), en los que se adjudicaron más de 190 proyectos renovables por 5133 MW de potencia.

29 parques por 1093 MW en la ronda 1
30 centrales por 1282 MW en la ronda 1,5 
84 contratos por 2020 MW en la N°2
38 plantas por 238 MW en la N°3
10 proyectos por 500 MW vía Res. 202/16

En aquel entonces, la titularidad de la cartera energética estuvo a cargo de Juan José Aranguren (desde diciembre de 2010 a junio 2018), Javier Iguacel (junio 2018 a enero 2019) y Gustavo Lopetegui (enero 2019 a diciembre 2019)

Pero el hombre que sobrevivió a todos los cambios que sufrió el Ministerio de Energía (transformado en secretaría en septiembre de 2018) durante la gestión Macri, fue Sebastián Kind, quien se desenvolvió como subsecretario de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la Nación y fue uno de los artífices para que se concreten las rondas del Programa RenovAr y la creación del Mercado a Término (MATER), donde se impulsó la modalidad de contratos de compra y venta de energía entre privados.

Por otra parte, el plan de Bullrich no deja de lado el cuello de botella existente en el sistema de transmisión, que a lo largo de los últimos años se mantuvo como uno de las principales barreras para el avance de las renovables, a pesar que en el último tiempo hubo subastas para la ampliación de las líneas y está vigente el proceso para presentar manifestaciones de interés para financiar obras de dicha índole.

«Ampliaremos las redes de oleoductos, gasoductos y eléctricas mediante la inversión público-privada (…) El incremento de la producción y la ampliación de la infraestructura para energías renovables y de transición en Argentina, como la energía solar o el gas, va a contribuir con los esfuerzos globales contra el cambio climático», remarca el documento. 

Aunque es preciso señalar que hace mayor alusión a la expansión de obras para el despacho y transporte de gas natural porque sobre aquellos proyectos necesarios para evacuar energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, sobre todo de aquellas zonas con mejor factor de carga para la energía eólica y la fotovoltaica.

Más sobre transición energética

Las políticas energéticas de la candidata presidencial de Justos por el Cambio contemplan el estímulo a la minería sustentable con “altos estándares ambientales y beneficios sociales”; sumado al desarrollo de infraestructura “clave” para el sector, como ferrocarriles, rutas, proyectos de energía renovable, líneas de electricidad y gasoductos.

“La producción de minerales críticos para la transición energética, como el litio o el cobre en la Argentina, también será clave para mitigar el cambio climático a nivel global, ya que sin ellos no resulta posible la ampliación de la infraestructura y el funcionamiento de los vehículos eléctricos”, manifiesta la propuesta de Bullrich.

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En el marco del V Congreso Iberoamericano de Energía organizado por la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), Rodrigo Rodríguez, presidente de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), brindó una reveladora ponencia para arrojar luz sobre la actualidad del mercado eléctrico en Centroamérica y la dinámica de las transacciones regionales.

En la actualidad, la región contaría con 17,727 MW de capacidad instalada entre los seis países miembro del mercado, siendo los agentes autorizados a participar de sus transacciones unos 302 (cifra al cierre del 2022). Ahora bien, Rodríguez advirtió la necesidad de un fortalecimiento de la transmisión para una mayor integración.

Hasta el momento, la interconexión en 1796 kilómetros de líneas de transmisión en 230 kV con capacidad de 300 megavatios ha garantizado un suministro seguro y promovido la integración de más generación, principalmente de fuentes de energía renovable en un primer circuito.

Un segundo circuito estaría en marcha. Con 198.8 km ya están construidos, en el mediano plazo extendería la capacidad disponible y ampliaría las oportunidades de transacciones en el mercado regional. Pero no sería la única iniciativa. Pronto se darían a conocer nuevos proyectos necesarios para el mercado regional.

Según adelantó Rodríguez, el plan de expansión en transmisión y generación regional será publicado a finales del mes de diciembre de este año.

¿Qué lugar ocuparán las renovables? De no ser afectadas por factores externos, estas deberían ir en aumento. De acuerdo con cifras de la CRIE, en 2022, América Central logró una asombrosa generación renovable del 79%, que ha enfrentado una disminución en el último tiempo debido a la pandemia de COVID-19 y el fenómeno de El Niño. Esto destaca la urgencia de abordar la resiliencia climática como una prioridad para poder continuar creciendo.

Camino hacia una mayor integración energética en Centroamérica

Para comprender la relevancia de la integración, el presidente de la CRIE delineó el mercado energético regional de América Central. Seis países, incluyendo Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá, conforman este mercado, donde cuatro de ellos lideran en capacidad instalada y demanda. La historia de esta integración se remonta a los años 80 y se materializó en un tratado en 1996, el cual ha evolucionado con dos protocolos y un reglamento que entró en vigor en 2005, con una última actualización en 2019.

Partiendo de aquella introducción, Rodríguez planteó la necesidad de dar un paso más y avanzar del mercado de excedentes actual hacia una mayor integración regional en el sector energético. De allí, propuso la idea de un «séptimo mercado» que optimice aún más la energía generada en la región.

Bajo este concepto se buscaría maximizar los recursos energéticos disponibles en cada país y superar los desafíos operativos y regulatorios para garantizar una mayor resiliencia local y regional frente a eventos climáticos extremos.

Así mismo, Rodríguez subrayó que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles debe adaptarse a las necesidades únicas de cada país y región. A pesar de tener un punto de partida elevado en comparación con otras regiones, América Central debe seguir fortaleciendo su red de transmisión y abordar desafíos regulatorios y operativos para mejorar la resiliencia y la eficiencia.

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Los envíos de módulos por parte de Trina Solar ascendieron a 27 GW en el primer semestre de este año, ocupando el segundo lugar a nivel mundial, mientras que los envíos acumulados de módulos superaron los 150 GW, con envíos de 210 mm que superaron los 75 GW, dijo la compañía en su informe financiero del primer semestre de 2023. 

Las entregas de seguidores solares y bastidores de inclinación fija alcanzaron los 3,3 GW, y los envíos de Trina Storage triplicaron al mismo periodo en 2022. Los ingresos de Trina Solar derivados de productos fotovoltaicos, sistemas fotovoltaicos y energía inteligente en los seis meses hasta el 30 de junio ascendieron a 7.130 millones de dólares.

La agencia independiente de investigación sobre nuevas energías TrendForce declaró que los envíos mundiales de módulos de 210 mm habían superado los 150 GW a finales de junio. Trina Solar ha tomado la delantera en envíos de módulos de 210 mm y sigue liderando el sector con la plataforma tecnológica de estos productos y la tecnología TOPCon de tipo N. En agosto, Trina Solar anunció que había empezado a producir en masa módulos de la serie Vertex N 700W+.

Para finales de año se prevé que la capacidad de producción de obleas de tipo N de Trina Solar alcance los 50 GW, la de módulos los 95 GW y la de células los 75 GW, incluidos 40 GW de células de tipo N, todas ellas equipadas con tecnología i-TOPCon Advanced de tipo N. La empresa ha establecido una disposición integrada en las plantas de fabricación fuera de China, con una capacidad de 6,5 GW de obleas, células y módulos que proporciona un suministro sin fisuras para satisfacer la creciente demanda internacional. 

Para ofrecer más comodidad y valor a los clientes, la compañía presentó en mayo su solución fotovoltaica integrada y de almacenamiento de nueva generación. Combinando módulos, seguidores y almacenamiento de energía, esta solución proporciona integración, seguridad y fiabilidad en los sistemas de los usuarios finales.

Trina Storage Elementa incorpora la última tecnología propia de baterías y un diseño innovador. Se proporcionan productos de almacenamiento de energía más valiosos y seguros para el desarrollo de proyectos, que ayudan a conseguir un funcionamiento estable de la electricidad en el lado de la generación de energía, en el lado de la red y en el lado del usuario.

Trina Solar ha sido acreditada por instituciones internacionales por su tecnología avanzada, productos fiables y sólidos resultados financieros. La empresa sigue siendo un fabricante de módulos fotovoltaicos de nivel 1 según BloombergNEF 3Q 2023 Global PV Market Outlook. También obtuvo una puntuación del 100% en la encuesta BNEF Bankability Survey durante los últimos siete años y la calificación AAA cinco veces consecutivas en el informe PV ModuleTech Bankability de PV Tech. RETC ha reconocido a Trina como «Overall High Achiever» cuatro años consecutivos, y PVEL la ha clasificado como «Top Performer» nueve años seguidos.

Desde su fundación en 1997, la compañía ha suministrado módulos fotovoltaicos y energía limpia a más de 160 países y regiones. Con su misión «Energía solar para todos», Trina Solar se compromete a trabajar con otros en la creación de un futuro neto cero.

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El Ministerio de Minas y Energía de Brasil abrió el sistema de declaración digital para recibir las necesidades de compra de energía eléctrica por parte de las distribuidoras del país, con el objetivo de concretar las próximas Subastas de Energía Nueva (LEN por sus siglas en portugués). 

Los documentos podrán ser enviados hasta el viernes 15 de septiembre del corriente año y deberán incluir las previsiones de compra de energía eléctrica para las LEN A-4 y A-6 del 2024, previstas a llevarse a cabo en agosto del próximo año. 

Mientras que los proyectos que se presenten, que en su mayoría son de generación renovable, tendrán un plazo de cuatro a seis años para ser construidos y entrar en operación comercial. 

“Se puede acceder al sistema DDIG a través de e-CNPJ y e-CPF. Si la empresa no cuenta con un “token” válido o si la información no está actualizada en el Sistema DDIG, no será posible acceder a ella. El Sistema DDIG es compatible con la Certificación Digital Tipo A1”, señalaron desde el MME. 

Asimismo, desde la entidad aclararon que se desconocerá cualquier otro documento, salvedad o condición adicional a la “Declaración de Necesidades de Compra de Energía Eléctrica” y al “Término de Compromiso de Compra de Energía Eléctrica, siguiendo el artículo 2 del Reglamento Normativo n.º 57/2022.

Cabe recordar que este 2023 finalmente no se realizaron a cabo las dos Subastas de Energía Nueva, a pesar que la Ordenanza Normativa nº 57/2022 del Ministerio de Minas y Energía (lanzada  en diciembre 2022) preveía que tales licitaciones enfocadas en las renovables se harían en agosto. 

Brasil espera nuevos récords de potencia renovable instalada para los próximos años

En aquel entonces, la ordenanza estableció el cronograma estimado para las convocatorias de generación de energía para el período 2023 a 2025, habiendo siete licitaciones por año, desde las propias LEN, las de energía existente, de reserva de capacidad y también para el suministro de sistemas aislados.

La misma ON N° 57/2022 instauró que los agentes distribuidores del sector debían presentar las previsiones de necesidad de contratación para las LEN A-4 y A-6 del mencionado trienio, hasta el 15 de septiembre del año anterior al que se realicen. 

Antecedentes recientes

A lo largo del 2022, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil ejecutó dos Subastas de Energía Nueva, en las que se contrataron más de 1500 MW de capacidad a instalar y entrar en operación entre 2026 y 2026. 

La LEN A-4 sumó 947 MW de potencia en 29 proyectos renovables, a un precio promedio de R$ 258,16 MWh y más de R$ 7030 millones en inversiones; mientras que en la LEN A-5 se adjudicaron 22 centrales por 557,45 MW, a un monto medio de R$ 237,48 por MWh y por inversiones cercanas a los R$ 2.950 millones. 

Aunque el lado negativo de ese año fue que el gobierno también se canceló la LEN A-6 debido a que las distribuidoras de energía no declararon la necesidad de comprar energía eléctrica, como resultado de varias medidas que estaban curso, como la propuesta de apertura del mercado, la ampliación de la generación distribuida y el descuento de las usinas de Eletrobras.

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Intersolar México, la exposición y conferencia internacional para la industria solar, ha vuelto una vez más, reuniendo a los más destacados profesionales en los campos de la fotovoltaica y el almacenamiento de energía. Growatt, comprometido con la excelencia en la energía limpia, ha dejado una huella significativa en este evento a través de su participación activa e innovaciones tecnológicas.

Durante la exhibición, Growatt mostró una serie de soluciones y productos nuevos, los cuales reflejan el compromiso de la empresa con la sostenibilidad y la independencia energética. Entre los productos más destacados se encuentran:

El Microinversor NEO, lanzado en la segunda mitad de este año específicamente para América Latina, cuenta con características como SPD de tipo III, grado de protección IP67 y larga transmisión de señal. Además, Growatt exhibió soluciones de almacenamiento para el sector comercial e industrial, incluyendo los modelos WIT 50-100K-HU-US y WIT 28-55K-HU-US L2, así como una solución de almacenamiento fuera de la red con el inversor SPH 10000TL HU US. Growatt también presentó una variedad de baterías, inversores residenciales en las series MIC, MIN y MID, y los inversores comerciales de las series MAC y MAX. 

Durante el evento, Lisa Zhang, Vicepresidenta de Marketing de Growatt, expresó su entusiasmo y compromiso con el mercado latinoamericano: «Nuestra participación en Intersolar México 2023 refleja la profunda dedicación de Growatt hacia la región. Estamos comprometidos con el fortalecimiento de nuestras relaciones en América Latina y con la continua inversión en soluciones que satisfagan las necesidades específicas de este mercado. La localización es clave para nuestro éxito, y Growatt seguirá trabajando arduamente para asegurar que nuestros productos y servicios sean relevantes y accesibles para nuestros clientes en esta región vital.»

Growatt continúa con su misión de promover el proceso global hacia la neutralidad de carbono y confirma su compromiso con el mercado solar en México y América Latina. La participación en Intersolar México 2023 no es solo una oportunidad para exhibir productos, sino también una plataforma para cultivar relaciones, comprender las demandas cambiantes y adaptarse a las necesidades del mercado solar.

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El reconocido fabricante de módulos fotovoltaicos a nivel mundial, Astronergy está demostrando un fuerte compromiso con la expansión de la energía solar en América Latina, con un enfoque especial en Brasil.

Con proyectos renovables de gran envergadura en marcha y un equipo experto en la región, la empresa está posicionada para desempeñar un papel clave en la transformación del sector energético en Latam.

En diálogo con Energía Estratégica, Lin He, Head of International Sales en Astronergy, compartió los ambiciosos planes de la empresa para América Latina con un fuerte apetito por Brasil.

“Estamos trabajando en una serie de proyectos en América Latina, especialmente en Brasil. Centramos nuestros esfuerzos en el segmento de generación distribuida y proyectos de gran escala en la región”, destacó.

Entre los desarrollos que tienen en cartera, He destacó un proyecto en Brasil con una capacidad instalada de 900 MW que Astronergy espera finalizar en el próximo año y conectarlo a la red.

Además, señaló que están trabajando en una serie de proyectos que van desde 8 MW hasta 900 MW, con un fuerte compromiso desde el inicio de su construcción: “Nos enfocamos en apoyar los proyectos de grandes dimensiones en su totalidad para que sean exitosos y puedan conectarse a la red con eficacia”.

En este sentido, el ejecutivo explicó que su meta es seguir desempeñando un papel destacado en la industria solar, colaborando estrechamente con cuentas clave y estableciendo gerentes de ventas locales para atender diversos sectores.

“Astronergy ha establecido un sólido equipo técnico, de ventas y marketing en Brasil y otros mercados clave de América Latina, como México, Colombia y Chile”, afirmó He.

Y concluyó: “Tenemos gerentes de ventas locales que hablan varios idiomas para atender las necesidades específicas de cada mercado. Nuestro objetivo es proporcionar servicios adicionales con valor agregado a estos mercados”.

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La secretaria de Energía, Flavia Royon y el presidente del BICE Fideicomisos, Jorge Tanús, suscribieron con Juan Cuattromo, titular del Banco de la Provincia de Buenos Aires (BAPRO), un acuerdo que permite bonificar la compra, obras e instalación de equipamiento de Generación Distribuida en empresas pyme, industrias e instituciones públicas.

“La firma de este acuerdo representa un avance en el fomento y en el incentivo para la instalación de la generación distribuida en la provincia de Buenos Aires, siendo unas de las actividades que van de la mano a la adhesión de esta provincia a la ley de FODIS, todo en el marco del plan de transición energética que está llevando adelante esta Secretaría. Esto significa el apoyo del sector público al sector privado para la puesta de energía renovable en el sector residencial, industrial y pymes”, expresó Flavia Royon.

Por su parte, el presidente del Banco Provincia sostuvo que “para nosotros la articulación con el gobierno nacional es fundamental por la agenda de sostenibilidad que venimos llevando para acompañar a las empresas en su transición energética».

«Todas estas iniciativas en conjunto entre el sector público nacional y provincial nos permiten acompañar al sector privado en una agenda que es fundamental para el futuro argentino”, agregó.

Este convenio prevé un mecanismo de bonificación de 18 puntos de tasa en créditos de inversión productiva destinados a la compra y mano de obra de los equipos fotovoltaicos. La línea de crédito contará con hasta 50 millones de pesos para financiar a los solicitantes con 4 años de plazo máximo para el pago.

Además, se firmó una carta de intención con el Banco Nación para avanzar con otra línea de créditos, con el objetivo de promover el desarrollo de la Generación Distribuida de Energía Renovable. La misma fue suscripta entre la secretaria de Energía Flavia Royon y la presidenta de la entidad financiera, Silvina Batakis, como un paso necesario para la firma del convenio específico. Es de destacar que BNA tiene presencia en todo el país, con la posibilidad de acercar este tipo de préstamos a toda la Argentina.

En esta firma estuvieron presentes por parte del Banco Nación, Carina Angeletti, Gerente Asuntos Económicos, Cristian Deus, Gerente Transición Ecológica, y Tiñendo Pablo, Subgerente Negocios Sustentables.

Cabe recordar que en enero último, la Secretaría de Energía y el Banco Argentino de Desarrollo (BICE) lanzaron una línea de créditos a tasa preferencial destinada a la adquisición por parte de comercios o empresas de equipos de generación renovable. El acuerdo sentó las bases para la firma de convenios específicos con otras entidades bancarias de todo el país, que pueden incorporarse al sistema de financiación destinado a la generación distribuida.

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En el marco del Mexico WindPower® 2023, se anunció que el Consejo Directivo de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) nombró a Gerardo Pérez Guerra como nuevo presidente de la organización, en sustitución de Leopoldo Rodríguez Olivé, quien estuvo al frente de la asociación por nueve años.

En su discurso de toma de protesta, Gerardo Pérez señaló que: “Estamos en un momento determinante para el impulso de las energías renovables en México y el mundo. La expansión de estas fuentes de energía limpia es crucial para enfrentar la que ahora representa una de las peores amenazas para la humanidad: el cambio climático (…) Es innegable la importancia que representa la energía eólica en los esfuerzos por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y transitar hacia un futuro más sano y sostenible para las futuras generaciones. En este inicio de un nuevo periodo para la AMDEE, continuaremos promoviendo las condiciones que incentiven el crecimiento de la energía eólica, como la reactivación de nuevos proyectos y la certidumbre jurídica”.

Durante nueve años al frente de la AMDEE, Rodríguez Olivé demostró ser un líder ejemplar que representó los intereses del sector eólico nacional ante importantes retos, como el que representó la pandemia de COVID-19 o la priorización de una política energética basada en el uso de combustibles fósiles. Asimismo, Leopoldo estuvo al frente de una de las iniciativas más significativas de la AMDEE: el Fondo Oaxaca-AMDEE.

En su mensaje de despedida Rodríguez Olivé señaló: “Agradezco a todos ustedes el respaldo y confianza que me han otorgado durante estos nueve años para representar a esta noble industria como presidente de la AMDEE. A las empresas asociadas, colaboradores, organizaciones, academia, autoridades y todos aquellos quienes creen en la visión de un México más sustentable y próspero. Seguiré trabajando para contribuir al crecimiento de esta industria que tanto amo.

En su onceava edición, Mexico WindPower® 2023, abordará los avances tecnológicos y las tendencias en la energía eólica, así como las maneras en las que la industria puede poner al usuario de energía en el centro de la discusión, promover las buenas prácticas y garantizar la inclusión de las comunidades en proyectos eólicos.

En representación de Rocío Nahle, Secretaria de Energía, Heberto Barrios Castillo, Subsecretario de Transición y Planeación Energética, reconoció el papel de las energías renovables en la transformación de la matriz energética, en particular la energía eólica, que impulsa un futuro verde y resiliente. Señaló que en la actualidad, la generación renovable es mayor al 31% en la generación eléctrica, y se espera que para 2024 este porcentaje llegue a 35% como establece la Ley de la Industria Eléctrica.

Ramón Fiestas, Presidente de GWEC Latinoamérica, afirmó que: “Las economías avanzadas están poniendo en marcha las políticas y mecanismos regulatorios para aprovechar la transición energética. En todas las economías se están dando pasos importantes, preparando los sistemas y mercados eléctricos con nuevos proyectos de energías renovables con una visión de avanzar lo más rápido posible en la transición energética. México cuenta con empresas que están dispuestas a facilitar los suministros de energía eléctrica que necesita el país en estos momentos. Tenemos una enorme oportunidad de recurrir a nuevos recursos eólicos”.

José Navarro, Director General de Tarsus México, expresó : «Estamos comprometidos con la promoción de la innovación, el intercambio de conocimientos y la colaboración que impulsan el desarrollo de esta industria, fundamental para el bienestar de nuestro planeta. Quiero agradecer a la AMDEE y a GWEC por el gusto de trabajar en conjunto después de 11 años. Tengan por seguro que aquí seguiremos, participando y creando estos espacios para el beneficio de industrias determinantes para el crecimiento económico del país”.

Entre algunos de nuestros temas destacados, están: el alcance de las metas de cambio climático, el costo de la transición energética, beneficios, ventajas e inclusión de las comunidades en los proyectos eólicos, predicción del recurso eólico, confiabilidad de la red eléctrica mexicana, almacenamiento, entre otros.

Acerca de los organizadores de Mexico WindPower®:

La Asociación Mexicana de Energía Eólica es una asociación civil sin fines de lucro dedicada a impulsar el desarrollo del Sector Eólico en México. AMDEE representa a los principales actores de la industria eólica y colabora con las autoridades para promover la regulación y políticas necesarias para impulsar el desarrollo sustentable y sostenido de la energía eólica en México. http://www.amdee.org

El Consejo de Energía Eólica Global o The Global Wind Energy Council (GWEC por sus siglas en inglés), es el foro global para el sector de la energía eólica, reuniendo a la industria eólica y sus asociaciones representativas. Es la asociación global comercial de la industria eólica, proporcionando un foro creíble y representativo para el sector completo de energía eólica a nivel internacional. Su misión es asegurar que la energía eólica se establezca como una de las primeras fuentes de energía del mundo, proporcionando beneficios sustanciales, ambientales y económicos. www.gwec.net

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Esta mañana y con la participación de representantes de la industria, la academia; e instituciones públicas de educación, capacitación, empleabilidad, productividad y fiscalización, se desarrolló una nueva versión de la Mesa +Capital Humano en Energía, liderada por el ministro de Energía, Diego Pardow.

“En Chile tenemos un tremendo desafío de ir formando a técnicos y profesionales que estén capacitados para enfrentar los cambios tecnológicos que se avecinan, como la generación eléctrica con energías renovables o la producción industrial de hidrógeno verde y sus derivados, en las que seremos protagonistas a nivel mundial”, destacó la autoridad.

“En este sentido, tenemos buenas noticias: queremos destacar la ejecución de 1.600 capacitaciones financiadas por el Ministerio de Energía, por 1.180 millones de pesos”. A la fecha, se contabilizan 10.522 personas capacitadas desde el inicio del programa de Capital Humano en Energía el año 2018, superando con crecer el compromiso inicial de esta iniciativa de capacitar y certificar a 6.000 operarios y operarias, técnicos y profesionales.

Durante la jornada, se dio a conocer el trabajo realizado con ChileValora y el Ministerio de Energía para el poblamiento sectorial del marco de cualificación para la formación técnico profesional y los resultados de cinco estudios de brechas de capital humano trabajados con el Observatorio Laboral de SENCE en las temáticas de electromovilidad, generación eléctrica, transmisión y distribución eléctrica, tecnologías de frío y calor, y acondicionamiento térmico en edificaciones.

Además, se reafirmó el compromiso de capacitar a 18.000 técnicos y profesionales al 2030 y que al menos el 30% de las personas formadas sean mujeres, 10% de los pueblos originarios y 10% de personas afectadas directa o indirectamente en el cierre de centrales generadoras a carbón.

Junto a ello, se anunció el segundo poblamiento sectorial del marco de cualificación para el sector y su implementación, avanzar en estudios de brecha de capital humano de otros subsectores (almacenamiento, biomasa y derivados) y el levantamiento de nuevos perfiles requeridos por la industria. Por último, se anunció la realización de un estudio de fuerza laboral que proyecte la demanda a 10 años en el subsector de la generación eléctrica y avanzar en el diseño de una plataforma que reúna la oferta y demanda del sector.

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Con 25 años de experiencia en la provisión de servicios y soluciones para la generación y transmisión de energía, CFS Sistemas se encuentra en un proceso de expansión hacia nuevos horizontes, impulsado por la innovación en digitalización y gestión inteligente.

Pedro Ramos, gerente general de CFS, destaca que la necesidad de optimizar los activos energéticos existentes y reducir los tiempos de entrega de electricidad llevaron a la evolución de la industria hacia una mayor eficiencia y sostenibilidad.

La digitalización sería el principal motor de crecimiento en los últimos años, siguiendo la perspectiva de Ramos, permitiendo la automatización de procesos y la toma de decisiones más informada.

“Muchas de nuestras redes de transmisión y sistemas de generación están basados en condiciones teóricas con códigos eléctricos que están sobredimensionados, el poder tener soluciones que impliquen inteligencia artificial y que estén monitoreando en tiempo real las condiciones permite tener un uso más óptimo del sistema, poder aumentar la capacidad y aumentar la vida útil de los equipos”.

CFS traslada aquellos beneficios a una amplia variedad de proyectos de generación de energía, con un enfoque especial en la generación renovable. En Costa Rica, ya  han participado en el 95% de los proyectos de generación renovable, según señaló Ramos.

Además, están involucrados en proyectos de transmisión de energía, como el reciente adjudicado por el Instituto Costarricense de Electricidad, que busca optimizar la transmisión a través de sensores y uso de inteligencia analítica.

En cuanto a los objetivos para el año 2023, Ramos destacó durante una entrevista con Energía Estratégica que el crecimiento regional de la empresa es una prioridad clave ya que Centroamérica y el Caribe ha experimentado un aumento significativo en proyectos de subestaciones eléctricas y generación renovable.

“Hemos estado creciendo a nivel centroamericano y en República Dominicana también estamos empezando operaciones”, indicó Ramos.

Aquello no sería todo. Según indicó el gerente general de CFS, la empresa ha evolucionado para abordar soluciones tanto para las empresas tradicionales del sector energético como para los usuarios finales.

“Queremos llevar la tecnología digital a grandes consumidores. En el caso de Costa Rica, la industria médica y las zonas francas son nuestro objetivo”, añadió.

Core Regulatorio: un aliado clave 

Con el acompañamiento de Core Regulatorio, CFS busca expandirse en mercados en crecimiento.

Core Regulatorio no solo asesora a CFS en la toma de decisiones estratégicas para abrir nuevas modalidades de negocio, sino que también desempeña un papel crucial en la contratación administrativa.

En los últimos años, esta colaboración se ha vuelto más activa, dando como resultado el éxito en la adjudicación de CFS de nuevos contratos públicos.

“Core Regulatorio es un socio importante para CFS. Son nuestro principal aliado en contratación administrativa para licitaciones con el sector público. Con su asesoría, hemos ganado todos los concursos en los que hemos participado para contrataciones administrativas”, declaró Pedro Ramos, gerente general de CFS.

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En el marco del webinar «Retos y oportunidades de la generación solar distribuida y el almacenamiento en México (ver transmisión), organizado por Intersolar, especialistas  profundizaron en áreas clave de la industria solar en México.

Uno de ellos fue Alejandro Zamora, miembro del consejo de Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF) y desarrollador de proyectos quien destacó que los sistemas de almacenamiento en el segmento de la generación distribuida han tomado más fuerza en los últimos años.

“Tenemos todo un reto en conjunto con la electrónica de potencia que tenemos disponible. Las baterías de litio se están volviendo muy atractivas para las tarifas horarias en el sector industrial”, destacó

“El sistema de generación distribuida (500kw) con almacenamiento genera ahorros muy interesantes con horarios programados. El peak shaving es una oportunidad y el reto es obtener una regularización o normalización para implementar sin problemas mayor generación”, agregó. 

A su vez, señaló que la modalidad Zero Export también es una gran aplicación para la estabilidad de la red en sistemas fotovoltaicos ya que funciona como una micro red dentro de las plantas.

Aunque la infraestructura eléctrica en México no crece a la par de la demanda de la energía, Zamora aseguró que la generación distribuida apoya mucho a la industria eléctrica en México y los proyectos de energía aislados también están aumentando sostenidamente. 

“Estamos en un punto de inflexión bastante emocionante para instaladores, generadores y proveedores de equipos fotovoltaicos. Se presentan oportunidades interesantes tanto para el sector residencial como comercial e industrial”, afirmó.

Y añadió: “La tendencia mundial es la independencia energética que tanto ayuda a descomprimir la red. En México debemos aprovechar la energía solar. Las aplicaciones son muchísimas y los sistemas de baterías son cada vez más eficientes”.

Vida útil de las baterías

Según el experto, teniendo en cuenta las garantías y la vida útil de estas tecnologías, los costos de los sistemas de almacenamiento se están volviendo muy competitivos.   

“Con una garantía de 5 años y una vida útil de 10 a 15 años dependiendo de su ocupación, las baterías de litio son tan eficientes que no necesitan mantenimiento. Además, hay diversas opciones para el uso de baterías en conjunción con la red”, confió.

No obstante, aseguró que hace falta capacitación en los instaladores para la colocación de estas soluciones porque si están mal instaladas el sistema no funcionará y eso desincentiva la actividad.

Reciclaje de Paneles

Por otro lado, Zamora habló de la necesidad de atender la circularidad de residuos y almacenamiento ordenado para dar soporte a los usuario

“Existen grandes oportunidades para que las empresas integradoras de equipos nos volquemos al reciclaje. Los paneles son 95% reciclables. Como integradoras podríamos pasar a ser recicladores. En México aún no hay empresas que hagan ese servicio, pero en China son tendencia”, alertó.

En tanto al Webinar, este fue moderado por Jait Castro, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF) y también participó Valeria Amezcua, especialista en estrategias circulares y recursos distribuidos de energía.

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Vestas llevó a cabo una mesa redonda con diversos actores del sector energético en el marco de su cumpleaños número 30 en Argentina, y Energía Estratégica dijo presente. 

Eduardo Ricotta, CEO de Vestas para Latinoamérica, y Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas para Vestas LATAM, analizaron los retos, oportunidades y perspectivas de la región para ser protagonistas de la transición energética, considerando que desde la compañía cuentan con 14,4 GW eólicos instalados en América Latina en más de 4500 aerogeneradores distribuidos en 21 países.

“Tenemos un trabajo muy fuerte de estudios que apuntan más de 41 GW en nuevos proyectos eólicos hasta 2032 dentro de LATAM (…) La región estará menos incursionada por las subastas a medida que crezca la demanda comercial-industrial, como también el hidrógeno verde”, planteó Ricotta.

De ese total, Chile podría abarcar 6,2 GW a partir de las “retiradas aceleradas de carbón”; en tanto que las perspectivas para Argentina son de 3,9 GW de potencia adicional a través del Mercado a Término MATER), aunque ello dependerá del crecimiento de las redes de transmisión.

Mientras que Brasil representaría el 56% de las adiciones eólicas (cerca de 23 GW), impulsado principalmente por la expansión del libre mercado. 

Igualmente, los referentes de Vestas remarcaron algunos puntos a resolver, principalmente con foco en Argentina (en 2023 alcanzan 2,5 GW de pedidos desde Vestas) tales como el desarrollo de nuevas líneas de transmisión y el avance de un mercado que permita conectar a los usuarios con los generadores y/o comercializadores de energía a través de contratos PPA. 

«Tenemos limitaciones que nos preocupan. A veces no hay disponibilidad del transporte eléctrico para conectar un proyecto on-grid, por lo que el gobierno debe intentar tener las líneas para conectar la generación con la demanda”, manifestó Riccotta. 

“Otro punto muy importante es la apertura del mercado. Sería tan bueno que los consumidores miren las empresas con las que quieren trabajar y que si la energía que compran es renovable o proviene de una fuente fósil”, continuó. 

Por ejemplo, Brasil dio varios pasos en ese mecanismo competitivo para el comercio de electricidad, en el que los participantes pueden negociar libremente el proveedor, precio, cantidad de energía contratada, período de suministro, formas de pago, entre otras cosas; y para el que se esperan cerca de 82000 para el verano 2024. 

CCEE asegura que el crecimiento del mercado libre de Brasil dependerá de la generación distribuida

“Es importante que lo tenga en cuenta el próximo gobierno de Argentina, que tenga una estrategia sobre la apertura del mercado hasta llegar al consumidor final y que éste pueda hacer la compra de su energía. Eso beneficiará a la población”, insistió el CEO de Vestas para Latinoamérica 

Y ante la pregunta de si la industria renovable será capaz de soportar la demanda que el usuario elija, tanto Eduardo Ricotta como Andrés Gismondi respondieron afirmativamente sin dudarlo y apuntaron que “hay tecnología disponible para hacerlo y sólo hay que aplicarla”. 

“Argentina puede ser el protagonista de la transición energética. Y si también hay algo que el nuevo gobierno debería mirar es la oportunidad que el país tiene en ser protagonista del petróleo verde, por la calidad de los vientos que posee”, añadió Ricotta. 

Falta de capacidad de transporte en Argentina

Por otro lado, Gismondi hizo hincapié en la importancia de resolver los cuellos de botella en el sistema de transmisión eléctrica, a la par de avanzar en el desarrollo de nuevos proyectos renovables, en pos de concretar, al menos, los 6 GW de potencia adicional que debería instalarse para cumplir con las metas de Ley N°27191.

“Las redes se pueden hacer rápido y en paralelo con los parques eólicos. Se deben hacer muchos kilómetros, pero hay un camino y una secuencia que puede acompañar las obras e instalación de capacidad hacia el 2030 para alcanzar los objetivos”, aseveró. 

“Esperamos que las manifestaciones de interés de transmisión traigan propuestas concretas desde el sector privado; pero también hay que entender cómo destrabar este acuerdo o que se materialice o dar libertad para que otro lo pueda hacer. O se firma e inician las obras en un plazo menor al indicado (48 meses es el período comprometido) porque sino será imposible el cumplimiento de la Ley N°27191”, subrayó. 

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¿Qué temas tienen en agenda como prioridad para atender durante su gestión presidiendo la Junta Directiva del AMM? 

El AMM cumplió en Julio pasado, 25 años de haber iniciado operaciones.  De tal forma, como entidad madura y consolidada encargada de operar el sistema y el mercado eléctrico de Guatemala, en esta etapa correspondió poner en marcha un programa muy ambicioso de actualización de gran parte de su normativa operativa y comercial.

El propósito principal de este proceso de actualización es responder adecuadamente a los cambios que ha venido experimentado nuestro mercado a lo largo de estos primeros 25 años, en aspectos tales como la incorporación de nuevas tecnologías de generación, el crecimiento significativo que ha tenido la demanda desregulada y las oportunidades tecnológicas novedosas como lo es el almacenamiento de energía.

Por otro lado, también era oportuno implementar un proceso de modernización de nuestra administración, fortaleciéndola en aspectos como gobernanza, cumplimiento y todas aquellas áreas que nos permitan continuar efectuando nuestra labor bajo los más altos estándares de transparencia, integridad, ética y compromiso hacia todos los agentes del mercado eléctrico y, a través de ellos, a todos los usuarios del servicio de electricidad en el país. Así como seguir trabajando en la mejora continua de procesos y automatización de las tareas que nos asigna el marco regulatorio vigente y seguir haciendo dicho trabajo con calidad y eficiencia.

En lo vinculado a energías renovables, ¿cómo se están preparando para la incorporación de nuevos proyectos de generación vinculados a la licitación PEG-4 y otras iniciativas?

Dentro del proceso de actualización normativa ya mencionado, nos planteamos como Junta Directiva, la meta de avanzar en este año con las principales propuestas de ajuste requeridas para operativizar y brindar certeza jurídica a las nuevas inversiones que el país consiguiera atraer como producto de las nuevas licitaciones de largo plazo.

En este sentido, nos da mucha satisfacción comentarle que el 17 de agosto recién pasado, nuestra Junta Directiva aprobó por unanimidad, el texto de los ajustes requeridos a una serie de normas de coordinación comercial y operativa para darle sustento a la Normativa del Generador Híbrido Autónomo (GHA), es decir de aquellos generadores solares o eólicos que incorporen dentro de su estructura una unidad de almacenamiento de energía. Esa propuesta de ajuste ha sido ya entregada al regulador del mercado (la Comisión Nacional de Energía Eléctrica -CNEE) para su revisión y aprobación, tal y como lo estipula el marco regulatorio vigente.

Esperamos que CNEE pueda aprobar esta normativa lo antes posible a efecto de posicionar a nuestro mercado dentro de los pocos en la región que cuentan con una regulación oficial al respecto, lo cual estamos seguros será un factor importante dentro de las consideraciones de nuevos inversionistas en las futuras licitaciones de largo plazo.

De igual manera tenemos contemplado actualizar nuestra normativa de reservas para que responda adecuadamente a la incorporación de nuevos proyectos renovables no convencionales, garantizando la calidad y confiabilidad del servicio. Y de la misma manera estamos abordando otros aspectos relevantes dentro del mencionado proceso de actualización, aunque es oportuno mencionar que, por tratarse de procesos muy participativos, los tiempos de implementación algunas veces no permiten ejecutarlos con la celeridad que algunos de los participantes de nuestro mercado desearían.

¿Qué retos adicionales identifica en el sistema y mercado eléctrico de Guatemala?

El mercado eléctrico de Guatemala ha sido bastante exitoso en desarrollar su infraestructura de transmisión mediante un mecanismo de apertura a la inversión privada a través de los planes de expansión de la transmisión.

Sin embargo, los operadores (inversionistas) enfrentan retos importantes para la obtención de licencias y servidumbres de paso, así como la gestión comunitaria.  En este sentido es importante que las nuevas autoridades del país, que tomarán posesión el 14 de enero de 2024, puedan acompañar el desarrollo de toda esa nueva infraestructura que es crítica para el desarrollo económico nacional.

De la misma forma esperamos que la estabilidad regulatoria y certeza jurídica que han sido elementos esenciales para el crecimiento y consolidación del mercado eléctrico nacional, sean preservadas y fortalecidas en la medida de lo posible.

En el país aún queda un 10% de población sin acceso al servicio de electricidad y por esa razón es primordial que el mercado eléctrico nacional, que ha sido referente a nivel regional por su buen desempeño, cuente con el voto de confianza de las nuevas autoridades, lo cual esperamos será el caso.

El AMM, como entidad encargada de la operación del sistema y del mercado a mínimo costo, continuará efectuando su labor eminentemente técnica para garantizar el abastecimiento de la demanda nacional, con eficiencia y transparencia. Así como operando las interconexiones internacionales con las cuales el país interactúa (el sistema eléctrico regional -SER- y México) en el mejor interés de la población de Guatemala.

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De acuerdo con lo anterior, en sesión 1285 del 4 de septiembre de 2023, la CREG aprobó para comentarios una serie de propuestas, teniendo en cuenta la necesidad de adoptar medidas para la protección de los usuarios frente a la volatilidad que pueda presentarse en las tarifas de energía durante el fenómeno de El Niño, se han evaluado acciones de prevención en este sentido junto con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

De acuerdo con lo anterior, en sesión 1285 del 4 de septiembre de 2023 la CREG aprobó para comentarios las siguientes propuestas:

Reducción de los tiempos de las convocatorias para compra de energía en el Sistema Centralizado de Información de convocatorias Públicas (SICEP), pasando de 66 a 31 días hábiles. Esto con el objetivo de lograr procesos más cortos y eficientes.
Creación de un nuevo tipo de contrato que cubra la demanda hasta el 31 de diciembre de 2024. Los precios de esta energía estarán acotados según la tecnología de generación utilizada para atender la demanda.
Para los agentes integrados verticalmente en generación-comercialización se ha flexibilizado el límite de contratación con generación propia, pasando de un 20 % a un 30 %. Esto permitirá reducir la exposición en bolsa de los usuarios y garantizar la energía adicional para cubrir a otros comercializadores.
Para promover la participación y la venta de energía, durante un periodo transitorio la CREG ha propuesto medidas para que los generadores puedan vender, como mínimo, el 30 % de su energía mensual excedentaria.
Para promover el aprovechamiento de los recursos energéticos del país se ha flexibilizado la entrega de excedentes a todas las pequeñas centrales de generación, cogeneración y autogeneración, de tal forma que estas puedan inyectar a la red toda la energía excedentaria que les sea posible.
Se aprobó que la energía excedentaria pueda ser utilizada por las comercializadoras para reducir su exposición en bolsa a precios favorables para el usuario final.

Finalmente, en el marco de la creación de nuevos mecanismos de contratación de energía para la atención de usuarios regulados (Resolución CREG 114 de 2018), la CREG ha aprobado un proyecto normativo que tiene por objeto promover mecanismos de comercialización que admiten la celebración de contratos de compra de energía registrables ante el ASIC.

Esto posibilita nuevos instrumentos de negociación eficiente que deriven en beneficios económicos a la demanda de los usuarios finales.

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El V Congreso Iberoamericano de Energía que reunió Reguladores, Empresas, Banca Multilateral y Actores Claves de Iberoamérica fue desarrollado con éxito los días 4 y 5 de setiembre en Costa Rica.

Allí, la Asociación Iberoamericana de Energía (ASIDE) celebró su sesión anual del Concejo Directivo en la cual el jurista costarricense William Villalobos Herrera resultó electo Presidente de la organización para el período 2023-2024.

«Asumir la Presidencia de la ASIDE en el contexto de cambio que están viviendo los mercados energéticos de los países miembros supone una responsabilidad enorme, justo porque la Asociación deberá tener un rol muy activo en el debate regulatorio en el contexto de transición energética», declaró el flamante presidente electo de la ASIDE.

En diálogo con Energía Estratégica, Villalobos adelantó los objetivos que tendrá durante su gestión a cargo de la entidad dedicada al estudio y análisis del derecho de la energía en Iberoamérica.

«ASIDE nace como una asociación con una alta vocación académica y ello deberá seguir siendo así; sin embargo, corresponde ahora:

a) sumar miembros de otros países,

b) tener una mayor cercanía con el sector privado que puede encontrar en la academia un gran aliado,

c) sumar expertos del sector energético más allá del derecho,

e) iniciar un proceso que permita la consolidación de capítulos de las organización en cada país, y finalmente, seguir fortaleciendo los lazos de cooperación con las Universidades Fundadoras y con nuevas Universidades en la región».

Perfil de William Villalobos 

Sobre el nuevo Presidente de la renombrada Asociación, actualmente es CEO de Core Regulatorio, cuenta con más de 10 años de experiencia en Regulación de Servicios Públicos y una destacada trayectoria en el sector energético costarricense. Ha sido director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida y en su momento fue designado como candidato a Regulador General de la República por el actual Presidente de Costa Rica Rodrigo Chaves Robles.

Destaca en según su perfil profesional estudios en Regulación & Competencia por la Universidad de Valladolid y Derecho Constitucional Internacional & Desarrollo Humano por la UNED-Madrid; y ha sido reconocido en 2022 y 2021 “Energy Lawyer of The Year” Ranking Excellence Awards y en 2018 resultó elegido entre los 100 mejores abogados In-house de Centroamérica Ranking The Legal 500.

Finalmente, es miembro del Panel de expertos de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) desde el 2020 en Derecho Público, Energético y Economía de la Regulación; y figura como profesor invitado de la Universidad de Valladolid, Externado de Colombia y Autónoma de Nuevo León.

La entrada William Villalobos fue electo presidente de la Asociación Iberoamericana de Energía se publicó primero en Energía Estratégica.

Argentina definirá su próximo presidente el próximo 22 de octubre (o 19 de noviembre en caso de balotaje / segunda vuelta) y, con ello, podría verse afectada su política energética a futuro, considerando los tres perfiles que hoy pican en punta. 

Sergio Massa por Unión por La Patria, Patricia Bullrich por Juntos por el Cambio, y Javier Milei por La Libertad Avanza, son los tres candidatos de los partidos políticos con mayor porcentaje de votos en las elecciones Primarias Abiertas, Simultáneas y Obligatorias (PASO). 

Y desde la Fundación de Ambiente y Recursos Naturales (FARN), como organización no partidaria a la que le interesan distintos tópicos relacionados con la transición energética, conversaron con Energía Estratégica sobre las propuestas y perspectivas para el sector energético, como también posibles mecanismos a implementar.. 

«Vemos un mensaje nítido en favor de los fósiles en las tres candidaturas y es un punto en común que nos preocupa. Pero debemos tener una agenda más audaz en la salida de los fósiles, que no debe ser abrupta», aseguró Ariel Slipak, coordinador del área de Investigación de FARN. 

«Además, la idea del gas como energía puente aparece en los programas de las tres opciones políticas mayoritarias, sea con una lógica del sector privado, estatal o donde el estado no tenga interés. Y eso es una preocupación porque se debe acelerar su salida y redirigir los subsidios que tienen las empresas dedicadas a la extracción de hidrocarburos hacia las energías renovables», amplió.

Igualmente,  es preciso señalar que desde la Fundación de Ambiente y Recursos Naturales no piden ningún cierre inmediato, considerando que también se requiere una transición con cuidado con respecto a los empleos que hoy genera la actividad hidrocarburífera y que éstos sean absorbidos por las renovables. 

Aunque tampoco observan ninguna propuesta sólida de salida de los fósiles ni ninguna que se alinee con el análisis de los compromisos que se deben asumir en relación al cambio climático. 

De igual manera, desde FARN remarcaron la importancia de que el proceso hacia una mayor participación de las fuentes renovables sea justo, con transferencia tecnológica, una «profunda» capacitación y uso de saberes de actores nacionales, públicos o privados, y con una mirada crítica sobre el origen de los minerales. 

«Las renovables tienen el potencial de generar empleos mejor remunerados y de mejor calidad que los hidrocarburíferos, con mayor uso de saberes y que no dependan del precio del barril. Es decir que la mirada no es solamente ambiental, sino que trata de ser integral y multidisciplinar», apuntó Slipak.

«Pero a cualquier proyecto renovable le exigiría condiciones serias de estudios de trazabilidad del origen de los minerales y que haya un análisis sobre la minimización del uso de los mismos, porque tanto la solar, la eólica y el almacenamiento son muy intensivas en el uso de minerales», planteó.

Debate sobre el cambio climático 

A lo largo de los meses previos a las PASO, diversos candidatos a la presidencia de Argentina cruzaron palabras y propuestas sobre la situación ambiental y el negacionismo por parte de algunos partidos políticos.

Hecho que se potenció principalmente a lo largo de las recientes semanas entre Bullrich, Massa y Milei, donde incluso este último llegó a declarar vía redes sociales que eliminaría el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.

«El Acuerdo de Escazú es necesario y se debe avanzar en su implementación. No se está cumpliendo, pero tampoco es lo mismo que alguna fuerza política no quiera avanzar en ello. También lo es el Ministerio de Ambiente, el cambio climático es un problema real y la planificación pública y política ambiental es importante, al igual que los movimientos sociales, que no son un invento ideológico», subrayó el coordinador del área de Investigación de FARN.

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La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas y el Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería llevaron adelante la edición del conversatorio «Desafíos de la distribución eléctrica para la transición energética en Latinoamérica” en la Universidad de Chile, Santiago. 

En esta ocasión, importantes profesionales debatieron sobre marcos regulatorios y aspectos de suma importancia para el presente y futuro de la región en el contexto de los cambios que surgen y surgirán en el sector. 

La apertura estuvo a cargo del presidente de ADELAT, David Felipe Acosta, quien indicó: “La transformación debe ser una apuesta de todos los países y Latinoamérica no se debe quedar atrás”. “Esa transición energética tiene dos variables fundamentales para asegurar la viabilidad del proceso: la electrificación de la demanda y el desarrollo, modernización y adecuación de la red eléctrica”, añadió. 

A continuación, el director ejecutivo de la Asociación, Ignacio Santelices, expuso sobre los principales desafíos para la distribución eléctrica del futuro y los lineamientos del policy paper. Señaló que “la transición energética traerá grandes beneficios sociales, económicos y ambientales” y que “es imprescindible avanzar en conjunto hacia las energías renovables y la electrificación, por lo que es clave modernizar la distribución”. 

El evento contó con la destacada presentación del jefe de la división de Energías Sostenibles en el Ministerio de Energía Chile, Mauricio Riveros Rodríguez, quien habló sobre la política energética a nivel nacional. Su exposición se basó en la necesidad de descarbonizar el sistema eléctrico, tener la distribución como infraestructura habilitante para conexión y gestión de los recursos energéticos y poner al usuario en el centro de la transformación. 

El funcionario explicó que los objetivos que persiguen son promover que los usuarios finales gocen de los beneficios y ahorros asociados a la transición energética; fomentar el mantenimiento de un confort energético asequible para los usuarios; e incentivar una experiencia inclusiva y participativa, con un mejor acceso a la información para la toma de decisiones por parte de los clientes. 

Luego, se dio lugar al panel “Promoviendo la modernización de la distribución eléctrica”, del cual Riveros Rodríguez también fue parte. La mesa de debate estuvo moderada por Larissa Cunha, directora de Gestión del Conocimiento de ADELAT. 

Allí, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Marco Mancilla, empezó el panel remarcando el consenso que hay en término técnico de la clara necesidad de reforma al esquema de distribución, incluyendo la medición inteligente. El secretario afirmó que “un cambio

regulatorio en el caso chileno es muy necesario para el desarrollo futuro de las redes eléctricas”. Agregó que “para ello son necesarias en el largo plazo dos reformas estructurales: una en generación, enfocada en el mercado mayorista, y otra en distribución”. «Eso está declarado y se va a avanzar hacia allá», concluyó. 

La head of Network Development de Enel Chile, Paola Carrasco, participó del panel y dijo que “el desafío es poder tener una planificación coordinada y dar certezas a las empresas prestadoras de servicio público”. “La transición energética debe mostrar equidad, por eso es necesario hacerse cargo de los nuevos suministros y de los suministros existentes que se electrifican cada día más”. 

Por último, el académico de la Universidad de Chile e investigador de ISCI, Rodrigo Moreno, señaló que es fundamental avanzar en una regulación que impulse a las empresas a realizar inversiones y que entregue servicios que sean valorados por la sociedad. “Los cambios deben tener al cliente como prioridad”, agregó. 

Para finalizar la jornada, David Felipe Acosta agradeció a todos los panelistas y expositores y expresó: “Nos sentimos satisfechos que, desde ADELAT, podamos promover estos espacios para discutir y encontrar soluciones a los dilemas que se van presentando en materia energética en cada país”. 

“Nos vemos en la obligación de cooperar con asociaciones y autoridades locales en la construcción de ese cálculo costo/beneficio hacia el cliente, poniendo a la demanda en el centro. Reforzamos la importancia de que las distribuidoras tengan esta margen de maniobrabilidad para hacer pruebas sobre las mejores inversiones y que es uno de nuestros propósitos priorizar juntamente con las autoridades cuales son las inversiones necesarias de acuerdo con la dinámica de cada mercado”, concluyó. 

El debate fue de gran utilidad para reflexionar sobre cómo se atraviesa la transición energética en la región y poner en común buenas prácticas, principios y lineamientos regulatorios. 

El objetivo del conversatorio fue presentar los resultados de la investigación “Desafíos y perfeccionamientos regulatorios de la distribución eléctrica para la transición energética latinoamericana” a expertos provenientes de Chile, Brasil y Colombia. Estudio en el que participó Rodrigo Moreno, investigador y líder de la línea de investigación dedicada a energía en ISCI.

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Costa Rica, un país reconocido por su compromiso con la sostenibilidad en el sector energético y transporte, continúa demostrando su liderazgo en la carrera por las cero emisiones.

Uno de los actores del mercado más destacados es el Instituto Costarricense de Electricidad (Grupo ICE). En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Marco Acuña Mora, presidente ejecutivo del Grupo ICE, detalló los planes de la compañía que involucran incorporar 300 MW de energía solar próximamente.

«En el mediano y largo plazo, nos estaremos diversificando la incorporando más energía solar. Estamos pensando en unos 300 MW en los próximos tres años», señaló Acuña a este medio durante el «V Congreso Iberoamericano de Energía» de la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE).

Ahora bien, la estrategia del Grupo ICE no se limitaría solo a la energía solar. También están explorando otras fuentes renovables como la energía eólica, biomasa y geotérmica para diversificar aún más su matriz energética. El objetivo es satisfacer la creciente demanda energética, que ha experimentado un aumento del 5% en el último año, un crecimiento que no se veía en mucho tiempo.

«En plantas geotérmicas tenemos en este momento en construcción 55 MW, viene otra de 55 MW después de esta y también estamos pronto a iniciar con un proyecto eólico de 42 MW y una hidroeléctrica de 50 MW«, precisó.

La ejecución de estas iniciativas estaría programada para este año y la primera mitad del próximo -según adelantó Acuña– siempre y cuando se resuelvan los desafíos regulatorios pendientes.

¿Qué retos existen? El país ha experimentado una disminución en las lluvias debido al fenómeno de El Niño, lo que ha llevado a un aumento en el uso de combustibles fósiles para la generación de energía. En respuesta a esta situación, Acuña Mora explicó que el Grupo ICE está tomando medidas tanto a corto como a largo plazo.

En el corto plazo, están aumentando la generación térmica y buscando contratos de compra de electricidad en el mercado regional para garantizar el suministro durante los períodos de menor disponibilidad de agua.

Sin embargo, el enfoque más destacable es la expansión de la energía solar. El Grupo ICE planea incorporar 300 MW de energía solar en los próximos tres años, siempre y cuando se superen ciertos obstáculos regulatorios y presupuestarios.

Y es que, según comentó Acuña, el regulador actualmente no puede otorgar concesiones de generación debido a la falta de una junta directiva completa, y un límite presupuestario restringe la inversión en nuevas fuentes de energía. Estos desafíos estarían siendo abordados a nivel legislativo para permitir la expansión de la energía renovable.

Acuña Mora también mencionó la Ley de Recursos Energéticos Distribuidos que está en proceso de implementación y que permitirá una mayor participación del sector privado en la generación de energía distribuida.

A pesar de los desafíos, Costa Rica está decidida a avanzar en su transición hacia una matriz energética más limpia y sostenible. Las medidas propuestas no solo fortalecerían la posición del país como líder en energías renovables en América Latina, sino que también contribuirían al dinamismo económico y a la adaptación a las cambiantes condiciones climáticas.

En palabras de Acuña Mora, estas son medidas necesarias para prepararse para la transición energética no solo en la electricidad, sino también en otras áreas, como el transporte. Por ello, Costa Rica avanza en el camino correcto para lograr sus ambiciosos objetivos de continuar creciendo con energía renovable.

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En el marco del quinto Congreso Iberoamericano de Energía, realizado en San José, Costa Rica, altos funcionarios de Sudamérica, Centroamérica, México y España e importantes players del sector privado debatieron sobre políticas energéticas.

Bajo la organización de la influyente Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), en colaboración con Core Regulatorio, este congreso se presentó como una plataforma única para la discusión y exploración de los desafíos y las oportunidades en el campo de las energías renovables y la transición energética en la región.

Durante el fructífero encuentro, Susana Rodríguez presidenta del Core Regulatorio dialogó con Energía Estratégica sobre las tecnologías limpias que han capturado el interés de los inversores en Latinoamérica.

“Vemos más intenciones de inversión en países de la región, sobre todo, en proyectos vinculados al hidrógeno. Trabajamos con empresas que quieren hacer desarrollos en Costa Rica o conocer condiciones e incentivos e insumos en cuanto a energía eléctrica”, explicó.

“También vemos un Panamá sumamente fuerte en hidrógeno verde aprovechando su canal para el abastecimiento de buques. Si bien es una hoja de ruta bastante a largo plazo, se está trabajando considerablemente en esa línea”, agregó. 

A su vez, Rodríguez explicó que Colombia ya tiene proyectos piloto en torno al hidrógeno verde por lo que la inversión está efectivamente entrando en la región. 

Por otro lado, aseguró que la eólica marina también está en auge: “Si bien es una tecnología bastante novedosa, los inversores la miran con mucho apetito”.

Asimismo, la ejecutiva destacó que Core Regulatorio cuenta alianzas en Ecuador, Colombia y Guatemala y expresó su deseo de seguir expandiendo sus socios estratégicos para seguir creciendo.

“La región podría sacar el mayor de los provechos de los recursos siempre y cuando compartamos justamente las mejores prácticas y nos propongamos alcanzar los objetivos en materia de transición energética”, reconoció.

Los grandes desafíos que enfrenta Latinoamérica

Para la especialista, el sector está atravesando todos los retos y desafíos de la transición energética lo cual trae la urgencia de tener un marco normativo estable que permita las inversiones y nuevos esquemas de negocios.

“La tecnología va volando y debemos ir adaptando las normativas a ese crecimiento para que las empresas tengan confianza y puedan realizar nuevos negocios en Costa Rica y otros países de la región”, señaló.

“Nos enfocamos en asesorar y acompañar a las empresas de manera integral para dar las mejores soluciones a nuestros clientes. También realizamos recomendaciones sobre qué proyectos son los más convenientes en función a nivel de riesgo que tienen según la regulación vigente”, añadió.

Cabe destacar que en Costa Rica son la primera firma que ha incursionado en la regulación de servicios públicos desde un enfoque más especializado. En efecto, a nivel nacional han posicionado a la compañía como una consultoría que analiza de manera integral con un enfoque legal y técnicos desde el punto de vista financiero, contable y económico.

Por último, en cuanto al marco regulatorio de Costa Rica, Rodríguez señaló: “Creemos que el proyecto de ley de armonización del sector eléctrico será un dinamizador del sector”. 

“También se están presentando iniciativas en cuanto a la electromovilidad donde la política pública tiene que ser robusta y los operadores del servicio público deben ir entendiendo las necesidades del sector eléctrico”, concluyó

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Sergio Massa, ministro de Economía de la Nación y candidato a presidente de Argentina, apuntó contra Javier Milei, candidato por La Libertad Avanza, por su negacionismo climático a la hora de pensar en el futuro del país y las relaciones a nivel internacional. 

“Estamos convencidos de que desarrollo y ambiente, en equilibrio, pueden convivir y crecer. Y hoy se plantea en la firma de un compromiso, pero debemos transformar esto en ley. Debemos construir un tratado como sociedad que nos permita establecer los parámetros que nos lleven a que desarrollo y ambiente no aparezcan como contradictorios sino como complementarios”, inició el dirigente de Unión por la Patria. 

«Sobre todo en un momento en el que, en plena campaña y en una discusión de valores que va a tener el desarrollo de la Argentina en los próximos años, aparecen quienes dicen que si un río termina contaminado, se paga porque tiene un precio, con la misma liviandad con la que dicen que se puede vender un pulmón. Para nosotros, ni el ambiente ni los órganos tienen precio porque tienen que ver con la vida», amplió durante el cierre de la jornada del Acuerdo para la Acción Climática. 

Cabe recordar que Argentina está camino a los comicios del domingo 22 de octubre, donde el país definirá quiénes gobernarán a nivel nacional durante los próximos años. Y tras los resultados de las elecciones Primarias Abiertas, Simultáneas y Obligatorias (PASO), cualquier punto puede resultar en cruces político para diferenciarse de las propuestas de sus opositores. 

Incluso, las declaraciones del actual Ministro de Economía de la Nación llegaron pocos días después de que Milei dijera que «una empresa puede contaminar un río todo lo que quiera» y que propusiera la apropiación de esos cauces por parte del sector privado, lo que despertó varias críticas en torno a su negacionismo climático. 

Milei sorprendió en las PASO: ¿Qué dice su plan energético de gobierno de Argentina?

Además, meses atrás, el candidato de La Libertad Avanza manifestó rechazo al avance del calentamiento global, negó que el cambio climático existiera en reiteradas ocasiones y señaló que dicha temática es «una mentira del socialismo».

A tal punto que se volvió viral un clip que revela los Ministerios que dejaría “afuera” si llega a ser presidente, entre ellos el de Ambiente y Desarrollo Sostenible (hoy comandada por Juan Cabandié), área que recientemente elaboró y publicó el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC) al 2030. 

“Dicen que el cuidado del ambiente es una mentira y no tiene impacto económico. Pero para nuestro país y recursos fueron 21 millones de dólares menos de exportaciones, 5000 millones de dólares de ingreso fiscal (…). No es un sólo problema de precio, sino que tiene que ver con el desarrollo económico; ni un problema de agenda, sino que está relacionado con el trabajo y la vida cotidiana”, graficó Massa. 

“Llama la atención que aquellos que pretenden plantear soluciones mágicas en lo económico para Argentina, se olviden que somos un país deudor en lo financiero y acreedor en lo ambiental, en un mundo en que la agenda económica también está cruzada por las transiciones energéticas y la aparición de compensación y fondos de resiliencia alrededor de la crisis climática y ambiental”, acentuó.

“Los que sí los tenemos y entendemos que merecen vivir en lugar y ambiente cuidado, sentimos que tenemos una responsabilidad para que la agenda ambiental sea parte de las políticas públicas”, concluyó. 

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Con el objeto de cumplir sus metas de descarbonización fijadas en el acuerdo de París, el Gobierno, asociaciones y distintos actores del sector privado trabajan arduamente en diagnósticos, programas e inversiones más encaminadas en acelerar la transición energética. 

En este marco, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) publicó una nota técnica llamada “Hacia una agenda de transición energética en el Perú: una propuesta”, en la que se estructura y complementa de manera práctica los trabajos públicos y  privados  que  se  han  venido  realizando para sentar  las  condiciones  que  permitan cumplir  las  metas  de reducción de GEI del Perú. 

De acuerdo al documento, dicha agenda busca  que  el Gobierno  lidere  el  esfuerzo  conjunto  para  acelerar  el  proceso,  estableciendo  los  principios de accesibilidad, aceptabilidad  y  asequibilidad en  la que se basaría, las estrategias que permitirían habilitarlo y los vehículos legales y regulatorios para implementarlo.

 En  cuanto  a  las  estrategias  se  sugieren  las  siguientes: Cobertura energética universal sostenible;  Eficiencia energética; Electrificación del consumo energético; Sustitución de combustibles fósiles; Aprovechamiento de energías renovables en el sector eléctrico; Transporte sustentable;  Impulso a nuevas tecnologías de gran alcance (baterías, hidrógeno y otros), y  Integración energética regional. Finalmente, la estrategia requeriría como vehículo una Ley de Transición Energética y otros ajustes al marco legal y regulatorio. 

“La validación de  la  agenda  por  parte  de  la  sociedad  en  su  conjunto  será  clave  para  garantizar  su  viabilidad política  y  asegurar  su  implementación  efectiva  en  el  corto  plazo”, explicó el informe. 

“La  participación  de  todos  los actores relevantes, incluyendo a la sociedad civil, las comunidades locales, el sector empresarial y las organizaciones ambientales, permitirá enriquecer la propuesta y asegurar que refleje de manera precisa las necesidades y aspiraciones del país”, agregó.

Además,  la propuesta  requiere  un  liderazgo  decidido  por  parte  del Gobierno, a través del MINEM, para coordinar y promover el esfuerzo conjunto en la aceleración de la transición energética.

“Este enfoque integrado y coordinado permitirá aprovechar sinergias, compartir conocimientos y recursos, y lograr resultados más sólidos y sostenibles en la transición hacia un modelo energético más limpio y resiliente”, señaló el escrito.

En efecto, José Ramón Gómez Guerrero , uno de los desarrolladores de la nota técnica, destacó en sus redes sociales: “Nos emociona haber avanzado en conjunto con las autoridades del Ministerio de Energía y Minas en este reto, el cual también refleja el apoyo del Inter-American Development Bank hacia la sostenibilidad energética y la implementación de los acuerdos de París en el país”.

“Esperamos que disfruten la publicación y les inspire para seguir impulsando la transición energética justa en muchos otros países de nuestra región”, agregó

El informe completo

Hacia-una-agenda-de-transicion-energetica-en-el-Peru-una-propuesta

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile adjudicó a seis empresas para la construcción y ejecución de dieciséis obras de ampliación de los sistemas de transmisión nacional y zonal que estaban amparados en los Decretos Exentos N° 200/2022 y 185/2021 del Ministerio de Energía. 

Este proceso, que inicialmente consideró la subasta de veintiún proyectos de transporte eléctrico, fue el equivalente a una tasa de 76,2%, con un Valor de Inversión (VI) de USD 105,12 millones. 

Aunque cabe recordar que la licitación tuvo algunas prórrogas desde la promulgación del primer dictamen, mientras que en la apertura de ofertas económicas, no todas las propuestas tuvieron un precio menor al valor margen de reserva (ver nota). 

La firma Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos S.A (Ametel), que propuso el mayor número de ofertas (catorce), fue la principal ganadora de la convocatoria, ya que finalmente fue adjudicada con la ampliación de cinco subestaciones eléctricas, por un monto acumulado de USD 26.835.514,79: 

Amp. S/E Panguilemo (NTR ATMT) a USD 5.434.673,65
Amp. S/E Nueva Pozo Almonte 220 kV (IM) a USD 4.285.967,90
Amp. S/E Casas Viejas (NTR ATMT) a USD 6.932.212,73
Amp. S/E Peñablanca (NTR ATMT) a USD 6.843.800,13
Amp. S/E Lagunillas 220 kV (IM) a USD 3.338.860,38

Monlux se colocó un escalón más abajo, con dos lotes asignados de los seis en los que se postuló, por un valor de inversión de USD 18.512.593. 

Ello corresponde a la expansión de la S/E Los Maquis 66 kV (BS), un nuevo Transformador (NTR ATMT) y seccionamiento de la línea 2×66 kV Itahue – Talca (USD 6.625.409,00) y todo el grupo N° 5 que conlleva la ampliación S/E Chimbarongo (NTR ATMT) y seccionamiento Línea 1×66 kV San  Fernando – Teno; ; más la expansión SE Las Cabras (USD 11.887.184).

Mientras que Elecnor Chile también recibió la aprobación para la construcción y ejecución de dos segmentos, aunque a un monto total menor que el anterior mencionado (USD 12.858.664,07): 

Aumento de capacidad LT 1×220 kV Charrúa – Hualpén y tramo Concepción – Hualpén, a un  VI de USD 9.997.018,5
Ampliación en S/E Hualqui 220 kV (IM), por USD 2.861.645,57

A tales empresas se debe agregar las otras ganadoras de la convocatoria, como lo son Ingeniería Agrosonda (Ampliación en S/E Don Héctor 220 kV y sec. LT 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada – USD 18.787.422,00), Sistema de Transmisión del Sur (Amp. S/E San Pablo – USD 5.550.000,00) y CAVCO (Amp. en S/E Leyda – USD 5.498.220,00). 

¿Cómo sigue el proceso? Los adjudicatarios deberán formalizar la aceptación de la adjudicación, lo que será parte de los expedientes que serán entregados al Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Y una vez concreten las obras entre los próximos 18 o 24 meses, dependiendo cada proyecto, se ampliarán los más de 3100 kilómetros de extensión del  Sistema Eléctrico Nacional que hoy en día opera el CEN.

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Sitio de obras principales Hidroituango, martes 5 de septiembre de 2023 (@epmestamosahi) | Con la presencia en Hidroituango del ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho Morales, la segunda unidad de generación de la central hidroeléctrica alcanzó este martes, 5 de septiembre, su máxima capacidad de generación.

“Luego de superada la etapa de estabilización y optimización, en las que las unidades de generación de energía 1 y 2 producían en promedio, 290 megavatios cada una, hoy celebramos que las dos unidades llegaron a los 300 megavatios de potencia. Con este hito, la Central ya genera 600 megavatios”, indicó Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM.

El ministro Camacho Morales recorrió la Central Hidroituango y pudo constatar el avance constructivo de las obras que hoy supera el 92 %. Además, verificó la operación y el desarrollo de los trabajos de las unidades 3 y 4.

«Hidroituango es determinante para afrontar los efectos del fenómeno de El Niño. Por eso es necesario tener operando todas las unidades de esta Central en los tiempos establecidos. Desde el Ministerio nos ponemos en función para sacar adelante lo que se requiera para el éxito del Proyecto», dijo Andrés Camacho Morales, ministro de Minas y Energía.

Hidroituango con buena energía

Hidroituango continúa con su avance constructivo, en su compromiso con la estabilidad energética del país. Al momento, la unidad de generación 3 tiene un avance del 93,1 % y la unidad 4 alcanza el 84,3 %.

Tanto los frentes de obra a cielo abierto como la central subterránea marchan con toda energía en su construcción, monitoreo constante, operación y mantenimiento. A las obras civiles y de montaje electromecánico de todo el conjunto turbina-generador de energía de las unidades próximas a operar, se suman los trabajos subacuáticos.

Es así como Hidroituango continúa con su avance constructivo para cerrar este año, con la generación de 1.200 MW de energía limpia y renovable que le aportarán al desarrollo de Colombia.

La cifra

La producción de energía de Hidroituango, con sus ocho unidades, representará una reducción de emisiones de 4,4 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año, en un aporte significativo al cumplimiento de las metas de Colombia a los compromisos del Acuerdo de París, COP21.

Energía limpia para los colombianos

Desde diciembre de 2022, Hidroituango ya genera los primeros 600 megavatios (MW) de energía con sus dos primeras unidades. En total, con sus ocho unidades, la Central generará 2.400 megavatios de energía limpia, renovable y de bajo costo. Esta energía, se estima, permitirá atender el 17 % de la demanda energética del país.

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La Fundación Bariloche (FB), junto al Departamento de Energía (IDEE), lanza la inscripción para su Curso Latinoamericano sobre Regulación de los Sistemas Energéticos. El mismo se cursará de forma presencial, en la ciudad de San Carlos de Bariloche desde el 30 de octubre al 8 de noviembre.

La Fundación Bariloche, es una institución académica privada de bien público. Su objetivo es promover la enseñanza, la investigación científica y el asesoramiento técnico en diversas áreas del conocimiento, entre ellas se destacan el ambiente, la economía de los recursos naturales, el desarrollo humano y social, la protección y uso sostenible de los recursos, la epistemología y la filosofía.

Desde hace 60 años colabora con varios países de la región en el diseño de políticas, en la elaboración diagnósticos energéticos, mapeos de recursos naturales, el fortalecimiento de bases de información, la elaboración de balances de energía útil, el desarrollo de perspectivas energéticas, el análisis de impactos de NDCs y LTS, así como en el diseño de hojas de ruta sectoriales y planes nacionales de eficiencia energética.

Este curso, está dirigido a profesionales del sector energético y tiene como objetivo principal, presentar, analizar y discutir los conceptos, principios y mecanismos regulatorios de los diferentes sistemas energéticos en toda su cadena productiva, como así también su relación con la planificación energética, la comparación de marcos regulatorios en América Latina, su aplicación en la promoción de fuentes renovables y en la mitigación del cambio climático.

La regulación de los sistemas energéticos enfrenta crecientes desafíos: la vinculación de los actores entre diferentes segmentos o eslabones de distintas cadenas energéticas, las dificultades en la fiscalización de las obligaciones de los contratos de concesión, la desvinculación entre la renta obtenida y la necesaria afectación a las inversiones mínimas requeridas en la respectiva cadena,  los crecientes compromisos asumidos a nivel internacional para la disminución de las emisiones de CO2, la incorporación creciente de energías renovables variables e intermitentes tanto en generación como en (generación) distribuida de electricidad, la remuneración de  atributos cada vez más necesarios como las capacidades de respuesta rápida, de almacenamiento, de compensación,  la regresividad en la cobertura de los costos, entre otros.

Estos elementos requieren un abordaje multidisciplinario, no sólo por la naturaleza de la prestación de los servicios básicos, sino porque los regímenes normativos persiguen múltiples objetivos y los instrumentos implementados pueden entrar en contradicción. El Nuevo Curso Latinoamericano sobre Regulación de los Sistemas Energéticos propone un foro para la discusión, particularmente enriquecido con las contribuciones de las y los participantes.

Los ejes temáticos que se abordarán serán los siguientes:

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

Uno de los principales objetivos es la creación de capacidades nacionales para el ulterior desarrollo y aplicación de los temas, así como su ampliación a escala regional. El Nuevo Curso Latinoamericano sobre Regulación de los Sistemas Energéticos, retoma la extensa experiencia de FB en la temática, aplicada a las cadenas de la Electricidad y en menor medida del gas. El abordaje del sector energético como sistema integral, en contraste con típicos módulos auto contenidos con escaso vínculo entre sí, supone un valor agregado poco frecuente en la región. El enfoque y el cuerpo docente tiene su origen en el emblemático Curso Latinoamericano de Posgrado en Energía y Política Energético Ambiental (1969 – 2001) con continuidad mediante la Maestría en Economía y Planificación Energética y Ambiental.

El curso estará a cargo de un plantel de investigadores interdisciplinarios de la Fundación Bariloche y otras instituciones invitadas:  Lic. Daniel Bouille, Lic. Gonzalo Bravo, Dra. Laura Giumelli, Lic. Roberto Kozulj, Ing. Raúl Landaveri, Lic. Gustavo Nadal, entre otros.

Los interesados deben inscribirse hasta el viernes 22 de septiembre a través del siguiente formulario.

Para más información sobre contenidos, costos y cuestiones logísticas, consultar el siguiente enlace de la página web de Fundación Bariloche o por correo electrónico a idee@fundacionbariloche.org.ar

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“Tenemos todo un plan de mediano y largo plazo para desarrollar el potencial renovable del país”, declaró el Doctor Wilfredo César Flores Castro, comisionado secretario de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). 

En exclusiva para Energía Estratégica, el comisionado Wilfredo Flores adelantó que tienen en agenda dos licitaciones. Primero se prevé convocar a una nueva licitación de 220 MW a corto plazo principalmente para potencia firme; y, posteriormente, se convocaría a una licitación de largo plazo retomando aquella de 450 MW que estaba pendiente pero ampliándola hasta “posiblemente” los 800 MW.

Entre los motivos para convocar rápidamente a estos procesos se destaca la necesidad de mitigar el déficit de generación y potencia firme existente, además de dar respuesta a la demanda energética creciente.

“Estamos hablando de un déficit de generación de aproximadamente 300 o 400 MW para el próximo verano”, advirtió el comisionado Flores.

Para empezar, la licitación de 220 MW buscaría que las generadoras inicien el suministro en el primer semestre del año, por lo que se estima que participen centrales existentes que puedan contribuir a aplacar el déficit de potencia y energía en la actualidad.

“Se espera que el distribuidor lance la licitación a más tardar en enero del 2024”, precisó el comisionado en exclusiva para Energía Estratégica. 

Adicionalmente, comentó que a largo plazo no sólo se buscaría reflotar la licitación pendiente de 450 MW sino que además redoblar la apuesta con más potencia y energía dividiendo sumando también almacenamiento energético.

“Estamos hablando de que posiblemente vamos a hacer la licitación por lotes -porque la ley dice que debe ser por tecnología- y convocar a un lote solar, a un eólico y otras tecnologías como la geotérmica, posiblemente. Así que oportunidades van a haber muchas”, añadió el comisionado.

Estas declaraciones fueron realizadas durante el “V Congreso Iberoamericano de Energía” organizado por la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE). 

En el marco de ese evento del que Energía Estratégica fue Media Partner destacado, el comisionado Flores también se refirió a la figura clave del regulador como “componente esencial en la transición energética”, para garantizar una transición justa y sostenible desde una perspectiva social, económica y ambientalmente responsable.

“El regulador deberá dar la pauta y guiar esta transición energética”,  sostuvo.

En relación a la participación de las energías renovables en las licitaciones que se avecinan en el mercado hondureño, el comisionado Flores añadió que estas tendrán una participación importante en aquella convocatoria para contratos a largo plazo.

“Las renovables van a tener oportunidad en la de largo plazo. Ahí si van a entrar tecnologías, por ejemplo intermitentes como solar o eólica con baterías”, concluyó.

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Ayer fue la primera jornada del quinto Congreso Iberoamericano de Energía, una doble jornada en la ciudad de San José, Costa Rica, donde altos funcionarios de Sudamérica, Centroamérica, México y España e importantes players del sector privado debaten sobre políticas energéticas.

Durante el evento, Stevie Gamboa Valladares, presidente de la Asociación Iberoamericana de Derecho a la Energía (ASIDE), enfatizó la necesidad de una agenda compartida en América Latina para impulsar la transición energética en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

En este sentido, propuso tres elementos fundamentales para una agenda regional en la transición energética:

1.Transmisión eficiente: destacó la importancia de una red de transmisión eléctrica fiable y confiable que conecte a los países latinoamericanos, evitando la pérdida de energía.

2. Matriz energética confiable y disponible: abogó por una agenda regional que no solo se enfoque en la limpieza de la matriz energética, sino también en su confiabilidad y disponibilidad.

3.Explotación de recursos minerales: señaló la oportunidad de potenciar la exploración y explotación de recursos minerales en América Latina para reducir la dependencia de países extranjeros en la transición energética global.

En efecto, estos elementos resaltan la importancia de una visión integral y regional para abordar los desafíos energéticos en América Latina y promover un futuro sostenible y próspero para la región.

Además, el presidente de ASIDE hizo hincapié en la necesidad de pensar a largo plazo, evitando caer en demagogia y ambientalismo infantil. «Hay que empezar a pensar en proyectos regionales que vayan más allá de las políticas de turno y que nuestras agendas sean pensadas a largo plazo, de 30 a 50 años», señaló.

Para el experto, uno de los pilares fundamentales es el acceso a la energía como un indicador crucial de la calidad de vida: «El mayor indicador para la calidad de vida del ser humano es el acceso permanente y constante a la energía. Con energía tendrás agua potable, educación y salud para mejorar la calidad de vida de las personas. Por ello, ese debería ser el eje de las tomas de decisiones regionales», señaló.

En un contexto en el que los reguladores, las empresas privadas y las alianzas con academias locales se han integrado en el congreso, destacó la importancia de una perspectiva más pragmática y orientada hacia la realidad de América Latina en contraste con los modelos europeos.

«Seguimos mucho los pasos de lo que se viene haciendo en Europa con un impacto global. En caso de América Latina, la realidad es distinta y eso nos exige tener variables que no ves en otros países. El reto principal está en admirar los casos de éxito europeos pero aterrizarlos a la realidad de nuestros países que son tan especiales y diversos entre sí«, argumentó.

En cuanto a las tecnologías emergentes, como el hidrógeno, el presidente resaltó su importancia en el almacenamiento de energía, pero reconoció que las inversiones deben estar respaldadas por la calidad de vida de los ciudadanos y la disponibilidad continua de energía. «Debemos enfocarnos en la calidad de vida del ser humano, que tengan calidad de energía permanente, antes de aventurarnos en tecnologías que aun no están maduras», advirtió.

Congreso Iberoamericano de Energía

Bajo la organización de la influyente Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), en colaboración con Core Regulatorio, este congreso se presenta como una plataforma única para la discusión y exploración de los desafíos y las oportunidades en el campo de las energías renovables y la transición energética en la región.

Mañana se celebrará la segunda y última jornada en el Hotel Crowne Plaza La Sabana y se espera la convocatoria de al menos unas 150 personas de distintos países del mundo. Contará con 7 paneles de debate, de los que participarán 52 expositores procedentes de más de 12 países. Este impresionante nivel de diversidad asegura una gama rica de perspectivas y enfoques en las discusiones.

El V Congreso Iberoamericano de Energía no solo representa un evento en el calendario, sino una oportunidad crucial para formar un camino hacia un futuro energético más sostenible y diversificado en la región.

AGENDA CONGRESO ASIDE

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En el marco de la presentación del Mexico WindPower 2023®, a realizarse del 5 al 7 de septiembre próximos en centro Citi Banamex de la ciudad de México, Leopoldo Rodríguez, presidente de la Asociación Mexicana de la energía eólica (AMDEE) detalló los avances de la industria e hizo énfasis en la necesidad de descarbonizar la economía del país.

“La ONU ha declarado que estamos entrando en la era de la “ebullición global” y que los próximos cinco años serán los más cálidos jamás registrados. Ante esta situación, no caben dudas que la energía eólica, junto con las demás renovables, debe ser el centro de toda política energética que realmente busque contribuir a la crisis climática”, advirtió.

En este sentido, Rodríguez mencionó los recientes avances de la industria eólica y los beneficios que trae a la sociedad.

“En 2022, la capacidad instalada en México aumentó en 158 Megawatts (MW), alcanzando un total de 7,317 MW. La producción de electricidad a partir de la energía eólica durante ese año superó los 20 mil Gigawatts-hora (GWh), lo que representó el 6.09% de la generación total de electricidad en el país y la generación de alrededor de 9,500 empleos directos”, señaló.

Y añadió: “Es importante destacar que el sector eólico representa una inversión significativa de 13 mil millones de dólares y evita la emisión de alrededor de 8,835 millones de toneladas de CO2eq al año, lo que equivale a sacar 1.9 millones de automóviles de las calles”.

Teniendo en cuenta estos números, el especialista enfatizó en la importancia de mantener eventos como Mexico WindPower® porque representan el interés de profesionales, expertos, académicos, entre otros, por un sector que tiene como principal misión asegurar un mejor futuro para todos.

“Esperamos que sirva como plataforma para el diálogo y la colaboración entre el gobierno y los actores del sector, trabajando juntos hacia un futuro próspero y sustentable”, concluyó

Más sobre MEXICO WINDPOWER®

El evento organizado por AMDEE, TARSUS y Consejo de Energía Eólica Global o The Global Wind Energy Council (GWEC por sus siglas en inglés), regresa en su onceava edición convocando a las voces más influyentes de la energía eólica en México y en el mundo.

El encuentro se llevará cabo del 5 al 7 de septiembre de 2023, en el Centro Citibanamex, Ciudad de México. Este año se presentarán más de 40 ponentes en 11 conferencias de alto impacto con perspectivas globales.

En tanto, José Navarro, Director General de Tarsus, destacó: “Las conferencias abordarán temas clave como metas de cambio climático, transición energética, beneficios, ventajas e inclusión de las comunidades en los proyectos eólicos, confiabilidad de la red eléctrica mexicana, transparencia en la operación del mercado eléctrico, entre otros”.

Además anticipó algunos de los ponentes destacados, que participarán: Alejandra Elizondo, Profesora Investigadora Titular de la División de Economía, Centro de Investigación y Docencia Económicas del CIDE, Adrián Fernández, Fundador y Director Ejecutivo de Iniciativa Climática de México (ICM), Ricardo Mota Palomino, Director General del CENACE, Claudia Restrepo, Directora de Fianzas Sostenibles en Deloitte América Latina, Patricia Tatto, Presidenta de Mujeres en Energía Renovable México, entre otros.

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Aunque aún resta invertir en infraestructura e interconexión con la red eléctrica nacional, Nuevo León es considerado uno de los estados mexicanos más prometedores para ubicar proyectos renovables. 

Por su proximidad con Estados Unidos y por su gran capital industrial y automotriz, crece el apetito de los inversores por aprovechar los efectos del nearshoring desarrollando proyectos limpios o trasladando sus actividades al estado.

En efecto, días atrás, el gobernador de Nuevo León, Samuel García, dio a conocer el próximo proyecto fotovoltaico que tiene en cartera Iberdrola México con una inversión equivalente a mil millones de dólares, en el municipio de García, estado de Nuevo León. 

El funcionario anunció la billonaria inversión durante su participación en el foro “Soluciones Nearshoring, Unamos Fronteras”, organizado por Scotiabank en el Showcenter Complex de San Pedro Garza García.

Allí también reveló que se busca aumentar del 9% a un 21% la energía verde que el estado suministra a las compañías transnacionales y que, paralelamente, proveerá a Tesla.

 “Por eso estamos viendo con Iberdrola un proyecto de mil millones de dólares, es un billón de dólares, cerca de García, unas plantas fotovoltaicas que van a duplicar la energía verde de Nuevo León y que nos permitirán cumplirle a Volvo Car México, a Navistar Inc, y a todos los que nos piden energía verde”, destacó.

A su vez, García explicó los motivos por las cuales Tesla decidió instalarse en Nuevo León: “La relocalización se debió a que la planta de la compañía ubicada en Austin, Texas, contaba con 300 directivos originarios de Monterrey encargados del manejo de soluciones relacionadas con servidores, nube, driverless y reciclaje de aluminio”.

Además, el mandatario confío: “Estoy convencido que el modelo de Nuevo León aplica perfectamente a lo que México requiere para aprovechar el potencial del nearshoring: carreteras, logística, seguridad, energía renovable y un gran espíritu en los trabajadores”.

Cabe destacar que Iberdrola México se instaló por primera vez en el estado su Planta de Ciclo Combinado en El Carmen en 2019. La central cuenta con una capacidad de 866 MW e implicó una inversión de 450 millones de dólares. 

Fuerte atractivo de Nuevo León para proyectos renovables

De acuerdo a información del estado, Nuevo León recibió $2,332 millones de dólares (MDD) en inversión extranjera directa (IED) durante el primer trimestre de este año. Esto es un 111% más en comparación con los $1,105 MDD captados en el mismo periodo de 2022. 

Además, estos $2,332 MDD representan 13% del total nacional que asciende a $18,636 MDD. En este contexto, muchos especialistas consultados por este medio esperan que esta tendencia continúe en los próximos años con los efectos nearshoring.

Asimismo, según el reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en el podio de los estados mexicanos con mayor generación durante el primer semestre del 2023, se encuentra Jalisco (455.82 MW), seguido por Nuevo León (313.19 MW ) y Chihuahua (199.31 MW).  

Esos tres estados acumulan más de la tercera parte de los permisos de generación en el país y de toda la potencia operativa en esta categoría. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Eduardo Sánchez, Director General de la Agencia de Energías Renovables del Gobierno del Estado de Nuevo León, explicó al medio que buscan desplazar a Jalisco del podio aumentando el 30% su generación en los próximos 5 años.

Además de las prometedoras condiciones que hay en el estado para la energía solar también existe un potencial significativo para el desarrollo de parques eólicos a gran escala por sus constantes vientos, especialmente en el norte de la región.

En efecto, así como anticipó este medio, de los 823 MW de capacidad instalada renovable de Nuevo León, el 96% proviene de proyectos eólicos y afirman que en los últimos meses se ha despertado nuevamente el apetito por las empresas en dar operación y mantenimiento de parques o manufacturar sus componentes en la región.

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El miércoles 30 de agosto, personal directivo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) convocó a las principales empresas contratistas, fabricantes y proveedores en materia eléctrica, para presentar el proyecto Incremento de la Transmisión de Energía Eléctrica en la Costa Oeste del País, denominado “I20” Fase 1 y 2, el cual por su magnitud e importancia para el Sistema Eléctrico Nacional, se constituye como uno de los más importantes y significativos esfuerzos para fortalecer la red de transmisión.

En su participación, el director corporativo de Administración, Rubén Cuevas Plancarte, resaltó que la realización de un Roadshow informativo con las principales empresas del sector eléctrico es un acto de transparencia sin precedentes, el cual fomenta la máxima participación y ofrece un piso parejo a todas las empresas interesadas.

Por su parte, el director general de CFE Transmisión, Héctor Edgardo Lizárraga Robles, y la Dirección Corporativa de Ingeniería y Proyectos de Infraestructura, explicaron que el proyecto “I20” consiste en el incremento de la capacidad de transmisión en las zonas Noroeste, Norte y Occidente y se divide en dos fases:

Fase 1. Consta de la instalación de cuatro equipos dinámicos de última generación de potencia reactiva (STATCOM), los cuales son compensadores estáticos que mejoran el voltaje, frecuencia, flujo de potencia y estabilidad en los sistemas de transmisión, por lo que brindan la regulación y amortiguamiento ante posibles problemas en la red.

Fase 2. Considera la instalación de 766 kilómetros de línea de transmisión con tensión de 400 kV, la cual pasará por los estados de Sonora, Sinaloa y Nayarit, así como 8 alimentadores y 3 bancos de reactores.

El desarrollo de ambas fases permitirá integrar toda la energía eléctrica producida por las centrales de generación a la red de manera confiable y sin intermitencias.

En cuanto al procedimiento de contratación, el subdirector de Contratación y Servicios de la CFE, Miguel Alejandro López López, enlistó los requisitos para poder concursar en cada fase del proyecto y resaltó los principales requerimientos como la acreditación de la experiencia de la empresa, capacidad técnica del personal, contar con contratos con alcances similares y su finalización satisfactoria, tener la suficiente capacidad económica para llevar a cabo el proyecto a través del capital contable, entre otros.

En el encuentro, se realizó una sesión de preguntas y respuestas para solventar las inquietudes y dudas respecto al proyecto, para asegurar la máxima participación y brindar las mejores condiciones posibles a las empresas nacionales e internacionales.

Cabe destacar que el evento contó con la representación de 44 empresas, entre contratistas, fabricantes y proveedores, así como la participación de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas (CANAME).

Por parte de la CFE también participaron, el director corporativo de Ingeniería y Proyectos de Infraestructura, César Fernando Fuentes Estrada; y el coordinador de Proyectos de Transmisión y Transformación, Rafael Ramírez Ríos.

La CFE continuará con el desarrollo de los proyectos de transmisión necesarios para garantizar el suministro confiable de energía eléctrica a lo largo y ancho del país, con el apoyo y trabajo conjunto de las empresas comprometidas con el fortalecimiento y modernización del Sistema Eléctrico Nacional.

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La Embajada Británica informa que está abierta la inscripción para Accelerate UK 2023, un programa que busca acelerar el proceso de internacionalización de pymes tecnológicas de Argentina, Chile y Uruguay y que permitirá que una de ellas viaje a Londres y participe de la London Tech Week.

En la primera etapa de la competencia, un grupo de 10 start-ups y scale-ups serán seleccionadas para asistir el 11 y 12 de octubre a un taller virtual exclusivo con expertos británicos, quienes les ayudarán a construir su estrategia de internacionalización y acceder a clientes e inversiones en el mercado británico. El programa estará dirigido por Birmingham Enterprise Community (BEC), una galardonada organización británica que ayuda a empresas extranjeras a introducirse en el mercado del Reino Unido.

Los participantes del taller con mejores desempeños podrán acceder a tres premios:

–        Primer Premio: un viaje para participar de la London Tech Week 2024, presentaciones personalizadas con clientes, proveedores y socios potenciales del mercado británico, y creación gratuita de una empresa en el Reino Unido.

–        Segundo Premio: presentaciones personalizadas con clientes, proveedores y socios potenciales del mercado británico, y talleres exclusivos sobre acceso a clientes y financiación en el Reino Unido.

–        Premio Especial de Inteligencia Artificial: sesión individual de tutoría con la renombrada incubadora AI Forge en el Reino Unido y pase directo para presentarse como finalista al programa de incubación e inversión en Londres.

La inscripción permanecerá abierta hasta el 25 de septiembre. Se aceptarán inscripciones de start-ups y scale-ups basadas en la Argentina, Chile o en Uruguay que provean una solución tecnológica pensada para mercados internacionales. Los participantes del taller serán anunciados el 4 de octubre.

La Embajadora Británica en la Argentina, Kirsty Hayes, dijo:

“El lanzamiento de la tercera edición de nuestra competencia Accelerate UK es una nueva iniciativa de la Embajada Britanica para potenciar al ecosistema emprendedor argentino, que se destaca por su talento y creatividad, especialmente en el desarrollo de empresas de base tecnológica. A través de Accelerate UK, buscamos potenciar a estas empresas brindándoles acceso a un mercado dinámico y una plataforma global desde la cual hacer crecer sus negocios, acercándoles todas las ventajas y oportunidades que el Reino Unido tiene para ofrecer.”

El ganador de la anterior edición de Accelerate UK, Leandro Ciappina, co-fundador y CEO de ArgenTAG, alentó a otros emprendedores a sumarse a la iniciativa:

“La competencia superó nuestras expectativas. Gracias a Accelerate UK, y el apoyo de la Embajada, pudimos viajar a Londres y concretar reuniones con empresas clave para el éxito de ArgenTAG. Además, conocimos el ecosistema de innovación local, nos aconsejaron sobre cómo hacer negocios y usar UK como puerta a toda Europa.’’

Los interesados pueden obtener más información e inscribirse a través de este enlace web: http://bit.ly/AccelerateUK2023.

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En el marco del Foro: Estatus de la industria fotovoltaica y el incremento en la demanda de energía eléctrica en México, elaborado por BayWa R.e, panelistas invitados, discutieron sobre políticas regulatorias, nearshoring, demanda y crecimiento de la generación distribuida y sistemas de almacenamiento en el sector residencial.

Uno de ellos fue Daniel Suarez, strategy Analyst of BayWa r.e Global, quien alertó por una disminución considerable en el precio de los paneles solares, lo cual vuelve aún más competitiva la actividad.

“Es una situación a nivel global, este efecto viene de China donde ha habido un incremento en la oferta del polisilicio que es el principal componente para los paneles solares. Teniendo en cuenta que el 80% de todos los módulos vienen de China esto ha impactado fuertemente a nivel mundial”, comentó.

“En México cerca del 42% de todos los paneles que se importan vienen del gigante asiático. También que se esté controlando un poco más la inflación ha afectado en los precios de los paneles solares. Este mix de factores han hecho que los precios en México se inclinen a la baja”, agregó.

Según el especialista, se espera que esta tendencia se mantenga: no ocurrirá una disminución radical de los valores sino que esta se dará progresivamente lo cual volverá a las tecnologías más atractivas para usuarios finales y el sector comercial.

Recomendaciones

En este contexto tan prometedor, Suarez aconsejó firmemente apostar a la adopción de paneles solares tanto en los hogares como en las empresas.

“Es un buen momento para volcarse a la generación distribuida ya que los pronósticos van hacia arriba. Aunque el discurso del gobierno no muchas veces es pro renovables, ellos mismos reconocen que la generación distribuida es una tecnología importante para poder satisfacer el incremento de la demanda”, señaló.

Y añadió: “Es un muy buen momento para estar en la industria y para el futuro cercano agregar almacenamiento”. 

El Nearshoring como motor de la generación distribuida

El experto definió los alcances del nearshoring y posicionó a México como unos de los países más atractivos para apostar a la generación distribuida.

“El Nearshoring es un efecto hizo que las empresas cambiarán su estrategia de cadena de suministro a lugares más cercanos. México por sus recursos naturales y su ubicación geográfica tiene grandes oportunidades. Hay hubs en el país que son atractivos para la manufactura de componentes para la industria eólica y solar”, advirtió.  

De esta forma, explicó que muchas empresas de envergadura como Tesla están llegando a México en búsqueda de energía de calidad y limpia en línea con su necesidad de cumplir los criterios ESG.

“La generación de gran escala ha tenido muchas trabas por las cancelaciones de permisos entonces la generación distribuida se ha tornado en una gran oportunidad para brindar este tipo de energía. Es un tiempo muy interesante para ser instalador de sistemas de generación distribuida”, concluyó.

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Nordex, uno de los mayores fabricantes de aerogeneradores a nivel mundial, sigue con la mira puesta en ampliar su market share en la región y avanza con diversos proyectos de generación renovable.

Tal es así que durante el evento Brazil Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), Vanessa Camargo, sales manager de Nordex, dio a conocer que la compañía espera duplicar su capacidad instalada en Brasil en el transcurso del próximo año. 

“Contamos con 24 proyectos eólicos, 14 de ellos ya están completamente instalados y suman 2,4 GW de potencia instalada, otros 6 se encuentran en una fase de transición entre la instalación y la puesta en servicio y hay otros 4 proyectos ya vendidos para entrar en operación en 2024”, aseguró.

“Con ello duplicaremos nuestra capacidad instalada en dos años, ya que en 2022 tuvimos 2,4 GW y en 2024 tendremos 4,8 GW, lo que sirve para mostrar cuán rápido es el crecimiento y el enfoque de Nordex en Brasil”, agregó. 

Hecho que va a acompañado del incremento del equipo local de la multinacional en Brasil y de la “necesidad” de estar más cerca a los clientes, comprender las características y perfiles de los proyectos.

¿Cuáles son los diferenciales? Más allá de ser uno de los mayores players en proveedores de máquinas para la energía eólica a nivel global, en Brasil potenciaron el desarrollo de las torres de hormigón, a pesar de que también cuentan con torres de acero en el mundo.

“La torre de hormigón para nosotros en Brasil fue un diseño de negocios que hizo mucho sentido, ya que alienta la disminución de las emisiones de GSI en aproximadamente 40% comparado con las de acero”, remarcó Vanessa Camargo.

“Además, tienen más facilidad en transportabilidad porque podemos poner más fábricas y creamos más empleos locales en la región, lo que es una gran ventaja para Nordex”, continuó. 

De ese modo, la firma ya posee mil torres eólicas instaladas en Brasil (2300 alrededor del mundo) entre los 10178 aerogeneradores en operación en el mencionado país, que actualmente posee 26GW de capacidad instalada. 

Y se espera que las renovables tengan una mayor participación en la matriz eléctrica nacional, principalmente a partir de la extensión del sistema de transmisión eléctrica y del nuevo Programa de Aceleración del Crecimiento, el cual destinará más de R$ 73 mil millones en inversiones de nuevos parques.

“Los ojos e inversiones volverán a Brasil, dado que hay una señal muy fuerte de que el gobierno apoyará ese crecimiento de la industria eólica; con tasas más interesantes para la energía renovable, lo que facilitará el aumento compatible con el objetivo net-zero”, apuntó la sales manager de Nordex.

“Con posibilidad de otro tipo de inversiones también traerán otros tipos de máquinas. Los proyectos en el pasado tenían una vida útil de 20 años aproximadamente, pero hoy ofrecemos máquinas con 35 años de utilidad”, concluyó.

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La Secretaría de Energía de la Nación finalmente exceptuó del denominado Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (PAIS) a los bienes para obras vinculadas a la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes renovables. 

A través de la Resolución SE 714/2023, la entidad encargada de la cartera energética nacional detalló que el pago del mencionado gravamen para la compra de divisas no resultará de aplicación, ya sea que los interesados cuenten o no con financiación del exterior para efectuar el pago de sus importaciones.

Esta decisión llega pocos días después de que Flavia Royon, secretaria de Energía, confirmara públicamente que se trabajaba en ello, y tras no haber incluido a tales bienes en primera instancia, cuando a mediados de mes sí eximió a productos para el fuel oil, el gas natural, GNL, la importación de energía eléctrica y en elementos destinados a la construcción y puesta en marcha del gasoducto Vaca Muerta. 

Aunque es preciso señalar que, en esta oportunidad no contempla los bienes para todos los proyectos renovables, sino que sólo aplicará a los más de 200 parques que hoy en día se encuentran en diferentes etapas de construcción. 

De acuerdo al anexo de la Res. SE 714/2023, se tratan de 9 centrales adjudicadas en la ronda N°2 del Programa RenovAr y 21 en la tercera etapa, 8 emprendimientos a través de MATER – Autogenerador y 62 proyectos del Mercado a Término con prioridad de despacho. 

Además de 2 contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, 6 ampliaciones a partir del Decreto 476/2019 (permite que el estado celebre contratos renovables con empresas provinciales de energía) y las 98 ofertas adjudicadas en la reciente licitación RenMDI. 

Es decir que la normativa alcanza a proyectos solares, eólicos, bioenergéticos y mini-hidroeléctricos de empresas como Caucharí Solar, Parque Eólico Arauco, ADI-NQN, Genneia, YPF Luz, Eternum Energy, ABO Wind, Coral, EPEC, 360Energy, Central Puerto y Pampa Energía, entre otras. 

Si bien esta medida se ve como positiva, considerando que podían peligrar los precios de los parques adjudicados en pasados llamados, desde el sector energético marcaron que todavía hay una serie de circunstancias a resolver de cara al desarrollo de las energías renovables en el país, más allá de los futuros proyectos que logren prioridad de despacho y se construyan en Argentina. 

“La resolución da un paso en la dirección correcta de no afectar los contratos de energía renovable cambiando la estructura de costo artificialmente. Va en fase con las expectativas y es un esquema que busca ser taxativo y que no haya un mercado de transferencia de beneficios”, manifestó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del comité de Energía Solar FV de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER). 

“Aunque también tiene algunas limitaciones. Una de ellas será ver cómo se traslada el beneficio en aquellos proyectos donde una firma es la titular del contrato con CAMMESA pero otra entidad es la que hace la inversión, importación y construcción del parque, entre procesos”, agregó. 

Asimismo, se podría condicionar el mercado del EPC en Argentina, teniendo en cuenta que, en muchos casos a lo largo del territorio argentino, hoy no se ejecutan parques con full EPC sino que el comprador financia y adquiere los componentes principales y el EPCista contratado realiza el resto. 

Mientras que en materia de generación distribuida también existe cierta preocupación por la falta de su inclusión en la respectiva normativa o alguna donde se manifiesta su exención del pago del Impuesto PAÍS. 

“Todos los que se dedican a ese segmento e importan insumos, sufren los costos de importación. Además, el precio relativo de la GD fue una de las que más aumentó internamente por la escasez de productos y problemas para importar, lo que explica el avance tan lento comparado con otros países”, planteó Álvarez. 

“En la práctica, cuando se deja que los componentes que no están listados en los contratos mencionados y que van a parar a generación distribuida y MATER sin prioridad de despacho, terminan girando la cancha para un lado. Por lo que paciencia seguiremos trabajando para paliar la situación”, concluyó. 

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En el marco de la presentación del Mexico WindPower 2023®, a realizarse del 5 al 7 de septiembre próximos en centro Citi Banamex de la ciudad de México, Ramón Fiestas, presidente del Comité Latinoamericano del Consejo de Energía Eólica Global (GWEC por sus siglas en inglés), habló de la necesidad de un marco regulatorio que permite el avance de las energías limpias en el país.

“México se encuentra en un momento excelente y oportunidad histórica de recuperar políticas energéticas dirigidas a cumplir los objetivos en materia ambiental. Hacemos un llamado a que se adopten mecanismos y políticas para que el país pueda volver a ver proyectos de energías renovables dentro de su sistema eléctrico”, explicó en una conferencia de prensa.

“El Sistema Eléctrico Nacional requiere de inversiones para su modernización y para impulsar la generación de energía a través de fuentes renovables. En estos momentos, las tecnologías renovables son las que pueden producir electricidad de la manera más eficiente y barata”, agregó.

En este sentido, Fiestas argumentó que la transición energética implica abandonar tecnologías del pasado que utilizan combustibles fósiles y centrar la generación de energía en fuentes que no emiten gases de efecto invernadero.

“Los combustibles que hoy conocemos son de transición, es decir, se agotan. Actualmente existen combustibles de sustitución que están alineados con la modernización y la sostenibilidad, como el hidrógeno”, afirmó.

Y aseguró: “Si bien México ha incrementado su ambición climática en cuanto a reducción de emisiones en línea con sus compromisos establecidos en el Acuerdo de París, no ha puesto en práctica las políticas necesarias para cumplir con sus objetivos”.

Para generar espacios de diálogo que ayuden a que se tomen las medidas necesarias, el Consejo de Energía Eólica Global  junto a AMDEE y TARSUS lanza la onceava edición de Mexico WindPower y convoca a las voces más influyentes de la energía eólica en México y en el mundo.

El encuentro se llevará cabo del 5 al 7 de septiembre de 2023, en el Centro Citibanamex, Ciudad de México. Este año se presentarán más de 40 ponentes en 11 conferencias de alto impacto con perspectivas globales.

Al respecto José Navarro, Director General de Tarsus explicó: “Este año, Mexico WindPower® 2023 se llevará a cabo en conjunto con la 30ª edición de THE GREEN EXPO®, Aquatech Mexico e Intersolar Mexico, las tres exposiciones que representan el futuro de la energía y presentan soluciones y tecnologías en gestión ambiental, tecnologías del agua y energía solar a nivel mundial”.

“Este megaevento continúa siendo el referente de la industria eólica en México y en América Latina, reuniendo a empresas líderes en innovación entre las que podemos mencionar ABS, DNV, SEMPRA, ESEASA entre otras”, agregó Navarro.

Además, anticipó que se presentará la segunda edición del Reconocimiento a la Innovación «EHÉCATL». Este premio es un incentivo para que expertos, profesionistas y académicos, trabajen y presenten soluciones

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En el marco del webinar «Retos y oportunidades de la generación solar distribuida y el almacenamiento en México (ver transmisión), organizado por Intersolar, Valeria Amezcua, especialista en estrategias circulares y recursos distribuidos de energía profundizó áreas clave de la industria solar en México.

El encuentro fue moderado por Jait Castro, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF), quién preguntó a la ponente sobre los retos regulatorios que enfrenta México para detonar la industria.

«Las olas de calor sin precedentes aumentaron aun más la demanda. En este marco, desde el punto de vista normativo, se tiene que prever que los usuarios se adapten a la generación para obtener una demanda controlable en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El sistema eléctrico tiene que tener un balance, la generación y el consumo deben estar nivelados», manifestó Amezcua.

«Si bien hoy en día no hay una regulación que fije una demanda controlable en el mercado, el suministro calificado puede negociar alternativas con sus usuarios para adquirir energía en los momentos más baratos y evitar los más caros. Hace falta la regulación pero también explorar otro tipo de posibilidades», agregó.

En este sentido, explicó que el almacenamiento puede ayudar a eficientizar este tipo de actividades en las tarifas horarias porque contribuye a ese balance en el suministro básico.

Por otro lado, advirtió que es necesario robustecer la capacitación para desarrollar mejores prácticas de instalación: «Es fundamental crear leyes que incentiven a la profesionalización del sector ya que se requiere entender las necesidades del usuario y las condicionamientos técnicos porque influyen fuertemente en el desempeño de las baterías».

Crecimiento en sistemas de almacenamiento

A pesar de existen desafíos para avanzar aun más en la transición energética, la experta señaló un fuerte incremento en la demanda de estos sistemas de baterías.

«Ha habido un crecimiento exponencial del almacenamiento de energía en lo que va de esta década. Estamos viendo un boom en sistemas de baterías. Cada vez se desarrollan más tecnologías que empiezan a cobrar interés», señaló.

Y añadió: «El hecho de que los sistemas eléctricos ya no sean tan centralizados, hace que cada vez más generadores y usuarios participen del mercado. Se ha visto un aumento importante en el uso del almacenamiento para eficientizar actividades de la industria eléctrica«.

Circularidad de residuos

La experta también fue consultada por la posibilidad de reciclar todos estos sistemas una vez finalizada su vida útil en México.

En tanto, Amezcua destacó:» Hay muchos países como Italia y España donde ya comienzan a tener residuos de los paneles fotovoltaicos. En México faltan unos años para implementar esas aplicaciones pero lo bueno es que nos da tiempo para prepararnos. Todos los actores del sector debemos trabajar en sinergia para establecer criterios y obligaciones en los procesos de reciclaje. Es importante crear reglas y espacios que se dediquen a ello».

A su vez, afirmó: «A nivel utility, se tiene que desarrollar otro tipo de tecnologías como la solar concentrada que almacena calor, las hidroeléctricas de bombeo y tecnologías gravitacionales. Se necesita un mix de tecnologías de almacenamiento para reducir el impacto ambiental.»

Por último, durante el webinar, Intersolar invitó al público a participar del 5 al 7 de septiembre en el Centro Citibanamex donde más de 300 empresas expositoras mostrarán sus productos y servicios en generación de energía solar y eólica, tecnologías del agua y economía circular. Puede realizar el registro gratuito en línea y evitar hacer fila el día del evento.

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La profesionalización de los instaladores de paneles solares es esencial para el crecimiento exitoso de la generación distribuida en México. Contribuye a la seguridad, calidad, eficiencia y sostenibilidad de los sistemas solares, al tiempo que impulsa la economía y la adopción de energías limpias.

Bajo esta premisa, Andrés González, director general de BayWa r.e., líder global en distribución de tecnología solar, destaca en conversaciones con Energía Estratégica: “La demanda por capacitación y profesionalización de los instaladores es altísima por la madurez de la industria. Es fundamental un marco regulatorio que exija capacitación y que sea muy transparente y apartidario”.

“La industria va evolucionando y mejorando constantemente. Si queremos que México crezca aún más, los actores de la industria tenemos que promover la actividad y apoyar acciones de certificación”, agrega. 

Para el experto, todos los entes que participan en el mercado deben estar alineados en términos de interconexiones a la red, mantenimiento, certificación y la calidad de los equipos que se instalan y la profesionalización de la mano de obra.

 “El marco regulatorio es super importante y tiene mucho peso en posibilitar un mayor crecimiento a la industria pero debe venir acompañado de los demás stakeholders para que pueda ser sostenible y sano en el tiempo y convertir a México en punta de lanza”, afirma.

Y añade: “Certificar a los instaladores para que tengan un sello de calidad y que le de confianza al usuario final es otra idea buena que se ha estado dialogando desde distintas asociaciones. Sin duda, debe existir un reglamento claro que exija certificados”.

A su vez, González  asegura que elevar a por lo menos un MW el límite de capacidad en la generación distribuida sería un catalizador para el crecimiento de la industria. 

Fuerte presencia en México

A pesar de la necesidad de un marco regulatorio clave, la compañía sigue creciendo en México en línea con el avance de la generación distribuida en el país.

En efecto, el especialista explica: “En agosto del 2023 tuvimos un boom interno en nuestras ventas en el mercado residencial y estamos creciendo bastante comparado con el año anterior en ambos segmentos. Estamos rompiendo récords mes con mes en envíos y entregas de productos personalizando estos dos mercados”.

“Estamos trabajando continuamente en agregar más valor a los stakeholders. Ponemos mucha énfasis y atención en mejorar el servicio trayendo productos y haciendo negociaciones con marcas que atienden muy bien este segmento en México ”, confirma.

Si bien la empresa tiene amplia presencia a nivel nacional, revela que la mayor demanda de proyectos de generación distribuida se presenta en las regiones como Jalisco, Nuevo León y Ciudad de México.

Crece la necesidad de sistemas de almacenamiento en el autoconsumo

Según González, el almacenamiento se ha vuelto una necesidad por los cortes de luz o de suministro de electricidad principalmente en la zona sureste.

En este sentido, explica que se han incrementado fuertemente las consultas y el pipeline de proyectos con baterías sobre todo a nivel residencial por su rentabilidad.  

“Actualmente aproximadamente un 80% de los proyectos de almacenamiento se dan en el mercado residencial en México y un 20% en el sector Comercial e Industrial. Se necesitará un cambio regulatorio y que bajen los costos de esta tecnología para potenciar aún más el mercado comercial e industrial”, insiste.

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Energía Argentina (ENARSA), empresa del Estado que estuvo a cargo de la construcción del primer tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, también tiene la mira puesta en el desarrollo del hidrógeno verde. 

Ya a principios de año había lanzado una convocatoria pública para la presentación de expresiones de interés (EDI) para el desarrollo del primer proyecto de hidrógeno verde ubicado en el sur de la provincia de Buenos Aires.

Es decir que los interesados podían postularse para la venta del desarrollo de un proyecto eólico de 200 MW de capacidad o suministrar 1 TWh/año de energía eléctrica al hub de H2V ubicado en Bahía Blanca con energía proveniente de aerogeneradores.

Sin embargo, desde aquel entonces hasta la fecha, fueron contadas las pocas veces que la entidad se refirió a la continuidad del proceso, aunque entendiendo que todavía resta un marco normativo para la promoción del H2 y el establecimiento de las reglas claras de juego. 

Bajo ese contexto, Agustín Gerez, presidente de ENARSA, fue consultado por Energía Estratégica sobre el avance de la compañía en cuanto al vector energético llamado a ser el combustible del futuro y los próximos pasos del proyectos que tienen en carpeta. 

“Terminamos de hacer el estudio de prefactibilidad con el instituto alemán Fraunhofer – Gesellschaft y estamos licitando la ingeniería de detalle para la planta electrolizadora y para la terminal portuaria de exportación”, aseguró en el marco de un evento organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina.

“Con esa información, prepararemos todo el escenario para salir a licitar el contrato EPC del parque eólico, la planta electrolizadora y la propia terminal portuaria de exportación”, destacó en diálogo con este portal de noticias. 

Argentina podría tener una nueva licitación de renovables antes de fin de año

Según fuentes del mercado, la inversión rondaría los USD 300.000.000, dado que sería USD 1.000.000 por cada uno de los 200 MW de potencia del parque eólico y el resto para los electrolizadores. 

Mientras que el factor de carga en el sur de la provincia de Buenos Aires podría superar el 40% (el promedio nacional es de poco más del 41% de acuerdo al último informe de CAMMESA) y llegar hasta el 60% (el doble del que hay en Europa). 

Asimismo, cabe recordar que durante el transcurso del año pasado, la empresa pública creada en 2004 gestionó lazos comerciales con Rotterdam para proveer de hidrógeno verde al mayor puerto de Europa, por un volumen cercano a los 4,6 millones de toneladas de H2V al año para 2030.

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La energía solar desempeña un papel fundamental en la transición hacia un sistema energético más sostenible, limpio y resiliente en México.

Teniendo en cuenta que el actual Gobierno ha cancelado el otorgamiento de permisos de Subastas de Largo Plazo (SLP), muchos proyectos a gran escala han quedado frenados y la actividad renovable en el país se ha dado mayoritariamente por la generación distribuida.

En diálogo con Energía Estratégica, Cintya Jazmín Hernández Nieto consultora experta en energías renovables explica la necesidad de reactivar estas subastas para aprovechar al máximo el potencial solar del país y, así, contribuir a la mitigación del cambio climático.

¿Cómo consultora independiente, cuáles son las energías (eólica o solar) más demandadas por sus clientes en México?

Actualmente México está a la vanguardia de la innovación en la generación y el almacenamiento de energía fotovoltaica. Siendo un país con una base considerable y diversificada de recurso solar; esto amplía el tamaño la inversión en el sector. 

¿Vislumbra aumentos de la demanda de sistemas de almacenamiento, o está tecnología sigue siendo muy costosa para el país? 

En línea con el crecimiento, inversión e innovación en el sector fotovoltaico, se espera que los sistemas de almacenamiento tengan más presencia en el mercado. Se está tornando cada vez más accesible y eficaz, lo cual permite que las empresas aprovechen al máximo la energía fotovoltaica que se produce durante el día. 

¿Qué cambios deberían hacerse en el marco regulatorio en favor de las energías renovables?

  En mi experiencia en México, se debería de contemplar un Manual de Interconexión de Usuarios Calificados, considerando que conforme al manual de interconexión de Centrales de Generación con capacidad menor a 0.5 MW; el proceso es focalizado en Usuarios de Servicios Básicos y deja en incógnita el proceso de interconexión para estos usuarios en Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

También es necesario fortalecer programas para la inclusión de las comunidades marginadas en esquemas de generación renovable e impulsar a personal capacitado de la dependencia de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), siendo el único operador para la interconexión en zonas marginadas, lo que perjudica la transparencia y dificulta el beneficio a las comunidades.

¿Considera que hay posibilidades de que se aumente a un MW el límite de capacidad instalada en generación distribuida en el corto plazo? 

Actualmente aumentar a 1MW la generación distribuida es una propuesta. Esto nos da apertura a un mar de oportunidades, sin embargo, habría que evaluar los diversos escenarios algunos de ellos son: 

En caso de aumentar la capacidad instalada, habría que ampliar la infraestructura de transmisión de energía eléctrica considerando la seguridad energética, eficiencia y precios accesibles en el mercado eléctrico. 
Por otra parte, da pauta a la posibilidad a medianas empresas que tiene demandas mayores a 500 kW, pero que no tienen la demanda eléctrica para acceder al mercado eléctrico, esto les permitiría generar en sitio y reducir sus costos de energía.

¿Qué tan necesario es que se reactiven las subastas a largo plazo para la ejecución de nuevos proyectos renovables?

Recordemos que estas subastas tienen como objetivo fomentar la competitividad y estabilidad de precios en la adquisición de Potencia, Energía Eléctrica por los suministradores de servicios básicos y usuarios responsables de centros de carga. 

Las subastas realizadas en su momento han tenido una respuesta amplia por parte de los inversionistas privados y se han logrado precios competitivos de la energía eléctrica. Actualmente, en México por el “nearshoring” se vuelve primordial la reactivación de las Subastas de Largo Plazo (SLP). 

Con estas subastas, se le permite a los participantes de mercado, adquirir energía limpia a precios competitivos para garantizar que toda la cadena de manufactura cumpla con sus metas de descarbonización y el país invierta de forma crucial en la infraestructura eléctrica.

¿Cuáles son las expectativas en torno a las renovables en México para el 2023?

En 2023 se espera que la industria continúe creciendo, debido a esta demanda de energía renovable, principalmente de energía solar por ser una de las fuentes de energía más accesibles para la generación de energía eléctrica. 

El país tiene uno de los mejores potenciales del mundo para generar electricidad mediante energía fotovoltaica, con una irradiación media anual de 6.36 kWh/m2 por día, dependiendo de la ubicación y la época del año.

En este sentido, la radiación solar se convierte en una fuente de energía potencialmente ilimitada, lo cual permite incentivar la inversión privada en el sector y ayuda a desarrollar aún más las renovables, además de generar nuevos empleos y beneficiar la economía.

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Diversas pequeñas y medianas empresas (PyMEs) de Chile, vinculadas al sector energético, preparan una manifestación pacífica por los incumplimientos de pagos en proyectos de generación renovable a lo largo de todo el país, como también por la falta de apoyo del gobierno. 

Hasta el momento ya hay más de 50 empresas confirmadas de las regiones de Tarapacá, Antofagasta, Santiago y la zona sur, que marcharán al Palacio de la Moneda (sede del presidente de la República de Chile ubicado en la ciudad capital de Santiago) en el transcurso de los próximos días, con el objetivo de lograr una respuesta que permita paliar esta problemática. 

“La marcha será un ultimátum al gobierno de Chile como gestión de PyMEs, porque éstas están cansadas y agobiadas de la situación, por lo que, si no hay respuesta directa del gobierno, lamentablemente hay un grupo de PyMEs que no están dispuestas a seguir esperando, ya que a través de buenas intenciones y oficios no han logrado nada, por lo cual están dispuestos a quemar los parques si es necesario”, señaló Mauricio Ocaranza, vocero PyMEs estafadas Zona Norte, en conversación con Energía Estratégica. 

“Hay que entender que hay PyMEs a las que les embargaron propiedades y/o activos, hay trabajadores sin pagar y demandas de por medio. Es una acumulación de incumplimientos de pagos que llevaron a muchas PyMEs a la quiebra y desesperación”, agregó. 

Un ejemplo de ello fue la reciente manifestación en la planta fotovoltaica Las Mesetas, ubicada en el sector de Bypass / Los Rosales, donde se encendieron barricadas y bloquearon el ingreso a la obra.

Y cabe recordar que, a la fecha, los pagos que se adeudan no bajaron de los 12000 millones de pesos; mientras que a nivel legislativo tampoco hubo avances del proyecto de ley N° 20.416 tras la media sanción en la Cámara de Diputados hace más de dos años.

Dicha iniciativa prevé la protección de las pequeñas y medianas empresas ante fraudes en la construcción de energías renovables, pero la misma quedó estancada en la Comisión de Economía del Senado y las entidades demandantes reclaman un desenlace favorable en el corto plazo. 

Asimismo, Ocaranza le confirmó a este portal de noticias que, semanas atrás, algunas pequeñas y pequeñas empresas estafadas se reunieron con la delegada presidencial de la región de Antofagasta, la seremi de Economía y Energía, el gobernador de la región y el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, y se le entregó una carta a Gabriel Boric, presidente del país.

¿Cuál fue la respuesta? “Las autoridades se gastan en decir que el tema es entre privados, cuando es el Estado quien concesiona terrenos e ingresa inversiones extranjeras al país. ¿Cómo no habrá una responsabilidad del Estado ante ello? Más aún que varias obras se dieron a partir de licitaciones públicas”, manifestó el vocero PyMEs estafadas Zona Norte. 

“Lamentablemente el panorama sigue igual. Incluso tenemos que pensar que Chile apuesta al hidrógeno verde y seguiremos viviendo la misma situación, que todo se construirá en base a las PyMEs de transporte de personal, de maquinaria, de alimentación, entre otras”.

Igualmente, Mauricio Ocaranza insistió en que no están en contra de los proyectos de energía limpia y renovable, dado que generan mano de obra calificada y permite un desarrollo profesional de las empresas, pero sí pidió por más orden para evitar futuros incumplimiento de pagos. 

“No queremos que haya más estafas dentro del sector, sino que esperamos que se regularice o haya más exigencias en las licitaciones a la hora de las adjudicaciones, pagos y sanciones para aquellas que no cumplen y especialmente cuidado con personas y empresas escrupulosas que han dañado a la industria como a las PyMEs”, aclaró.

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