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La movilidad eléctrica se presenta como una medida para la mitigación del cambio climático y un elemento fundamental de la transición energética. El avance de la movilidad eléctrica en la región y la escasa oferta de formación académica en el tema nos convoca a proponer esta especialización con certificado oficial de la Universidad de Buenos Aires.

Este curso organizado por Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) brindará herramientas para comprender el desarrollo del negocio y las políticas necesarias para su promoción y despegue en Latinoamérica, con una base en las tecnologías disponibles y experiencias desarrolladas en varias ciudades.

La propuesta de formación estará orientada a profesionales, técnicos, gestores y decisores, tanto del ámbito público como privado, quienes liderarán este cambio de paradigma en nuestros países.

La iniciativa cuenta con un formato virtual sincrónico y asincrónico, combinando 5 encuentros virtuales en directo para favorecer el intercambio con expertos y materiales complementarios (video y textos) para acceder libremente en los horarios que mejor se adecuen al alumno. La duración total del curso es de 20 horas y los profesores a cargo son los especialistas Daniel Ferández, Gastón Turturro y Alejandro Gottig.

Se encuentra abierta la inscripción hasta el 25 de Septiembre 2023.

El ciclo se cerrará con actividades optativas presenciales y en esta oportunidad se contará con el apoyo de Siemens y ApRA.

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Para impulsar el desarrollo del hidrógeno verde, los países de América Latina y el Caribe deben adoptar decisiones estratégicas, considerar objetivos de largo plazo y analizar los beneficios de la cooperación público-privada.

Esa idea es una de las principales conclusiones del reporte «Renewable Hydrogen in Latin América & The Caribean: Opportunities, Challenges and Pathways», que presentó hoy la alianza LAC Green Hydrogen Action, en donde se presenta una visión completa sobre los avances de la industria en la región, su potencial para aportar en el camino hacia la neutralidad del carbono y fomentar su competitividad.

La Asociación Mexicana del Hidrógeno (AMH) junto con agrupaciones de Chile, Colombia, Perú y Costa Rica forman parte de la alianza LAC Green Hydrogen Action.

RENEWABLE HYDROGEN IN LATIN AMERICA AND THE CARIBBEAN OPPORTUNITIES CHALLENGES AND PATHWAYS

De acuerdo con el documento, Europa encabeza el desarrollo de la industria de Hidrógeno con el mayor número de propuestas de proyectos que en conjunto suman inversiones por 117 mil millones de dólares, los cuales representan 35% del global, aunque Latinoamérica se ubica en segundo sitio con 48 mil millones de dólares que en conjunto engloban 15% de las inversiones anunciadas.

“El hidrógeno verde se ha vuelto esencial para lograr nuestros objetivos de neutralidad de carbono y promover una transición energética sostenible. América Latina y el Caribe, con abundantes recursos renovables, sin duda posee un gran potencial para proyectos competitivos de hidrógeno a gran escala”, manifestó Israel Hurtado, presidente ejecutivo de la Asociación Mexicana del Hidrógeno.

El trabajo enfatiza que los gobiernos y las empresas han comenzado a reconocer el papel del Hidrógeno verde, en donde América Latina y el Caribe tienen abundantes recursos renovables, una zona geográfica estratégica que favorecerá la producción de productos competitivos de hidrógeno renovable, así como acceso a mercados internacionales.

El reporte también destaca que el sector privado ha sido un actor clave para promover en la región proyectos de hidrógeno, algunos en operación, pero la mayoría están en la etapa de desarrollo de prefactibilidad y viabilidad.

Los proyectos están concentrados principalmente en Sudamérica, mientras en Centroamérica se comienzan a diseñar hojas de ruta y estudios, acompañados de algunos proyectos piloto.

En este sentido, el trabajo entrega una visión completa de la industria del hidrógeno renovable en Latinoamérica y el Caribe, donde se concentran más de 140 proyectos públicamente anunciados y se analizan hojas de ruta y retos que enfrentan ocho países: México, Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú y Uruguay.

“A pesar de los desafíos, adoptar el hidrógeno renovable es fundamental para reducir emisiones y combatir el cambio climático; necesitamos métodos de producción amigables con el medio ambiente para explorar las diversas aplicaciones de esta energía renovable y, como representantes de la industria energética, debemos aprovechar esta oportunidad única para dar forma a un futuro más verde”, enfatizó Hurtado.

Ahora bien, según la Agencia Internacional de Energía, son necesarias las siguientes acciones para impulsar el Hidrógeno verde: establecer políticas de largo plazo para asegurar el papel del renovable en las inversiones; estimular la demanda comercial del hidrógeno limpio; abordar los riesgos de inversiones pioneras; apoyar proyectos e intercambiar conocimientos; armonizar estándares y eliminar barreras regulatorias.

En el reporte se puntualiza que los bancos de desarrollo multilateral se encuentran muy bien posicionados para ayudar a la industria del hidrógeno renovable en países emergentes y economías en desarrollo, en compromisos de financiamiento climático, reducción de riesgos, conocimiento y experiencia.

Además, el comercio internacional de hidrógeno será posible en los próximos años, pero se requerirá establecer sistemas de certificación que garanticen la credibilidad y transparencia de los atributos de los productos, distinguir las diferentes formas del hidrógeno, sus huellas de carbono durante el ciclo de vida y la sostenibilidad adicional de criterios.

El reporte «Renewable Hydrogen in Latin América & The Caribean: Opportunities, Challenges and Pathways estará disponible de manera gratuita, a partir del 31 de agosto, en el sitio web de la Asociación Mexicana del Hidrógeno: www.h2mex.org.

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A partir de mañana, 1 de septiembre, aumentará el valor de las entradas para los mega eventos sobre energías renovables que realizará Future Energy Summit en Colombia (en octubre) y en Chile (en noviembre). Además, se pueden adquirir entradas a precios promocionales adquiriendo ambas a la vez.

Cabe recordar que cada uno de esos Summit convoca a más de 500 altos ejecutivos y ejecutivas del sector de las energías renovables, funcionarios, emprendedores, académicos, entre otros perfiles, donde se realizan entrevistas exclusivas, se propician y se abren los principales debates que atraviesan a la industria. encuentros cara a cara (networking)

El evento en Colombia se desarrollará el próximo 24 y 25 de octubre, en el exclusivo JW Marriot Bogotá, se desarrollará el Latam Future Energy Andean Renewable Energy Summit como el evento de referencia para explorar las últimas tendencias y desarrollos en el campo de las energías renovables en la región andina.

Respecto a Chile, los días 28 y 29 de noviembre, en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago, tendrá lugar el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, que congregará personalidades de las energías renovables vinculadas al Cono Sur.

Entre los speakers en Colombia, pueden destacarse:

Maria Urrea – Head of Sales Colombia, CA & The Caribbean – JA Solar
Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis
Alejo López – VP Sales Latam – Nextracker
Danilo Pacavita – Product and Solution Manager – LONGi Latam
Felipe Morales – Sales Manager Colombia – Risen
Juan Camilo Vallejo – Director Ejecutivo – FENOGE
José Luis Blesa – Director – Latin America – Seraphim
Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Julián Tovar – Product Marketing Manager Colombia – Growatt
Luigi Zenteno – Gerente Comercial Zona Andina – UL Solutions
Victoria Sandoval – Sales Manager – JA Solar
Javier Salinas – Sales Manager Latin America – Nextracker
Miguel Hernández – Presidente – ACOSOL
Kathrine Simancas – Directora de Energía & Gas – Andesco
Juan Carlos Badillo – Managing Partner – AtZ Investment Partners
Angela Castillo – BD Director Latin America (CC) – Black and Veatch

Respecto a Chile, entre los participantes se encuentran:

Andrés Rebolledo – Secretario Ejecutivo – OLADE
Víctor Sobarzo – Senior Manager Business Development – Ja Solar
Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Lucas Ponce – Product and Solution Manager – LONGi Latam
José Luis Blesa Gonzalez – Director – Latin America – Seraphim
Vandy Ferraz – Latin America Product Manager– Risen
Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis
Victoria Sandoval – Sales Manager – JA Solar

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La licitación RenMDI para proyectos de generación renovable y almacenamiento finalizó a mediados de julio con 98 parques ganadores que sumarán 630 MW de capacidad para reemplazar generación forzada y diversificar la matriz energética argentina.

Sin embargo, hubo 103 emprendimientos calificados a presentar sus ofertas económicas que no fueron adjudicados y, por ende, cerca de 1430 MW quedaron a la deriva y sin poder concretarse por este mecanismo de compra venta de energía, a pesar del elevado interés que mostró el sector renovable, que incluso sorprendió a varios actores de la industria.

Igualmente, los titulares de tales proyectos mantienen las expectativas sobre una nueva convocatoria y desde el gobierno nacional dejaron la puerta abierta a que próximamente se lleve a cabo otro llamado licitatorio. 

«Estamos analizando alguna especie de repechaje o segunda vuelta porque hubo mucho interés. Para ello nos encontramos estudiando el estado de la red, nodos y consumos, CAMMESA nos ayuda en eso, porque se debe justificar económicamente”, confió Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, en conversación exclusiva con Energía Estratégica durante un evento organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina.

“Por el momento del gobierno en el que estamos, si se hace algo será para aquellos proyectos que quedaron fuera de la RenMDI, porque no hay tiempo de hacer nuevas licitaciones desde cero y terminarlas. Pero el esquema de convocatoria en cuestión fue muy bueno y las próximas gestiones quizás pueden tomarlo para mejorarlo”, agregó.

Esto se debe a la alta oferta de renovables que prácticamente triplicó el cupo de la capacidad adjudicable, como también a los precios observados en la apertura de ofertas económicas, considerando que el promedio por megavatio hora (MWh) fue de USD 106,738 entre todas las fuentes de generación, lo que significó alrededor de un 25% por debajo del monto ponderado que se esperaba. 

Gobierno de Argentina prepara una nueva resolución para los proyectos truncados del Programa RenovAr

Sumado a que esos parques renovables podrían cumplir la función de ahorrar el uso del sistema de transporte y redes, como también generar un beneficio económico al reemplazar generación más costosa.

Y cabe recordar que esta no sería la primera vez que una subasta renovable en Argentina se amplíe de manera similar. Uno de los ejemplos más recordados fue en octubre del 2016 y tras el anuncio de la primera ronda del Programa RenovAr.

En aquel entonces ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, y el subsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind, lanzaron la ronda 1.5, dirigida exclusivamente a todos los proyectos que se presentaron en la Ronda 1 que quedaron fuera, ya sea por no haber calificado en la oferta técnica, no haber superado el precio de corte en la oferta económica, o porque el precio ofertado fue menos competitivo que los ganadores. 

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil puso a consulta pública (hasta el 16 de octubre) la primera Subasta de Transmisión del 2024, prevista a realizarse a fines de marzo del próximo año en la sede de B3, en São Paulo.

El llamado se dividirá en quince lotes y estará orientado a la construcción y mantenimiento de 6475 kilómetros en líneas nuevas y seccionadas, que podrían sumar 9200 MVA de capacidad de transformación al sistema eléctrico de Brasil.

De acuerdo a estimaciones de ANEEL, de concretarse todos estos proyectos, se invertirán cerca de R$ 20,5 mil millones y se crearán alrededor de 41000 empleos directos, por lo que la entidad ya la calificó como “una de las mayores de su tipo en la historia” del país. 

Los quince lotes propuestos tendrán diversos plazos de construcción, puntualmente de 42 a 72 meses y algunos de ellos tendrán una regla de acondicionamiento, ya que sus obras están directamente relacionadas. 

Por ejemplo, si el lote N° 1 no posee interesados, el N° 12 no será licitado. Hecho que ocurrirá de la misma manera para el caso del lote N° 6, dado que si no recibe ofertas, no se subastarán las etapas N° 14 y N°15 de esta convocatoria. 

Principales características

Nueve lotes prevén una inversión de más de R$ 1000 millones y siete de ellos contarán con la misión de ampliar los márgenes de conexión de nuevos proyectos de generación y atender el crecimiento de la demanda local en distintos puntos del país.

El resto tendrá el objetivo de enfrentar la expectativa de contratación de altos volúmenes de energía proveniente de proyectos de generación renovable en la región, con énfasis en parques eólicos y solares; o mismo simplemente el incremento de la capacidad de transmisión sistema

Mientras que, en términos financieros se destaca el ítem N°5, que contempla 12 líneas de transporte eléctrico y diversos tramos de transmisión por 1116 kilómetros entre los estados de Paraíba, Pernambuco, Alagoas y Bahía, sumado a dos nuevas subestaciones. Construcción para la cual se estima aproximadamente  R$ 3580 millones.

Además, para esta subasta, ANEEL dispuso una serie de cambios para “aumentar la seguridad en el proceso de licitación”, tales como que las empresas interesadas acrediten la ejecución de una obra similar correspondiente a, al menos, el 30% del tamaño de los proyectos del lote a disputar, ya sea extensión de una línea de igual voltaje o la potencia o equipo para las subestaciones. 

Por otra parte, el adjudicatario deberá presentar los estados financieros acompañados del dictamen de un auditor independiente registrado ante la Comisión Nacional de Valores. Y si el postor ganador fuera descalificado, los restantes postores serán llamados, según el orden ascendente de los valores de las ofertas, a presentar los documentos de calificación, siempre que acepten la propuesta financiera presentada por el postor descalificado. 

Pero si ninguna de esas entidades acepta tales términos, ANEEL podrá convocar una sesión pública extraordinaria para presentar una propuesta adicional o manifestación de desinterés. 

Lotes y obras previstas para la Subasta de Transmisión N°1 del 2024 de Brasil: 

Lote N°1 – Plazo de 60 meses 

LT 500 kV Quixadá – Crateús C1, CS, com 210,7 km;
LT 500 kV Crateús – Teresina IV C1, CS, com 230,6 km;
LT 230 kV Ibiapina II – Piripiri C3, com 88 km;
Trechos de LT 500 kV entre a SE Teresina IV e o seccionamento da LT 500 kV Tianguá – Teresina II C1 e C2, CD, com 2,0 km cada;
SE 500 kV Teresina IV;
SE 500 kV Crateús e Compensação Síncrona (-200/+300) Mvar.

Lote N°2 – 66 meses

LT 500 kV Curral Novo do Piauí II – São João do Piauí II C1, CS, com 219,7 km;
LT 500 kV São João do Piauí II – Ribeiro Gonçalves C3, CS, com 308 km;
Trechos de LT 500 kV entre a SE São João do Piauí II e o seccionamento da LT 500 kV São João do Piauí – Ribeiro Gonçalves C1 e C2, CD, com 3,7 km cada;
SE 500 kV São João do Piauí II.

Lote N°3 – 60 meses

LT 500 kV Morada Nova – Pacatuba C1, CS, con 146,7 km;
LT 230 kV Banabuiú – Morada Nova, C1, CS, con 55,9 km;LT 230 kV Morada Nova – Russas II, C1, CS, con 57,9 km;
LT 230 kV Alex – Morada Nova, C1, CS, con 61,8 km;
Tramos de LT 500 kV entre SE Pacatuba y el seccionamiento de LT 500 kVPecém II – Fortaleza II 05C2, CS, de 2 x 1,8 km;
Tramos de LT 500 kV entre SE Pacatuba y el seccionamiento de LT 500 kV Quixadá – Fortaleza II C1, CS, de 2 x 1,2 km;
Tramos de LT 500 kV entre SE Morada Nova y el tramo de LT 500 kV Açu III – Quixadá C1, CS, con 0,4 km cada uno;
Tramos de LT 230 kV entre SE Morada Nova y el tramo de LT 230 kV Banabuiú – Russas II C2, de 2 x 1,0 km;
Tramos de LT 230 kV entre SE Alex y el seccionamiento de LT 230 kV Banabuiú – Mossoró II C1, de 2 x 2,8 km;
SE 500/230 kV Morada Nova – (6+1R) x 300 MVA

Lote N°4 – 60 meses 

LT 500 kV Ceará Mirim II – João Pessoa II C1, CS, con 198 km;
LT 500 kV João Pessoa II – Pau Ferro C1, CS, con 87 km;
LT 500 kV Garanhuns II – Messias C1, CS, con 86 km;
Tramos de LT 230 kV entre SE Pilões III y el tramo de LT 230 kV Extremoz II – Campina Grande III C2, con 2 x 20 km;
SE 230/69 kV Pilones III – 2 x 150 MVA.

Lote N°5 – 66 meses

LT 500 kV Bom Nome II – Campo Formoso II C1, CS, con 369 km;
LT 500 kV Bom Nome II – Cebú III C1, CS, con 183,7 km;
LT 500 kV Cebú III – Olindina C1, CS, con 227 km;
LT 230 kV Bom Nome – Bom Nome II, C1, CS, con 4,54 km;
LT 230 kV Bom Nome – Bom Nome II, C2, CS, con 4,23 km;
LT 230 kV Cebú III – Floresta II, C1, CS, con 91,9 km;
LT 230 kV Cebú II – Cebú III, C1, CS, con 6,5 km;
LT 230 kV Cebú II – Cebú III, C2, CS, con 6,5 km;
LT 230 kV Araticum – Milagres C2, CS, con 19,25 km;
LT 230 kV Abaiara – Milagres C2, CS, con 14,78 km;
LT 230 kV Chapada III – Crato II C1, CS, con 168,92 km;
Tramos de LT 500 kV entre SE Bom Nome II y el tramo de LT 500 kV Milagres II – Luiz Gonzaga C1, CS, con 2 x 2,7 km;
Tramo de LT 230 kV entre SE Abaiara y el tramo de LT 230 kV Milagres – Crato II, C1, CS, con 1 x 14,21 km. Desactivación del tramo entre SE Milagres y el punto de seccionamiento;
SE 500/230/138 kV Bom Nome II – 500/230 kV – (6+1Res x 300 MVA) y 230/138 kV – 2 x 150 MVA;
SE 500/230 kV Cebú III – 500/230 kV – (6+1Res x 300 MVA).

Lote N° 6 – 66 meses 

LT 500 kV Jussiape – São João do Paraíso C1 y C2, CS, con 225 km cada uno;
LT 500 kV São João do Paraíso – Capelinha 3 C1, CS, con 254 km;
LT 500 kV Capelinha 3 – Itabira 5 C1, CS, con 241 km;
Tramos de LT 500 kV entre SE Jussiape y el tramo de LT 500 kV Igaporã III – Ibicoara C1, CS, con 2 x 3,0 km;
SE 500 kV Juassiape;
SE 500 kV São João do Paraíso y Compensación Síncrona (-200/+300) Mvar.

Lote N° 7 – 60 meses  

LT 230 kV Formosa do Rio Preto – Gilbués II, C1, CS, con 208 km;
LT 230 kV Formosa do Rio Preto – Dianópolis, C1, CS, con 182 km;
SE 230/138 kV Formosa do Rio Preto – (6+1Res) x 50 MVA y Compensación Síncrona.

Lote N° 8 – 42 meses 

SE 500/345 kV GNA I y II 
Transformación 500/345 kV – (3+1Res) x 500 MVA, con la incorporación de la subestación y las líneas de interés restringido de 500 y 345 kV

Lote N° 9 – 42 meses 

SE 230/138 kV Chapecoense – 2 x 150 MVA;
Tramos de LT 230 kV entre SE Chapecoense y el tramo de LT 230 kV Foz do Chapecó – Xanxerê, C1 y C2, con 3 km;

Lote N° 10 – 48 meses

SE 230/138 kV GV do Brasil – Transformación 230/138 kV (9+1Res) x 100 MVA y sector 138 kV.
LT 230 KV Itararé II – Capão Bonito, C1, con 108 km

Lote N° 11 – 48 meses 

LT 230 kV Inocência – Ilha Solteira 2, C4, CS, con 74,8 km;
SE 230/138 kV Anastácio – sustitución de los autotransformadores trifásicos TF1 y TF2 230/138 kV de 75 MVA por dos nuevas unidades 230/138 kV de 100 MVA; nuevo patio 138 kV – arreglo
Doble Barra 4 Teclas (BD4).

Lote N° 12 – 72 meses

LT 500 kV Teresina IV – Graça Aranha C1, CS, con 205,13 km;
LT 500 kV Boa Esperança – Graça Aranha C1, CS, con 188,4 km;

Lote N° 13 – 60 meses

LT 500 kV Ribeiro Gonçalves – Colinas C3, CS, con 368 km;
LT 230 kV Ribeiro Gonçalves – Ferries, C2, con 95km.

Lote N° 14 – 66 meses

LT 500 kV Ourolândia II – Jussiape C1 y C2, CS, con 318 km cada uno.

Lote N° 15 – 66 meses 

LT 500 kV São João do Paraíso – Padre Paraíso 2 C1, CS, con 175 km;
LT 500 kV Padre Paraíso 2 – Mutum C1, CS, con 334 km;

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El Coordinador Eléctrico Nacional de Chile dio a conocer que se esperan nuevos acoplamientos del costo marginal en el Mercado de Corto Plazo del país en aquellas horas de mayor irradiación solar y para los dos próximos años.

Puntualmente, el CEN determinó, a partir de una simulación, que habrá una caída en precio de la energía en horario solar ya que “tenderán a estar en 0 US$/MWh de forma persistente en gran parte del sistema”, sin perjuicio de la existencia de algunos escenarios del invierno de 2024, donde no se presentaría esta situación.

Mientras que para el año 2025, considerando los supuestos empleados en el estudio, la autoridad regulatoria señala que el acoplamiento se extenderá en todo el sistema gran parte del tiempo.

“Para las condiciones hidrológicas evaluadas, durante el año 2024 y 2025, en 8 de los 12 meses de cada año se prevé que el Sistema Eléctrico Nacional esté acoplado económicamente en “0 USD/MWh” en horario solar entre la zona norte y la zona sur”, afirmaron desde el CEN.

“A su vez, los costos marginales en las horas de madrugada y las horas de punta pueden variar entre 60 a 130 USD/MWh en la zona centro. Sin embargo, para escenarios de alta producción eólica en la zona sur, con activación de restricciones en el sistema de transmisión, los costos marginales en la madrugada y en la noche pueden alcanzar valores entre 0 y 100 USD/MWh desde la zona sur hasta la zona centro sur”, detallaron.

Además de escenarios hidrológicos, el análisis se dio a partir de una serie de supuestos, entre los que se incluye la disponibilidad máxima del gas natural licuado, aumento de la demanda, variaciones del valor de los combustibles, hasta la planificación de obras de generación y transmisión y el propio mantenimiento de otras centrales. 

Fraunhofer Chile remarcó que se triplicaron los vertimientos de energía renovable durante el 2022

¿A qué se debe tal situación? El Coordinador Eléctrico aludió principalmente a la sobreoferta de energía solar en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), que genera genera vertimientos en algunos nodos. 

Y cabe recordar que la potencia operativa renovable actual es de 14853 MW en el segmento de utility scale, además de otros 113 MW de almacenamiento + ERNC y 3 MW de renovables no convencionales + hidrógeno. 

Sumado a ello, para el corto y mediano plazo hay más de 6500 MW en construcción (5982 MW de ERNC y 416 MW de storage), por lo que la energía solar podría superar los 13000 MW de capacidad instalada. 

“Eso hace prever que el costo marginal nulo durante el horario solar será una característica persistente en los próximos años”, insiste un documento del CEN. Es decir que se mantendrá una problemática que data desde hace varios años en el país.

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TrinaTracker, empresa de Trina Solar especializada en el desarrollo y fabricación de seguidores solares dotados de Inteligencia Artificial, eligió a Brasil para ser el primer país fuera de China y España en contar con su propia fábrica de trackers. El equipo es ampliamente utilizado para aumentar la generación de energía a partir de paneles fotovoltaicos mediante el seguimiento del movimiento del sol durante el día.

Con la primera planta fuera de China y España, la capacidad de producción de seguidores aumentará un 33,3%, pasando de 7,5 a 10 GW anuales. La empresa matriz de TrinaTracker es Trina Solar, una de las mayores empresas del sector de la energía fotovoltaica y presente en Brasil y Chile desde 2017 y 2016, respectivamente. La empresa ofrece soluciones integradas a través de una cartera de productos que incluye paneles fotovoltaicos, seguidores solares y equipos de almacenamiento de energía.

La marca cuenta actualmente con dos plantas industriales, una en la ciudad de Changzhou (China) y otra en Viana (España), que juntas tienen la capacidad instalada para producir el equivalente a 7,5 GW de seguidores al año.

La nueva fábrica se está instalando en Salvador, capital de Bahía, y se calcula que empezará a funcionar en el último trimestre de 2023. Inicialmente, tendrá capacidad para producir 2,5 GW de seguidores, pero podría ampliarse si aumenta la demanda. Además de atender al mercado local, la unidad brasileña podrá suministrar seguidores a otros países latinoamericanos.

Según Álvaro García-Maltrás, vicepresidente para América Latina de Trina Solar, la producción de seguidores en Brasil contribuirá a reforzar la ventaja competitiva tanto de TrinaTracker como de su empresa matriz, Trina Solar. «Además de que la fabricación local permite plazos de entrega más cortos en comparación con los equipos importados, el cliente final podrá contar con líneas de crédito del BNDES/BNB para financiar sus proyectos solares.»

En la segunda quincena de agosto, el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) aprobó a Trina Tracker Brasil como proveedor acreditado, etapa que precede a la calificación para que sus productos y equipos puedan ser adquiridos a través de líneas de crédito y programas del banco estatal, como el de Financiación de Máquinas y Equipos (Finame).

García-Maltrás también destaca otras ventajas, como el hecho de que los clientes podrán contar con la asistencia técnica de un equipo de ingenieros brasileños, así como con un stock garantizado de equipos y piezas para una rápida reposición durante la operación y mantenimiento de sus plantas. «La nueva fábrica contará con un equipo especializado y con amplia experiencia en seguidores solares para garantizar la correcta instalación de los equipos, su correcta puesta en marcha y una rápida atención.»

Con una línea de producción automatizada en su mayor parte, la planta de Salvador de Bahía reunirá un equipo multidisciplinar, que incluye especialistas en la fabricación de equipos mecánicos y electrónicos, supervisores de montaje y calidad, profesionales de comercio exterior, logística y finanzas, así como un equipo de posventa. En Brasil se fabricarán seguidores de última generación desarrollados por TrinaTracker, que incorporan el algoritmo de seguimiento inteligente SuperTrack, que calcula el ángulo y el movimiento ideales para cada fila de paneles con el fin de maximizar la producción de energía durante los periodos de irradiación difusa e incluso en terrenos irregulares con diversas pendientes. SuperTrack permite aumentar la generación de energía hasta un 8%.

Según el último informe de Wood Mackenzie, empresa especializada en investigación energética, TrinaTracker es uno de los mayores proveedores de seguidores solares de América Latina y el Caribe, situándose en el Top 5 de los mayores fabricantes.

Con la puesta en marcha de la planta en Salvador, la empresa espera que las ventas de seguidores en el mercado brasileño se dupliquen en el primer año en comparación con el volumen estimado hasta finales de 2023, que es de aproximadamente 1 GW. Este optimismo está relacionado con un aumento significativo de las consultas relacionadas con nuevos proyectos de generación distribuida y centralizada. Cabe destacar que la elección de la capital de Bahía para instalar la central tuvo en cuenta una combinación de factores. Uno de ellos es que la región nordeste alberga la mayoría de los proyectos de centrales solares de Brasil. Otro es que Salvador tiene puerto y autopistas, lo que facilita el transporte de la producción.

«La instalación de la fábrica de TrinaTracker en Brasil es una demostración más de la convicción de Trina Solar en el potencial de crecimiento del mercado solar brasileño. Hemos invertido fuertemente en la producción local y en la cualificación cada vez mayor de nuestros técnicos, con el objetivo de estar cerca de nuestros clientes para entender sus necesidades y servirles cada vez mejor. Creemos que así contribuimos eficazmente al desarrollo del sector fotovoltaico», afirma García-Maltrás.40.

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SOFAR presenta sus últimas innovaciones que abarcan aplicaciones residenciales, comerciales e industriales en Intersolar América del Sur 2023, una de las exposiciones más grandes e influyentes para la industria de energías renovables en América del Sur.

Brasil es un mercado emergente en el sector solar. Atendiendo a esta tendencia, SOFAR ha introducido la serie 40-75KTLX-G3-LV de inversores trifásicos de baja tensión especializados para el mercado brasileño, que satisfacen de manera perfecta las necesidades de las redes eléctricas brasileñas con una mayor confiabilidad.

El producto combina tres ventajas de altos rendimientos, seguridad garantizada y bajo costo, lo que mejorará aún más la competitividad de la empresa a nivel local.

Para los propietarios que buscan lograr un alto grado de independencia energética, un suministro de energía confiable y precios de energía asequibles, SOFAR PowerNano es la solución perfecta.

Como una solución integral de microinversor, concentrador de hogar inteligente y batería de corriente alterna, PowerNano se puede instalar fácilmente en balcones, techos y otros escenarios residenciales gracias a su diseño modular y características plug-and-play.

Perfectamente compatible con módulos PV de alta potencia de 182/210 mm, el sistema puede lograr un aumento de hasta el 5% en los rendimientos de energía. Además, con un voltaje de CC <60V, apagado rápido (Rapid Shutdown, RSD) e IP67, garantiza la seguridad para los miembros de la familia.

Al mismo tiempo, el recientemente lanzado SOFAR PowerMega diseñado para sistemas solares de utilidad también está en el centro de atención y ha suscitado un gran interés.

Con una eficiencia máxima del 99,05% y una corriente de entrada de 20A por MPPT, PowerMega permite rendimientos de energía más altos. Con IP66 y resistencia a la corrosión C5-M, el inversor de 350 kW logra sobrevivir en entornos adversos con una temperatura de funcionamiento de -30 ℃ a 60 ℃, lo que lo hace adecuado para el clima cálido y húmedo de Brasil.

«Estamos observando un gran aumento en nuestros envíos en Brasil, y también hemos establecido asociaciones con importantes actores locales. Gracias a los nuevos productos emergentes, hemos completado un portafolio de soluciones integral», dijo Roy Du, Jefe de SOFAR LATAM.

«En el futuro, SOFAR seguirá cumpliendo con el compromiso de aprovechar la tecnología inteligente para impulsar la transición global hacia la limpieza y crear una comunidad ecológica para todos», resaltó.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder a nivel global de soluciones integrales de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía, y está comprometido a ser líder en soluciones de energía digital con un portafolio completo que incluye inversores PV, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de baterías, sistemas ESS de utilidad, sistemas de microinversores y el sistema de gestión de energía inteligente SOFAR Monitor para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Para 2021, SOFAR ingresó al TOP5 de las marcas globales de inversores híbridos, estableció 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 10 GW para inversores PV y de almacenamiento y 1 GWh para baterías. Hasta 2022, SOFAR ha enviado más de 18 GW de inversores a más de 100 países y regiones de todo el mundo.

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Desde que ENGIE Chile anunció su plan de transformación, se ha puesto como objetivo reconvertir parte de sus terrenos, abriéndole paso a nuevas fuentes de generación de energía renovable y, al mismo tiempo, desarrollando tecnologías que entreguen mayor seguridad al sistema.

Es así como en febrero de 2022 inició la operación comercial de la Planta Solar Tamaya (114 MWac), ubicada a un costado de la ex central diésel de la compañía en la comuna de Tocopilla, región de Antofagasta. Y ahora, dando un nuevo paso en la transición energética, anunció que ya comenzó la construcción de un sistema de almacenamiento en base a Battery Energy Storage System (BESS) denominado “BESS Tamaya”.

El proyecto podrá almacenar diariamente 418 MWh de energía con una capacidad instalada de 68 MW -de más de 5 horas de almacenamiento en el inicio de su vida útil-, a través de 152 contenedores que, gracias a una solución basada en baterías de litio e integrada por la empresa Sungrow Power Supply, recibirán la energía generada por el parque solar fotovoltaico. Esto hará más eficiente el sistema y permitirá suministrar energía renovable durante las horas de mayor demanda.

«Estas soluciones son claves para servir a nuestro plan de descarbonización, dado que BESS Tamaya supondrá una reducción de emisiones de 42.187 toneladas de CO2 al año, lo que equivale a retirar de la circulación aproximadamente 14.500 vehículos de combustión convencional. Creemos que los sistemas de almacenamiento son un pilar fundamental de nuestro compromiso ESG, y es por ello que continuaremos desarrollando esta tecnología», señaló Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile.

BESS Tamaya, cuya construcción comenzó durante la primera semana de agosto, se suma al portafolio de proyectos y sitios en operación en base a sistemas de almacenamiento de ENGIE Chile. Actualmente, la compañía se encuentra construyendo una de las iniciativas más grandes de América Latina llamada “BESS Coya”, la cual tendrá una capacidad de almacenamiento de 638 MWh; y en 2018 fue pionera en el país al instalar “BESS Arica” (2 MWh) en una de las subestaciones de la compañía en el norte del país. Al final de la construcción de BESS Tamaya, ENGIE tendrá una capacidad de almacenamiento superior a 1GWh.

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.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó el listado de obras presentadas en la convocatoria abierta para proyectos de transmisión “urgentes y necesarios” que no fueron incorporadas en los procesos de planificación del sistema interconectado. 

Este resultado llegó tras más de ocho meses desde que se lanzó el llamado público y, a través de la Resolución Exenta N° 390, se definieron catorce obras que califican para ser aprobadas en miras del fortalecimiento de los sistemas de transmisión, conforme a lo dispuesto en el artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Marco Antonio Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, valoró el trabajo realizado por el Subdepartamento de Proyectos y Acceso a la Red, lo que permitirá avanzar en el proceso de descarbonización de la matriz energética, considerando que este open season es uno de los compromisos de la Agenda Inicial para el Segundo Tiempo de la Transición Energética, impulsada por el Ministerio de Energía, 

“El listado de proyecto muestra la incorporación de tecnologías para aportar flexibilidad en la operación de las redes de transmisión en la zona norte del Sistema Eléctrico Nacional, además de buscar fortalecer otras zonas, especialmente en el sur y en la región Metropolitana, con la construcción de nuevas subestaciones y la ampliación de estas instalaciones”, explicó la autoridad sectorial.

De acuerdo al documento compartido por la Comisión Nacional de Energía, las entidades que postularon los catorce proyectos de transmisión urgentes y necesarios que fueron preliminarmente aprobados: Transelec, Interchile, Empresa de Transmisión Eléctrica Transemel, Sistema de Transmisión del Sur y Sociedad Transmisora Metropolitana II.

En el primero de los casos, la compañía fundada en el año 1988 propuso el sistema de control de control de flujos para la línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada, que considera la instalación de equipos basados en tecnologías tipo FACTS M-SSSC modular monofásico Static Synchronous Series Compensator. 

Interchile, por su parte, tuvo la aprobación de la ampliación de la subestación Nueva Maitencillo 220kV y de la SE Nueva Pan de Azúcar 220 kV (ambas contemplan  la extensión de la plataforma y galpón GIS, barras principales GIS y todas las instalaciones comunes); como también una nueva SE que seccionará la línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico 2×500 kV, eliminando los efectos adversos de una falla en uno de los circuitos del corredor de 500 kV. 

Dentro de las obras publicadas, también se incluyó una de la Empresa de Transmisión Eléctrica Transemel, puntualmente aquella que consiste en la construcción de una Subestación Seccionadora Alto de Ramírez para la línea Cóndores – Parinacota 1×220 kV. 

Mientras que Sistema de Transmisión del Sur, entidad que actualmente compite en la licitación correspondiente a los decretos exentos N° 185/2021 y N° 200/2022, tuvo cuatro aprobaciones. 

Desde un nuevo transformador SE San Fabian 220/13,8 kV 30 MVA para abastecer la demanda de los clientes localizados en la zona oriente de la Región de Ñuble, hasta tres ampliaciones como lo son para la SE Paranal nueva Barra 66 kV, la SE Montenegro Barra 154 kV y Barras 220 kV en SE Chiloé que permita  conectar la línea Parque Eólico San Pedro – Chiloé 1×220 kV.

Por último, se consideraron la construcción de cinco nuevas subestaciones manifestadas por Sociedad Transmisora Metropolitana II: 

SE seccionadora ENEA para la LT Tap San Pablo – Tap Lo Prado 110 kV.
SE Huechuraba, que seccionará la línea El Salto – Cerro Navia 2×110 kV a una distancia de 2,3 km desde el tap-off de la S/E Recoleta.
SE Santa Leonor para la línea Padre Hurtado – Santa Marta 1×110 kV
SE Nueva Chacabuco sesionará la actual red Cerro Navia – Las Vegas 2×110 kV en las cercanías con su intersección con la línea Tap Chacabuco – Chacabuco 2×110 kV.
SE Reina Norte (Colina), que contempla también la configuración interruptor y medio, que seccionará la línea Polpaico – El Salto 220 kV. 

Los interesados en desarrollar algunas de las obras mencionadas deberán presentar todos los antecedentes requeridos para la solicitud de obra urgente, siendo su evaluación responsabilidad del Coordinador Eléctrico Nacional como de la CNE y, en función de ello, aprobar o rechazar la presentación de las obras correspondientes. 

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DAS Solar, marca líder en tecnología tipo N en el ámbito de la energía solar, participó del reciente evento organizado por Future Energy Summit, denominado Brazil Future Energy Virtual Summit, en donde se analizó la situación actual del mercado y las perspectivas a futuro para la región. 

Tal es así que Eduard Joseph Krummenauer, senior sales manager de la compañía, señaló que este último año hubo una variación “abrupta” del precio bruto de los equipos, hecho que afectó a antiguas adquisiciones, contratos y garantías de entrega. 

Pero también reconoció que “prácticamente se doblegó la producción en los últimos doce meses”, incluso logrando nuevo récord de envío mensual por 2 GW, y vaticinó que el panorama en Brasil mejorará a partir del 2024. 

“La generación centralizada tendrá un poco más de influencia. Será interesante ver cómo los fabricantes se centrarán en ese mercado, con un proceso más robusto y profesional, y la energía solar seguirá ofreciendo precios más viables que las otras matrices de las empresas energéticas del país”, afirmó. 

“Pase lo que pase, se sufre un poco más con la participación y el interés en Brasil para mayor financiación, pero los mejores proyectos terminan ganando. Por lo que termina generando una necesidad de un emprendimiento mejor diseñado, más elaborado y tener una factibilidad técnica y financiera mejor para el próximo año”, aclaró. 

De acuerdo a últimos reportes de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil, se esperan nuevos récords de expansión de la capacidad renovable durante la actual década, con aproximadamente 93 GW entre parques eólicos y solares de generación centralizada. 

La fotovoltaica será la que tenga el mayor papel en ese ámbito, debido a que se podrían incorporar al Sistema Eléctrico Nacional más de 1740 plantas fotovoltaicas, por alrededor de 75,58 GW de potencia, gracias a las subastas de nueva energía llevadas a cabo en los últimos años. Hecho que, de concretarse, hará que la energía solar supere los 100 GW de capacidad operativa. 

Propuestas de mejora 

Desde DAS Solar volvieron a poner el foco en la búsqueda de estandarización y armonización de la industria en toda la cadena de valor, en pos de apoyar a la industria renovable en la operación de los proyectos, principalmente aquellos dedicados a la generación centralizada. 

“Si la estandarización evoluciona de la forma que se planea, ayudará a mediano y largo plazo, inclusive al reemplazo de equipamiento con tecnología más nueva, por lo que podríamos hacer que el CAPEX o el retorno del proyecto sea más viable. Es una simplificación que beneficiará al sector”, sostuvo Eduard Joseph Krummenauer. 

Cabe recordar que a mediados de julio del corriente año se dio a conocer que el módulo rectangular de 72 celdas de DAS Solar adoptará unas dimensiones de 2382 mm x 1134 mm, lo que optimizó las dimensiones de los módulos con ocho empresas fotovoltaicas, mejoró la encapsulación e introdujo un diseño mejorado en la actualización de los módulos rectangulares de tipo N. Como resultado, estos módulos exhiben una mayor potencia de salida y eficiencia de conversión en comparación con los módulos tradicionales anteriores.

Y al abogar por la estandarización, las empresas podrán mitigar los cuellos de botella de la cadena de suministro, reducir el desperdicio de materiales y facilitar la integración perfecta dentro de los diseños de los sistemas del cliente, al mismo tiempo que promueven los valores ESG en toda la industria.

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El Ente Operador Regional de América Central, EOR, firmó contrato con la empresa HITACHI ENERGY USA Inc., hecho que da inicio a la modernización de su principal infraestructura tecnológica que permitirá mejorar los servicios que el EOR brinda a la región, mediante el abastecimiento de energía eléctrica, seguro, confiable, económico y sostenible en beneficio de los habitantes de América Central.

Disponer de este sistema moderno especializado y de última generación, fortalece la capacidad de la supervisión en tiempo real y la operación del Sistema Eléctrico Regional que el EOR realiza en coordinación con los seis (6) Operadores de Sistema y Mercado Eléctrico nacionales: AMM de Guatemala, UT de El Salvador, CND-ENEE de Honduras, CNDC-ENATREL de Nicaragua, DOCSE-ICE de Costa Rica y CND-ETESA de Panamá, contribuyendo a elevar el nivel de prevención, detección y respuesta del EOR ante situaciones asociadas a fallas en la red eléctrica regional que puedan afectar el suministro de electricidad.

Gracias al apoyo de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), entidad reguladora del Mercado Eléctrico de América Central, quien después de revisar la solicitud del EOR para la adquisición de esta nueva infraestructura de misión crítica, aprobó los recursos financieros para la ejecución de la Fase I del proyecto, el cual comprende 2 etapas, a ser ejecutadas entre 2023 – 2027. (Resolución CRIE-21-2023).

La inversión aprobada para la primera fase asciende a un monto de 4.3 millones de dólares de los Estados Unidos de América e incluye el suministro de software, hardware, ingeniería y capacitación, entre otros.

La instalación y puesta en marcha de este sistema especializado se realizará en El Salvador, país sede del EOR y su implementación tendrá una duración de 18 meses.

“La modernización de esta infraestructura tecnológica de última generación se fundamenta en la necesidad de disponer de adecuadas herramientas que permitan atender tanto las demandas actuales como los desafíos en la ruta de la expansión y evolución del MER”, explicó el director ejecutivo del EOR, Ing. René González.

La firma del contrato fue celebrada por el ingeniero René González C., director ejecutivo del EOR, y los ingenieros George Galaz, vicepresidente y gerente general y Francisco Forn, vicepresidente de la Unidad de Network Control, ambos representantes de HITACHI ENERGY USA Inc

FUNCIONALIDADES DEL SCADA/EMS EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL

El Sistema SCADA, Supervisory Control and Data Adquisition, que se traduce como Sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos, proporciona una capacidad fundamental para monitorear y controlar en tiempo real el funcionamiento del sistema, permitiendo una gestión eficiente y segura, es decir, que su implementación contribuye a minimizar los riesgos y brindar un servicio de calidad a los usuarios.

“Por tanto, se puede determinar que es importante para el Operador Regional contar con un moderno y actualizado sistema SCADA y su requerimiento está respaldado en la regulación regional del Mercado Eléctrico Regional”, agrego el Ing. González

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Sungrow, proveedor líder en soluciones de inversores fotovoltaicos y almacenamiento con más de 26 años de experiencia en el mercado, puso la mirada en la estructuralidad del negocio en la región y cómo brindarles seguridad a los clientes ante la amplia oferta que hay en el sector. 

Rafael Ribeiro, country manager de Sungrow Brasil, dialogó sobre dichos temas durante el último panel del evento organizado por Future Energy Summit (FES), denominado Brazil Future Energy Virtual Summit, y puso el foco en los nuevos productos que arribarán a la región y en cómo tratar con los usuarios una vez consumada la venta de los equipos. 

“Estamos presentes en diferentes rubros, con inversores a partir de los 2 kW en micro y mini generación distribuida, además de la generación centralizada que agrega toda la cadena de clientes. Y llevaremos algunas novedades a Intersolar, como por ejemplo cargadores vehiculares, robots de limpieza, entre otras actividades que podrían avanzar en esa parte renovable en varios segmentos”, destacó.

“El diferencial pasa por la competitividad. Tratar con una empresa global que invirtió mucho en este tema desde la cadena productiva y nuevos componentes”, agregó. 

Cabe recordar que, a lo largo del 2023, Sungrow entregó 3,3 GW sólo en el mercado de Brasil y más de 10 GW instalados en toda la matriz energética brasileña desde su llegada al país hace siete años atrás. 

Mientras que a nivel global, y a pesar de las dificultades dadas en 2022 en cuanto a disponibilidad de insumos y componentes, Sungrow proporcionó 78 GW en todo el mundo y su capacidad de producción anual de inversores alcanza los 300 GW. 

“Entender el post venta también es un diferencial que nos identificó. La compañía intentó crecer mucho en el mercado centralizado y acabó poniendo de lado a la generación distribuida, principalmente el residencial, por lo nuevamente apuntamos al segmento de la mingeneración en el que invertimos muchos años”, remarcó Ribeiro.

“De tal manera que contamos con más de 1300 inversores en stock para atención post venta, cambiamos las políticas de garantía para tratar dar ese diferencial comparado con el mercado y generar agilidad en los tiempos de respuesta y en el call center cuando el cliente lo necesita”, amplió. 

“Asimismo, estamos ubicándonos en un área en el norte de Minas Gerais y una zona de Mossoró para tratar de reducir ese tiempo, sumado a que ya hicimos toda una cadena logística por el cliente vía correo”, concluyó el country manager de Sungrow Brasil. 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile llevó a cabo la apertura de ofertas económicas del proceso de licitación pública e internacional de las obras de ampliación del sistema de transmisión nacional y zonal en distintos puntos del país, correspondientes a los decretos exentos N° 185/2021 y N° 200/2022. 

Convocatoria que tuvo varias prórrogas en el camino desde la promulgación del primer dictamen mencionado, pero que a principios de julio del corriente año finalmente se conocieron todas las ofertas administrativas y técnicas de las ocho empresas interesadas: Ametel, Monlux, CAM Chile, Elecnor, Sistemas de Transmisión del Sur, Agrosonda, CAVCO y Efacec

Aunque cabe aclarar que, tras la calificación del CEN, Efacec fue la única compañía que no aprobó etapa de evaluación administrativa (había presentado una propuesta para la ampliación en la subestación eléctrica Leyda). 

Mientras que a Elecnor y Monlux se les desestimó una de sus ofertas a cada entidad (Amp. SE Don Héctor y seccionamiento de la línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada a Elecnor y expansión en S/E Hospital y S/E Isla de Maipo a Monlux), debido a que tales obras no pasaron la etapa de evaluación técnica. 

Energía Estratégica trae a continuación los precios de todas las iniciativas que sí siguen en carrera en la licitación pública para ampliar el sistema de transporte eléctrico de Chile:

Sistemas de Transmisión del Sur SA: 

Ampliación en S/E San Pablo: USD 5.550.000

Elecnor:

S/E La Pólvora: USD 3.451.676,29
S/E Hualqui 220 kV: USD 2.861.645,57
Aumento de capacidad de línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén, tramo Concepción – Hualpén: USD 9.997.018,52

Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos S.A (Ametel):

SE Isla de Maipo y SE Hospital: 13.622.547,53
SE Panguilemo: USD 5.434.673,65
SE La Pólvora: USD 4.123.381,10 (Oferta entre valor máximo y margen de reserva)
SE Nueva Pozo Almonte: USD 4.285.967,90
SE Casas Viejas: USD 6.932.212,73
SE Peñablanca: USD 6.483.800,13
SE San Pablo: USD 6.797.391,92 (Oferta entre valor máximo y margen de reserva)
SE Leyda: USD 6.386.587,93 (Precio ofertado mayor al valor margen de reserva)
SE Lagunillas: USD 3.338.860,38
SE Hualqui: USD 3.349.056,16
SE Los Maquis 66kV, nuevo transformador y seccionamiento línea 2×66 kV Itahue – Talca: USD 7.438.139,97
SE Chimbarongo con seccionamiento de la líneas de 66 kV San Fernando – Teno, además de la ampliación en SE Las Cabras: USD 13.575.041,50

Ingeniería Agrosonda SPA: 

S/E Don Héctor 220 kV (IM) y seccionamiento línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada: USD 18.787.422

Monlux:

Amp. S/E Panguileno: USD 5.806.383
Amp. SE Los Maquis 66kV, nuevo transformador y seccionamiento línea 2×66 kV Itahue – Talca: USD 6.625.409
Amp. SE Casas Viejas: USD 12.682.377 (Precio ofertado mayor al valor margen de reserva)
Amp. SE San Pablo: USD 8.397.961 (Precio ofertado mayor al valor margen de reserva)
Amp. SE Leyda: USD 9.187.771 (Precio ofertado mayor al valor margen de reserva)
Amp. SE Chimbarongo y seccionamiento línea 1×66 kV San Fernando – Teno; más la expansión SE Las Cabras: USD 11.887.184

CAVCO: 

S/E Leyda USD 5.498.220

CAM Chile

Amp. S/E Panguileno: USD 7.937.097 
Amp. S/E Casas Viejas: USD 11.002.774 
Amp. S/E San Pablo: USD 9.048.945
Amp. S/E Leyda: USD 8.179.410 
Amp. S/E Hospital: USD 10.017.112 
Amp. SE Chimbarongo y seccionamiento línea 1×66 kV San Fernando – Teno: 10.136.644 
Amp. SE Dalcahue: USD 8.900.954 
Amp. SE Las Cabras: USD 7.688.088 

En el caso de CAM Chile es preciso señalar que todas sus propuestas económicas tuvieron un precio ofertado mayor al valor margen de reserva, de acuerdo a la información que el Coordinador Eléctrico Nacional compartió durante la apertura de sobres “B”. 

Mientras que el CEN también dio un plazo de tres días hábiles para que las empresas que han entregado una oferta entre el valor máximo y el margen de reserva, podrán realizar un reajuste al precio presentado hasta el miércoles 30 de agosto. 

¿Por qué? Ello se debe a que el mismo día de la apertura de tales ofertas se dio a conocer la Resolución Exenta Reservada N° 389 de la Comisión Nacional de Energía, por la que se dio a conocer el monto máximo y el de margen de reserva para las obras en cuestión. 

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La región de Querétaro, ubicada en el centro-norte de México, tiene un gran potencial para la generación de energía eléctrica debido a diversas características geográficas, climáticas y económicas.

De acuerdo Agencia de Energía de Querétaro, este estado se ha puesto en el centro de la escena en el país por su atractivo portafolio de 59 proyectos en cartera, que en conjunto representan una asombrosa inversión de 89 mil millones de pesos.

A través de un comunicado, Marco Del Prete Tercero, secretario de Desarrollo Sustentable, reveló que entre estos proyectos, 12 son expansiones, y señaló la posibilidad de que muchos de ellos sean impulsores del fenómeno conocido como Nearshoring.

En efecto, la Secretaría de Economía reveló que la Inversión Extranjera Directa (FDI por sus siglas en inglés) acumulada desde 2006, asciende a 4.700 millones de dólares. Para este primer trimestre de 2023, la FDI totalizó 148 millones de dólares mientras que en 2022 el total acumulado fue de 264 millones de dólares.

Estas cifras demuestran de que la tendencia crece con fuerza de una manera exponencial y que con el trabajo en conjunto del gobierno y la industria para llevar confianza a los inversores podría seguir detonando aún más.

De esta forma, el apetito por invertir y el crecimiento económico no pasan desapercibido en la región, con actores clave como la industria automotriz, aeroespacial, y de Tecnologías de la Información (TI) y Centros de Datos, buscando relocalización o la expansión de sus operaciones en el estado.

Según los datos proporcionados por la Agencia, dentro del sector de Centros de Datos, se destaca la presencia de 18 proyectos, los cuales totalizan una inversión significativa de ocho mil 500 millones de dólares. Sin embargo, el secretario señaló que cerca del 45% de estos proyectos ya se encuentran en pleno proceso de construcción.

«Hemos mantenido en cartera los proyectos que están cerca de la confirmación. Aunque algunos aún no pueden ser anunciados, de los 18 proyectos, todos en el campo de Centros de Datos, es crucial comprender que la construcción y equipamiento de estas instalaciones no es un proceso instantáneo. Requiere alrededor de año y medio para edificar y completar las infraestructuras«, explicó Del Prete Tercero.

A su vez, destacó que una proporción de estos proyectos se posicionan en las cercanías del Aeropuerto Intercontinental (AIQ), siendo este lugar un punto crucial debido al extenso uso de anillos de fibra óptica y la disponibilidad de energía eléctrica. Se pronostica que esta área se convertirá en el núcleo de los Centros de Datos tanto a nivel estatal como nacional.

La inversión en infraestructura energética también ha reforzado la confianza de los inversores y la industria existente en Querétaro. Del Prete Tercero remarcó que el 75% del consumo de energía se atribuye a la industria, justificando así los esfuerzos por mejorar la capacidad de suministro.

En este sentido, la planificada construcción de la primera subestación eléctrica, proclamada por la Agencia de Energía de Querétaro, con una potencial demanda de 900 megavatios, viene a jugar un papel importante para detonar la industria.

Expectativas de los especialistas

En este contexto, Raúl Moreno, experto en el sector eléctrico resumió el potencial de la región en sus redes sociales y reveló: “Estados Unidos es uno de los socios comerciales más importantes de Querétaro, al contar con cerca de 540 empresas instaladas».

“Dada la importante cadena de proveeduría que posee la región, el estado tiene la gran oportunidad para aprovechar fenómenos como el nearshoring y ser líder en el sector”, agregó.

A su vez, Renato Villaseñor, ex presidente del Clúster Automotriz de Querétaro, coincidió con la reflexión de Moreno y añadió a través de su cuenta en LinkedIn: “El modelo de Triple Hélice donde Industria + Gobierno + Academia realmente generan una sinergia única consolida y convierte a Querétaro en un Polo de innovación”.

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De acuerdo a las estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés), este año la inversión en energía solar alcanzará en todo el planeta los u$s390.000 millones y, por primera vez en la historia, superará el capital destinado a la industria petrolera.

En este marco, a través de sus redes sociales, Fatih Birol, director ejecutivo de la IEA, destacó en sus redes sociales: «Esto refleja el importante cambio que se está produciendo en los sistemas energéticos de todo el mundo. Y es otra señal de que la energía limpia avanza más rápido de lo que mucha gente piensa».

Solar is set to attract more capital than global oil production in 2023 for the first time

This reflects the major shift taking place in energy systems around the world. And it’s another sign that clean energy is moving faster than many people think https://t.co/VTSt02d5i5 pic.twitter.com/9izVDgoup9

— Fatih Birol (@fbirol) August 25, 2023

Fuerte impulso de la energía solar en Europa

Cada vez más empresas europeas adoptan sistemas fotovoltaicos para cumplir con los criterios ESG e ir dejando atrás las fuentes de energía convencionales que tanto afectan al medio ambiente.

De acuerdo al informe, España ya había alcanzado en 2022 un nivel de maduración en energía solar que le permitió hacer frente al 16% de la demanda en julio de 2022, pero este año, para el mismo mes, el sector aportó el 24% del total, mientras que en Grecia en el pico de demanda eléctrica del 24 de julio la energía solar fotovoltaica cubrió el 33,8% de la demanda.

No obstante, para la AIE, el desafío de alcanzar el «Escenario Cero Neto» en el 2050, «requerirá ambición política continua y esfuerzo de los actores públicos y privados, especialmente en el área de integración de la red y para abordar los desafíos de política, regulación y financiación».

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La Secretaría Nacional de Energía (SNE) hace del conocimiento público su complacencia tras la aprobación por parte de la Asamblea General de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) de la Resolución que declara el 26 DE ENERO de cada año como el “Día Internacional de la Energía Limpia”, propuesta que fue co-presentada por Panamá y Emiratos Árabes Unidos, con el interés de establecer un recordatorio anual dirigido a lograr la sostenibilidad energética y climática a nivel mundial.

Este es el resultado de una iniciativa proyectada por la SNE hace aproximadamente tres años, al presentar una propuesta inicial a la Cancillería panameña y al Ministerio de Ambiente, como potencial herramienta para fortalecer el involucramiento a nivel global de los tomadores de decisiones públicos y privados, así como a la población en general, a bien de contar con un momento al año para rendir cuentas de los avances desarrollados y los desafíos pendientes, enfocados a lograr los objetivos y compromisos nacionales y globales, respecto a energía sostenible y limpia para todos en el año 2030 y más allá.

Como parte del proceso llevado a cabo durante este tiempo, se logró contar primero con el respaldo unánime a la propuesta por parte del Consejo de Ministros del SICA y luego igualmente por el Consejo de Ministros de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), además de diversos países de otros continentes y de organizaciones internacionales. Dentro de ese proceso de recabar respaldo internacional para la propuesta, y en el marco de la interacción intergubernamental a lo interno de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), se coincidió con que los Emiratos Árabes Unidos tenía también un borrador de propuesta muy similar al de Panamá, por lo que tanto a nivel de las entidades energéticas de ambos países, como de los respectivos Ministerios de Relaciones Exteriores y las misiones permanentes ante las Naciones Unidas, se desarrolló un constructivo e intenso proceso de acercamiento y conversación entre ambas propuestas, logrando llegar a un documento consensuado que luego fue sometido a consideración del resto de las delegaciones en dicho organismo mundial, lo cual conllevó al respaldo inicial de diversos países amigos que se sumaron de inmediato a co-patrocinar esta propuesta conjunta.

En ese sentido, la SNE también extiende su agradecimiento al Ministerio de Relaciones Exteriores de Panamá, a cargo de la Ministra Janaina Tewaney Mencomo, y a la Misión Permanente de Panamá ante la ONU en Nueva York, encabezada por Markova Concepción Jaramillo; e igual, a los representantes de los países que desde el primer momento apoyaron la propuesta, son ellos: Arabia Saudita, Baréin, Brasil, Cabo Verde, Chile, Colombia, Costa Rica, El Salvador, Filipinas, Guyana, Marruecos, Omán, Paraguay, República Dominicana, Surinam y Uruguay. Asimismo, aplaude a los más de 45 países que respaldaron en consenso la iniciativa con importantes aportes durante las negociaciones.

Para el Secretario de Energía de Panamá, Dr. Jorge Rivera Staff, la aprobación de la creación del Día Internacional de Energía Limpia el pasado 25 de agosto es un “día histórico para los panameños”, al tiempo que es el resultado del trabajo en equipo de la SNE y la Cancillería nacional, con el respaldo del Ministerio de Ambiente.

“La aprobación de esta propuesta de Panamá consolida el liderazgo global del proceso de Transición Energética Justa y Sostenible, que impulsa el Gobierno del presidente Laurentino Cortizo Cohen desde el día 1 de su administración, a través de la Secretaría Nacional de Energía con participación ciudadana activa”, enfatizó Rivera Staff. “Así como hoy millones de personas conmemoran y desarrollan acciones importantes en el día de la tierra o de los océanos, en el futuro lo harán con esta fecha, gracias al aporte de Panamá y su compromiso con la sostenibilidad”, agregó.

Por su parte, la representante permanente de Panamá ante las Naciones Unidas en Nueva York, Markova Concepción Jaramillo, subrayó que “a través de esta resolución, también resaltamos la importancia de integrar los Objetivos de Desarrollo Sostenible, en especial el ODS 7, como un marco guía para garantizar una transición energética justa, inclusiva y sostenible”.

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La falta de capacidad de transporte eléctrico disponible continúa siendo una problemática en Argentina, a tal punto que ha impedido un mayor crecimiento de las renovables a lo largo de todo el territorio nacional, principalmente en aquellas zonas con mayor factor de carga para la energía eólica y solar.  

Alberto Weretilneck, actual senador nacional y gobernador electro de Río Negro (reemplazará a Arabela Carreras), no fue ajeno a tal complejidad y, al momento de ser consultado sobre el futuro de renovables en la provincia, se refirió a dicha situación durante un evento organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham).

“Esperamos ansiosos la transmisión, ya que no tenemos capacidad de transporte. Tenemos diversos proyectos, pero estamos limitados por la prácticamente nula capacidad de carga en energía eléctrica”, aseguró.

“Igualmente, los procesos que hoy en día lleva a cabo la Secretaría de Energía de la Nación son importantes para consolidarnos en este aspecto”, agregó durante el panel titulado “Cooperación interprovincial para el desarrollo”. 

Las medidas a las que hizo referencia Weretilneck son tres. La primera de ellas está vinculada al conjunto de ampliaciones de las redes de transporte eléctrico y readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país, consideradas de ejecución “necesaria”, que la entidad encargada de la cartera energética nacional aprobó en junio del corriente año y que incluye un plan de expansión de MMUSD 6.945 para incorporar 3.550 MW para capacidad renovable.

La segunda iniciativa es la convocatoria de manifestaciones de interés (MDI) para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, como también para concretar aportes económicos para la construcción de obras de infraestructura para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red, mediante la construcción de líneas de transporte a vincularse con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Mientras que la tercera propuesta está ligada al nuevo “MATER 360” (a partir de la Res. SE 360/2023) por la que se permite que los proyectos renovables que soliciten prioridad de despacho puedan incluir inversiones en la expansión de la transmisión, que deberá ser íntegramente construida y costeada por uno o varios emprendimientos.  

Aunque cabe recordar que, en esta oportunidad, sólo se presentó el Anexo 3 correspondiente al nuevo mecanismo de asignación “Referencial A” para el Corredor Comahue – Buenos Aires – GBA, debido a que el corredor Patagonia no cuenta con capacidad disponible con la probabilidad definida, y para las regiones Centro – Cuyo – NOA aún se evalúan las potencias disponibles y, en función de los resultados se pondrán a disposición en un futuro cercano.

“Defendemos la infraestructura como punto clave. Así como se comenzó el gasoducto Néstor Kirchner, lo propio lo hacemos en el sistema eléctrico después de muchos años sin inversiones, con una apuesta muy fuerte en líneas de alta tensión, tomando obras y licitando otras nuevas”, manifestó Flavia Royon, secretaria de Energía de la Nación, durante el mismo evento de AmCham. 

“Un master plan de líneas de transporte eléctrico es necesario para que volvamos a dar un salto en la incorporación de renovables. (…) A medida que Argentina crezca, se podrá avanzar en dar más flexibilidad y cumplimiento, pero hay una hoja de ruta”, añadió. 

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Como ya han anticipado actores del sector privado a Energía Estratégica, la cancelación de subastas por parte del gobierno mexicano ha provocado que muchos proyectos renovables a nivel utility scale se encuentren en stand by. 

Obtener permisos para ejecutar un proyecto a gran escala se ha convertido en una misión casi imposible y diversas compañías de asesoría legal trabajan fuertemente en sentar las bases para la habilitación de este tipo de desarrollos.

En diálogo con Energía Estratégica, Hernando Becerra De Cima, socio en la firma de abogados Gonzalez Calvillo (GCSC) explica algunas de las medidas adoptadas por el gobierno que han afectado el avance de las energías limpias en la región.

En lo respectivo a energías renovables, ¿cuáles son los temas que más les están preocupando a sus clientes?

Actualmente, lo que más les preocupa a los clientes respecto de sus inversiones en México es el estado de derecho y la política que ha implementado esta administración hacia este tipo de proyectos. 

Algunos argumentan que no existen reglas lo suficientemente claras y precisas para invertir en México, lo que aumenta significativamente el riesgo. Esto tiene un impacto en los financiamientos a este tipo de proyectos, ya que dificulta el análisis y aumenta la exposición de los bancos en los mismos, y la falta de financiamiento, en muchos casos, hace inviable la inversión.

Mientras tanto, nosotros apoyamos a nuestros clientes en diferentes aspectos como la estructuración de los proyectos, la obtención de permisos (o la revisión de los mismos), el financiamiento del proyecto, la venta de participaciones totales o parciales en el capital de la sociedad del proyecto, en la defensa de los derechos del proyecto, así como en el día a día de los mismos.

En concreto, ¿qué tipo de medidas ha tomado el Gobierno las cuales han redundado en falta de seguridad jurídica que ha generado un perjuicio para sus clientes?

Desde abril del 2020, este Gobierno inició una cruzada más frontal en contra de proyectos de generación de energía eléctrica, con un particular énfasis en los proyectos con tecnología de generación eólica y solar.

Con anterioridad a esta fecha, el Gobierno publicó el acuerdo que modifica las reglas relacionadas con los CELs, pero en ese momento parecía ser un evento aislado. 

Estas medidas han incluido la publicación de acuerdos, políticas o circulares, así como el intento de modificación de la constitución y de la Ley de la Industria Eléctrica vigente.  

En resumen, estas modificaciones o publicaciones van desde la suspensión de pruebas preoperativas de proyectos (es decir, podrías tener un proyecto con un porcentaje significativo de construcción, pero el CENACE no emite la declaración de operación comercial, lo cual destruye el valor del proyecto), la modificación de las reglas de despacho de energía eléctrica que tenía el mercado eléctrico mayorista, hasta la prohibición de particulares de mantener más del 46% en activos de generación de electricidad. 

Afortunadamente, muchas de estas no han sido aprobadas o han sido declaradas como inconstitucionales por las cortes.

De los asuntos legales que actualmente están apoyando, ¿cuáles podrían destacar y en qué situación se encuentran?

Hemos participado en diferentes etapas de proyectos. Hasta antes de abril de 2020, estuvimos muy activos en el desarrollo de nuevos proyectos, así como el financiamiento y/o compra total o parcial del capital de sociedades cuyos activos eran proyectos de energía eléctrica. 

A partir de esa fecha, el equipo de litigio asistió a varias empresas en la presentación de amparos contra leyes, con el objeto de combatir la aplicación de las diferentes disposiciones que fue adoptando esta administración. 

Asimismo, participamos como abogados locales en arbitrajes internacionales en contra de México.

Actualmente, hemos participado en diferentes inversiones en México, aunque en menor medida que en el pasado, ya que son pocos los clientes que asumen el riesgo actual.

¿Cómo son las etapas de litigio y qué resultados están obteniendo?

Varía dependiendo del tipo de procedimiento de que se trate. Por ejemplo, en un amparo indirecto (en contra de una norma general), se presenta la demanda de amparo dentro de 30 días hábiles de su entrada en vigor si es la norma es autoaplicativa.

Si la norma es hetero aplicativa, se tiene que presentar 15 días hábiles a partir de que es notificado el acto de aplicación.  Una vez presentada, el tribunal admite, requiere más información o desecha la demanda en caso de que sea notoriamente improcedente.

Tras ser admitida, el tribunal le notifica a la autoridad correspondiente y esta debe de emitir un informe justificado en el cual explica las razones por las cuales aplica (o es omisa en aplicar) alguna disposición legal (15 días después de notificación). Luego, se señala fecha para audiencia constitucional y se presentan alegatos. 

El demandante puede contestarle a la autoridad y el tribunal decidirá si otorga el amparo o no al quejoso. Si hay medidas cautelares (por ejemplo, suspensión definitiva) se convoca a una audiencia incidental y existen recursos adicionales.

En un arbitraje, el procedimiento puede ser diferente dependiendo de las reglas que le apliquen al tratado. No obstante, muchos de estos requieren la presentación de una notificación de intención de demandar, seguida por un periodo de espera (que puede incluir negociaciones o mediación entre las partes) y después el demandante puede presentar o no una demanda de arbitraje. Las siguientes etapas también pueden variar dependiendo de las reglas del procedimiento.

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El 2023 continúa sorprendiendo en lo que respecta a la transición energética del sector eléctrico. A julio de 2023, el 71% de los días, la generación renovable superó a la térmica. Este hecho contrasta con lo ocurrido durante el mismo periodo de 2017, en que ningún día la generación renovable logró superar la generación térmica. Desde que se tiene registros con este nivel de detalle (1999), la generación renovable no había superado en más de un 50% de los días a la térmica en este periodo.

Desde el año 2017 hasta la fecha, ha existido un aumento sostenido en la participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica. «El desarrollo de proyectos renovables en Chile ha sido sin precedentes. En tan solo 15 años se han desarrollado más de 8 GW de proyectos solares, 4.5 GW de proyectos eólicos y 2.5 GW de proyectos hidráulicos de pasada”, dijo Francisco Muñoz director de estudios de Generadoras de Chile.

El ingreso masivo de recursos renovables ha tenido un impacto significativo en la forma de generar energía en Chile y ha permitido que el año 2023 se esté convirtiendo en uno de los años con mayor generación renovable, batiendo todos los récords. La participación de energía renovable del primer semestre de 2023 alcanzó un 54% respecto a la generación total, lo que representa un incremento de 17 puntos porcentuales en comparación al 37% registrado durante 2017.

“Las proyecciones para el resto del año son igualmente prometedoras y se prevé que continúe en aumento la participación de fuentes de generación renovable”, dijo Muñoz. Hasta julio de este año, se encuentran en construcción más de 7 GW de proyectos renovables, los que incluyen centrales solares, eólicas, hidráulicas y almacenamiento, los que entrarían en operación durante el 2023 y 2024. Estos proyectos estarán localizados principalmente en las regiones de Antofagasta (37%), El Maule (11%) y Metropolitana (11%).

Fuente: Dirección de Estudios Generadoras de Chile con datos de la Plataforma de Datos SPEC.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el auge del nearshoring como respuesta a los problemas de la cadena de suministro que surgieron en los últimos años por la pandemia y los conflictos políticos internacionales como la Guerra de Rusia y Ucrania ha convertido a México en un punto de interés para numerosas empresas alrededor del mundo por su proximidad con Estados Unidos y por ser la puerta de entrada a Latinoamérica.

En este contexto, según pudo saber este medio, representantes del sector de energías renovables de México solicitan mayor certidumbre y mejores condiciones que permitan desarrollar proyectos de energía limpia en la región y sacar provecho de los beneficios del nearshoring como la reducción de costos operativos, la proximidad cultural y geográfica, y la posibilidad de una mayor agilidad en la cadena de suministro.

Teniendo en cuenta que la transición hacia fuentes de energía más sostenibles y renovables se ha convertido en una prioridad global, muchas empresas buscan aprovechar estas ventajas para impulsar el crecimiento de esta industria. Algunos puntos clave que solicitan los especialistas para detonar la ejecución de proyectos renovables son:

Políticas Energéticas Estables: se necesitan certeza en cuanto a las políticas energéticas y los incentivos gubernamentales a largo plazo. La estabilidad en las regulaciones y la garantía de que las inversiones no se verán afectadas por cambios abruptos en las políticas son esenciales para atraer inversiones significativas.
Marco Regulatorio Predecible: un marco normativo claro es indispensable para facilitar la inversión y el desarrollo de proyectos de energías renovables. Esto incluye los procesos de obtención de permisos y licencias, así como las regulaciones relacionadas con la conexión a la red eléctrica y la venta de energía.
Incentivos Financieros y Fiscales: estos beneficios como tarifas de compra garantizadas (feed-in tariffs) y exenciones fiscales, pueden ser determinantes para el éxito de los proyectos de energías renovables. La certidumbre en cuanto a la continuidad de estos incentivos es esencial para atraer inversores y desarrolladores.
Acceso a la Red Eléctrica: se requiere la infraestructura de la red eléctrica y su capacidad para integrar fuentes intermitentes de energía renovable. La certeza en cuanto a la disponibilidad y capacidad de conexión a la red es vital para garantizar la viabilidad de los proyectos.
Desarrollo de Talento: La formación y el desarrollo de talento especializado en energías renovables son fundamentales para la expansión exitosa de la industria. La certidumbre en cuanto a la disponibilidad de profesionales capacitados en tecnologías y operaciones de energías renovables es esencial.
Innovación y Investigación: robustecer estos aspectos sirve mejorar la competitividad a nivel global.

De esta forma, para descarbonizar la economía de México y cumplir con los objetivos propuestos a nivel internacional es esencial que el países proporcione un entorno favorable y predecible que fomente la inversión y el desarrollo sostenible de proyectos. La certidumbre en políticas, regulaciones, incentivos y condiciones generales es crucial para atraer inversiones y contribuir a la expansión de la infraestructura de energía limpia.

En efecto, Cintya Jazmín Hernández Nieto consultora experta en energías renovables destacó en sus redes sociales: «La seguridad energética es primordial para un adecuado funcionamiento de la sociedad e industria. Las tecnologías digitales, la infraestructura de comunicaciones y las operaciones industriales dependen de un suministro de electricidad confiable y eficiente».

«A medida que los países hacen la transición a fuentes de electricidad menos intensivas en carbono, los operadores del sistema enfrentan una serie de desafíos continuos, ya que las energías renovables generalmente requieren un mayor grado de flexibilidad de la red para compensar su intermitencia», agregó.

«Actualmente, los gobiernos están cada vez más preocupados por la capacidad de los mercados y marcos regulatorios existentes para continuar brindando un suministro de electricidad confiable, asequible y eficiente», concluyó.

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Risen Energy, fabricante y proveedor chino de productos fotovoltaicos de alto rendimiento, prevé seguir consolidándose como una de las compañías solares más elegidas a lo largo del mundo.

Para ello no buscará seguir pisando fuerte en Latinoamérica, primordialmente en Brasil, el cual es el mercado energético más grande de la región; sino que también proyecta un futuro prometedor en cuanto a disponibilidad de módulos y celdas FV. 

“Con la extrema calidad que tenemos, vamos a lograr, en términos de capacidad productiva hasta final de año de alrededor de 45 GWp en módulos FV y, de ese modo estaremos entre los 5-6 fabricantes principales”, afirmó Ricardo Marchezini, Country Manager Brasil de Risen Energy, durante el Brazil Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit. 

“Incluso, en la fabricación de celdas FV, tendremos un pico de 33 GW y ya trabajamos e invertimos en nuevas fábricas, sólo para ofrecer una mejor calidad en el producto para el cliente”, agregó. 

Este año el foco en Brasil estará puesto con el módulo solar Hyper-ion heterounión (HJT), producido en la Base de Manufactura de Nanbin de la Compañía (Fase-1), que recientemente ha salido de la línea de ensamblaje.

Dicho producto tiene la particularidad que tendrá una potencia máxima de salida de 741.456Wp y una eficiencia que supera el 23.89%, además que ofrecen un coeficiente de temperatura estable, capaz de mantener su potencia por encima del 90% incluso después de 30 años de uso. 

“Esta tecnología quizás todavía ahora no encaja para el sector minorista, sino que seguirá un tiempo con el módulo monocristalino N-Type, pero sí con el de generación centralizada. Por lo que el desafío es instruir hacia productos de calidad para que ese segmento también tenga las micro usinas eléctricas por aproximadamente 30 o 40 años”, sostuvo Ricardo Marchezini.

Desafíos actuales

A pesar de que Brasil cuenta con más de 32 GW solares instalados (22,38 GW en generación distribuida y 9,63 GW en centralizada) y las buenas expectativas de crecimiento a partir de la vuelta de Luiz Inácio Lula da Silva, el sector fotovoltaico del país aún cuenta con una serie de retos a atravesar. 

“Este año fue y es muy desafiante para todos. El mercado está un complicado este año, principalmente cuando se trata del derecho de venta al por menor y un poco de las grandes centrales eléctricas”, manifestó el Country Manager Brasil de Risen Energy.

“No se trata del nuevo reglamento [de micro y mini generación], que es un punto popular para la población y para el mercado minorista. Sino que el problema es la alta y la falta de crédito en el mercado, afectaron bastante a los nuevos proyectos y aquellos en progreso. Por ende, dificulta continuar con la expansión y el crecimiento exponencial en el segmento que tuvimos años anteriores”, añadió

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Pasaron más de tres meses desde que la Secretaría de Energía de la Nación presentó al Congreso su proyecto de ley del Régimen de Promoción del Hidrógeno “de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero” y, hasta el momento, la iniciativa no giró más allá de las comisiones del Senado. 

Sin embargo, un grupo de actores del sector energético avanzan tanto con su propio proyecto de ley (presentado previamente que el del Ejecutivo), como también con una serie de aportes en pos de mejorar la normativa y no dejar fuera ningún aspecto relevante que pudiera afectar a su competitividad, incluso aún con la diversidad de voces que componen ese debate regulatorio. 

“Nuestras observaciones procuran mostrar que el proyecto de ley presentado por el Poder Ejecutivo debe ser revisado en profundidad. Si tuviera que sintetizar las observaciones, creo que no tiene la suficiente claridad en cuanto a que debemos tener un marco regulatorio tal que le permita a la producción de Hidrógeno en nuestro país sea competitiva internacionalmente”, señaló Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina.

“El potencial exportador de nuestro país es muy grande, pero será un mercado internacional con muchos actores y todo indica que habrá una enorme competencia. Un enclave industrial en la Patagonia de producción de hidrógeno verde o algún derivado, como el amoníaco, deberá competir con producciones similares en el norte de África, Australia u otros países de la región. Quiero decir, debemos quitar barreras y reducir costos locales, y de ese modo facilitar las chances de competir globalmente”, agregó en conversación con Energía Estratégica.

Una de esos puntos clave es la exigencia de integración de industria local, que también fue marcado por otra parte del sector, considerando que el proyecto del Ejecutivo propone un contenido nacional mínimo que aumentará de forma paulatina entre 35% (a partir de la entrada en vigor de la ley), 45% (a partir del sexto año) y 50% (desde el undécimo año). 

Aunque para el cálculo de esos porcentajes mínimos, no será válido el cómputo del valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura ni a la mano de obra. Asimismo, también deberán netearse los importes correspondientes al Impuesto al Valor Agregado, los gastos financieros, descuentos y bonificaciones. 

“Eso actúa como una barrera inicial, eleva costos y complejiza a la industria en el momento crítico para su arranque. Pero debemos comprender que la escala de esta industria generará integración local por sí misma, pensando en proyectos de varios GW cada uno”, sostuvo Villalonga. 

“Poner eso en la ley implica aumentar los costos de capital a los proyectos, es sacarnos de competencia. Es sumamente caprichoso como varían los porcentajes propuestos de integración local para cada una de las tecnologías, donde se termina poniendo una barrera mayor al hidrógeno verde, justamente el que generará el bien exportable de mayor interés. Eso no se entiende. Se necesita una ley mucho más simple”, continuó. 

¿Se puede esperar el debate parlamentario? A pesar que hay altas expectativas por parte de la industria ligada al H2, e incluso algunos proyectos de producción a la espera del marco normativo, no se ve tan factible que este año se diera tratamiento, principalmente por ser año electoral en Argentina.

“Todo indica que es muy baja la probabilidad. Pero eso no quita que debemos tener los proyectos analizados para hacer las contribuciones cuando sea necesario. Debemos ponernos de acuerdo rápidamente para despejar algunas dudas y permitir que los muchos proyectos que hoy están en una etapa de evaluación comiencen a ejecutarse”, manifestó el presidente de Globe y miembro de la PlataformaH2. 

“En esta etapa, la ley nacional deberá dar algunos elementos de previsibilidad básicos, pero luego debemos tener una estrategia u hoja de ruta que signifique una complementación público-privada para hacer el camino de convertir al hidrógeno en una industria, por ejemplo, el desarrollo de la infraestructura necesaria, y por supuesto, las condiciones macroeconómicas deberán ordenarse para el momento de escalar en cuanto a producción y exportación”, concluyó.

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AESOLAR, marca líder en el mercado de las energías renovables, presenta el módulo fotovoltaico TERRA, diseñado con tecnología de vanguardia para aumentar significativamente el rendimiento energético y la durabilidad para diversas aplicaciones, en especial la agrovoltaica. TERRA va mucho más allá de los módulos tradicionales, presentando características innovadoras que lo convierten en una opción confiable y eficiente para proyectos que aprovechan la energía solar.

El nuevo módulo llegará al mercado para transformar los proyectos agrovoltaicos en América Latina gracias a su mayor capacidad para generar energía en áreas reducidas, lo que permite al agricultor aprovechar mejor la tierra y reducir costos. Además, el módulo TERRA puede ser aplicado como cercas generadoras de energía, lo que valoriza aún más el uso de los espacios de la propiedad.

Características principales del módulo fotovoltaico TERRA

– Módulo clásico de media celda:

TERRA puede utilizarse eficazmente para proyectos agrovoltaicos, permitiendo el doble uso de la tierra para la generación de energía y fines agrícolas.

– Eficiencia potenciada:

Las celdas del módulo están interconectadas en serie dentro de cada bloque. Los bloques superior e inferior están conectados en paralelo. Esta configuración da como resultado una mayor eficiencia combinada por unidad de superficie, maximizando la producción de energía.

– Diseño sin auto-sombreado:

Uno de los principales desafíos a los que se enfrenta la aplicación de módulos fotovoltaicos bifaciales es el auto-sombreado procedente de sus propios componentes, como son la caja de conexiones o junction box, los conectores y el marco, los cuales pueden afectar la generación de energía en la cara posterior. El módulo TERRA atenúa eficazmente este problema, ya que se vale de cambios en su diseño respecto a la disposición de sus componentes y su completa integración, eliminando el auto-sombreado. Esto reduce las pérdidas de energía y mejora el rendimiento de la generación de energía.

– Durabilidad:

TERRA está diseñado para soportar condiciones ambientales adversas. Al cambiar la orientación de las celdas, ubicando su lado más largo paralelo al lado más largo del módulo (a diferencia de los módulos tradicionales), se reduce la tensión causada por la posible flexión o pandeo. Esto aumenta la resistencia, especialmente frente a las cargas mecánicas inducidas por el viento o la nieve, lo que se traduce en una mayor durabilidad.

– Alta tolerancia al sombreado parcial:

El sombreado parcial generado por factores externos, puede afectar significativamente la generación de energía en los módulos convencionales. El diseño de TERRA garantiza una alta tolerancia al sombreado parcial, reduciendo los efectos negativos en el rendimiento de la generación de energía.

«Con la introducción del módulo fotovoltaico TERRA, nuestro objetivo es proporcionar a los proyectos un módulo avanzado que no sólo ofrezca una alta eficiencia y potencia de salida, sino que también proporcione la flexibilidad respecto a su aplicación y el rendimiento en la generación de energía que nuestros clientes y socios necesitan», afirma Ramón Nuche, director general de AESOLAR para América Latina.  «Al superar desafíos como el auto-sombreado y las condiciones climáticas adversas, TERRA permite a los usuarios maximizar su rendimiento energético manteniendo el más alto nivel de durabilidad para sus instalaciones.»

El módulo fotovoltaico TERRA está listo para revolucionar el sector de la energía solar, ofreciendo un rendimiento superior, confiabilidad y versatilidad en múltiples aplicaciones. Así, los proyectos fotovoltaicos pueden disfrutar de un equilibrio perfecto entre eficiencia y potencia, lo que en última instancia se traduce en una generación de energía más rentable.

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Reafirmando su compromiso con el proceso de descarbonización de la matriz energética del país y en línea con su estrategia transformacional Greentegra, el directorio de AES Andes aprobó el retiro anticipado de la Unidad 2 de la Central Ventanas.

La compañía solicitó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la exención del plazo de 24 meses para informar el retiro, desconexión y cese de operación de la Unidad 2 de Central Ventanas a contar del 31 de diciembre de 2023, dejando sin efecto la solicitud de paso a Estado de Reserva Estratégica (ERE) para esta Unidad, realizada en el año 2020.

El gerente general de AES Andes, Javier Dib, indicó que “la decisión adoptada por el directorio de la compañía honra el compromiso que adoptamos en Chile de ir retirando nuestras unidades a carbón en la medida que el sistema eléctrico lo permita.

La Unidad 2 de Central Ventanas ha sido durante todos estos años un pilar fundamental para la seguridad eléctrica de la región de Valparaíso”. Asimismo, destacó “la dedicación de nuestras colaboradoras y colaboradores por seguir impulsando la transición renovable y la confianza depositada en la empresa para concretar estos avances”.

Dib agregó que “nuestra estrategia transformacional Greentegra ha avanzado de acuerdo a lo definido por la compañía y al compromiso que tenemos con Chile: no solo estamos retirando nuestras operaciones a carbón, sino que al año 2027 habremos agregado más de 3.8GW de capacidad renovable a nuestro portafolio en el país”.

En tanto, el ministro de Energía, Diego Pardow, indicó que “AES fue parte de las empresas que se sumaron al acuerdo de descarbonización del 2019, una política de Estado y que hoy vamos a complementar a través del Plan de Descarbonización que lanzamos como gobierno”.

Pardow agregó que “en ese sentido, valoramos el impulso de AES de contribuir a esta meta, entendiendo que esta solicitud debe ser primero evaluada por la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional en el marco de sus competencias”.

La Unidad 2 de Central Ventanas cuenta con una potencia bruta de 208 MW. Con su salida y con el anterior retiro de operaciones de la Unidad 1 se evitarán más de 2,5 millones de toneladas de CO2, lo que equivale a sacar de circulación más de un millón de vehículos de las calles del país.

AES Andes ha dado muestras concretas de su compromiso con el proceso de descarbonización que lleva a cabo el país y con el propósito de trabajar para combatir el cambio climático.

La compañía y sus filiales han anunciado planes concretos para retirar el 82% de la capacidad a carbón en su portafolio antes de lanzar su estrategia Greentegra en 2018, en línea con la intención de The AES Corporation de salir del carbón al 2025.

La compañía continúa comprometida con su propósito de acelerar el futuro de la energía juntos y avanzar en su transformación con el retiro de sus unidades a carbón y la construcción de nuevos proyectos renovables, incluyendo tecnologías de almacenamiento.

AES Andes sigue trabajando junto a sus colaboradores, socios, clientes y las comunidades para avanzar rápidamente en este proceso, con una inversión superior a los 3 mil millones de dólares en nuevos proyectos de energías renovables.

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Solis Inverters, potencia mundial en la industria de la energía solar, ha sido reconocida como la tercera mayor empresa solar del mundo por envíos, según Wood Mackenzie. Este destacado reconocimiento reafirma la dedicación de Solis a la innovación tecnológica, la calidad del producto y el compromiso con un futuro sostenible.

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. En un año marcado por múltiples desafíos, la firma ha ganado participación gracias al fuerte respaldo de sus socios y clientes para entregar a tiempo.

En 2022, cuando se trata de las 5 principales empresas a nivel mundial, Solis ha crecido un 86% con respecto a 2021, por mucho, el crecimiento más rápido del grupo. Más importante aún, este crecimiento se debió 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.

«Solis ocupó el tercer lugar entre los mayores fabricantes de inversores fotovoltaicos a nivel mundial por segundo año consecutivo». afirmó Sandy Woodward de Solis Inverters. «No podríamos haber logrado esto sin el compromiso con la excelencia de nuestro equipo global de más de 4500 personas. A medida que ampliamos aún más nuestra capacidad de fabricación, estamos bien posicionados para continuar en un camino de crecimiento, dedicados a contribuir a un futuro sin emisiones de carbono».

Estos últimos datos se deben a los muchos premios y reconocimientos que Solis ha recibido durante los últimos 18 meses. La empresa recibió el sello «top inverter brand 2023”. Para Bélgica por parte de la respetada organización de investigación de mercado mundial, EUPD Research; habiendo obtenido el mismo sello para Holanda y Sudáfrica. Este es el octavo año consecutivo en el que Solis ha sido reconocido por la EUPD, basándose en 100.000 entrevistas en más de 50 países.

Con presencia en más de 100 países en todo el mundo, el rápido ascenso de Solis Inverters en la clasificación es una recompensa por su capacidad de respuesta a las necesidades del mercado, con una capacidad de fabricación total que superará los 80 GW para finales de 2023.

Solis se ha mantenido centrado en un modelo en el que el la firma respalda plenamente las ventas locales, el marketing, la capacitación, la ingeniería y el soporte de servicio para los clientes, garantizando altos niveles de satisfacción y atracción de la marca incluso en mercados más nuevos.

Acerca de Solis

Fundada en 2005 y cotiza en la Bolsa de Valores de Shenzhen (300763. SZ), Ginlong (Solis) Technologies es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y experimentados del mundo.

La empresa ofrece soluciones rentables para hogares, empresas y plantas de energía a gran escala; entregando valor en todos los niveles de la cadena de suministro solar y atrayendo a propietarios de viviendas y empresas, así como a productores de electricidad e inversores en energía renovable a nivel mundial.

Combinando una cadena de suministro global con capacidades de fabricación e I+D de clase mundial, validadas bajo la certificación internacional más estricta, Ginlong optimiza los inversores Solis para cada mercado regional, sirviendo y apoyando a sus clientes con un equipo de expertos locales.

La empresa tiene como objetivo trabajar con las partes interesadas para acelerar el viaje del mundo hacia un futuro más sostenible.

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Días atrás, el embajador del Reino Unido, Jon Benjamin, visitó el municipio de Huachinera, Sonora, donde se instaló una de las centrales fotovoltaicas de generación distribuida como parte del Programa Social de Energía Solar Distribuida (2022-2027), impulsado por el Gobierno del Estado de Sonora y enmarcado en el Plan Sonora de Energías Sostenibles.

Estas plantas solares forman parte de un proyecto apoyado en el marco de cooperación del de dicho programa impulsado por el Dr. Alfonso Durazo Montaño, Gobernador del Estado de Sonora y el Reino Unido a través del Programa UK PACT (Alianzas para las Transiciones Climáticas Aceleradas, por sus siglas en inglés), e Iniciativa Climática México (ICM).

Ésta visita tuvo entre sus objetivos conocer de primera mano una de las primeras 40 plantas solares de la iniciativa en municipios serranos y marginados de la entidad.

En este marco el Dr. Rafael Cabanillas Director General de Energía señaló que a la fecha se han instalado plantas similares con capacidad menor 0.5MW en los municipios de Bacerac, Bacadéhuachi y Bavispe.

Además, aseguró que se están realizando esfuerzos de rehabilitación en plantas de la comunidad Seri y trabajos técnicos de preparación en otros municipios serranos.

En conversaciones con Energía Estratégica, Cabanillas destacó: “El convenio con el Reino Unido y la ICM (Iniciativa Climática México) sirve para hacer un registro del procedimiento e identificar los problemas que se tienen para ver qué soluciones se pueden aportar y cómo se pueden replicar en otras partes”. 

En efecto, en esta primera etapa, se busca beneficiar a hasta 122 mil personas con la generación de energía limpia lo que repercutirá en ahorros por el gasto eléctrico de los hogares y también apoyar a los municipios en los consumos eléctricos por el bombeo de agua potable, la operación de plantas desalinizadoras u otros servicios como el alumbrado público. 

En tanto a la visita, Cabanillas explicó: “El embajador se fue muy contento. No conocía esas regiones y recorrió bastantes tramos de Sonora en vehículo. Estaba convencido de que los fondos que estaba aportando el Reino Unido estaban teniendo un impacto muy importante en lo social. Estaba muy complacido del plan que se hizo en estas zonas”.

“En efecto, renovó el contrato y para los siguientes dos años la embajada seguirá participando en el programa de ICM. Con esos fondos no se adquieren equipos, son fondos de asesoría, estudios, colaboración para conceptualización de modelos de trabajo, etc.”, añadió.

Más sobre la visita del embajador

De acuerdo a un comunicado del Gobierno del Estado de Sonora, la Presidenta Municipal, C. Mavidenia Ramos Holguín y el Director General de Energía de la Secretaria de Economía, Dr. Rafael Cabanillas López dieron la bienvenida al Embajador en los salones del Palacio Municipal donde se ofreció un almuerzo sonorense en compañía de la comunidad, quien agradeció la hospitalidad para conocer de cerca tan importante proyecto que ha contado con el respaldo del Reino Unido en el marco de sus programas para la Transición Energética. 

Posteriormente participó de un encuentro con miembros del ejido de Huachinera encabezado por el C. José Ramón Moreno López, Presidente del Comisariado Ejidal, con quien se formalizaron en comodato los terrenos que ocupa la planta, a vecinados de la localidad, productores rurales y otros miembros destacados de la comunidad.

También se informó respecto a los avances del Proyecto y los retos por venir en materia de organización y operación para garantizar los beneficios esperados por la energía limpia producida. 

«Aspectos como los beneficios, administración y gobernanza de la planta seguirá contando con el respaldo del Reino Unido«, manifestó el Embajador Benjamin, quien reconoció el esfuerzo del gobierno del Estado de Sonora y de Iniciativa Climática de México. 

Por su parte, la directora de energía de ICM, Luisa Sierra, mencionó que con estos proyectos solares fotovoltaicos en México, se avanza en un nuevo paradigma para acelerar nuestra transición energética, poniendo énfasis en la participación activa de la comunidad y en la apropiación de la tecnología, para asegurar una distribución justa de los beneficios entre todas las personas.

 Finalmente, los participantes se trasladaron a las instalaciones que ocupa la planta en la propia comunidad y conocieron los detalles respecto a su instalación, sus componentes, los procedimientos de interconexión a la red de distribución de la propia CFE y otros aspectos relevantes de su operación y mantenimiento.

Tras agradecer la hospitalidad de la región, el embajador Jon Benjamin afirmó : “Este es un ejemplo de lo que podemos lograr cuando cooperamos para enfrentar retos globales mediante nuestro programa bilateral en cambio climático, UK PACT, y la colaboración de gobiernos estatales, municipales, y la sociedad civil.

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Los días 4 y 5 de septiembre marcarán un hito en el ámbito energético de Iberoamérica, ya que se llevará a cabo el tan esperado V Congreso Iberoamericano de Energía en la ciudad de San José, Costa Rica. El evento es presencial y la sede será el Hotel Crowne Plaza La Sabana. Inscreibirse en: https://forms.gle/U8KoCAGUqxUyWcYZ6 

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.

William Villalobos, CEO & Founding Partner de Core Regulatorio, compartió en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica la profundidad y relevancia de este evento, donde este portal de noticias participará por invitación de la organización.

«Este congreso centra su eje temático en energías renovables, transición energética y cómo bajo esa sombrilla estamos integrando nuevos modelos de negocio que tienen que ver con comunidades energéticas, con el rol de la electromovilidad en el contexto de descarbonización, el papel de los hidrocarburos de cara a la transición energética y el rol de los minerales estratégicos en este mismo proceso», explicó Villalobos.

El directivo calculó que asistirán a la doble jornada al menos unas 150 personas de distintos países del mundo. Cada día 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.

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«Vamos a tener dos días muy intensos de un debate iberoamericano de hacia dónde tienen que ir los nuevos cambios en el sector energético en los países de la región», resaltó Villalobos.

AGENDA CONGRESO ASIDE (1)

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Así mismo, el co-organizador del V Congreso Iberoamericano de Energía resaltó que el evento contará con un enfoque distintivo ya que se versará sobre la integración de políticas regulatorias de los distintos países, dando un amplio panorama a las empresas que participen y propiciando espacios de networking.

«Estamos sumando en el pool de asistentes a reguladores regionales. Vamos a tener al vicepresidente de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), vamos a tener a comisionados por Panamá, al comisionado por Costa Rica, autoridades gubernamentales», destacó Villalobos.

En efecto, la participación de reguladores, autoridades gubernamentales y representantes del sector privado fomenta un debate completo y multidisciplinario que abarca desde la teoría hasta la implementación.

El papel de Core Regulatorio: pioneros en la consultoría regulatoria

Más allá de su coorganización del evento, Core Regulatorio, la primera firma consultora en Costa Rica especializada en regulación económica de servicios públicos, juega un papel crucial en la industria energética.

Villalobos expresó: «En el caso particular de energía, nosotros acá en nuestra firma consultora tenemos, entendemos la regulación de una triple arista, el componente legal jurídico, el componente económico, tarifario, contable y demás y el componente técnico«.

Este enfoque holístico permite a Core Regulatorio brindar servicios de consultoría que abarcan todos los aspectos de la regulación y la industria.

La firma ofrece una gama diversa de servicios que incluyen análisis económicos de modelos de negocios, estudios tarifarios, representación en audiencias públicas, litigio especializado y asesoría en la estructuración de nuevos modelos de negocio.

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«Nuestro equipo de profesionales en la firma constantemente trabaja de la mano con muchos de nuestros clientes estructurando nuevos modelos regulatorios», agregó Villalobos.

Esto demuestra el compromiso de la firma no solo con la teoría, sino también con la aplicación práctica de soluciones regulatorias innovadoras.

Mirando hacia el futuro

A medida que el evento se acerca, la anticipación crece y las expectativas son claras: el V Congreso Iberoamericano de Energía se presenta como un catalizador de discusiones significativas y una plataforma para la creación de avances en el ámbito de políticas energéticas regionales.

En palabras de Villalobos: «Este congreso es una oportunidad para compartir experiencias positivas, otras no tanto, pero sobre todo esa sinergia que permita identificar a aquellas empresas del sector privado que están pensando en incursionar en mercados como el costarricense o en algunos mercados de la región a nivel de Centroamérica o a nivel de Latinoamérica«.

En cuanto a Core Regulatorio, la firma tiene sus ojos puestos en un futuro de crecimiento y expansión. Villalobos compartió: «Desde que arrancamos la firma hemos tenido una meta muy clara de internacionalizar nuestros servicios».

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Con alianzas estratégicas en varios países de la región y un enfoque integral en la consultoría regulatoria, Core Regulatorio se está consolidando como líder en la industria y un aliado confiable para empresas que buscan prosperar en el entorno regulatorio en constante evolución.

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.

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La Secretaría de Energía de la Nación confirmó que trabaja en nuevas resoluciones normativas que permitan brindar previsibilidad al sector privado y se incrementen las inversiones en energías renovables en el país. 

Una de ellas está vinculada a los proyectos truncados de distintas rondas del Programa RenovAr que ya solicitaron la rescisión de sus contratos PPA mediante la Res. SE 1260/2021 y la Res. SE 284/2023.

“La idea es canjear total o parcialmente las penalidades que tienen los proyectos multados del RenovAr por inversiones. Es decir, en vez de que paguen una multa por 10 o 15 años, que se comprometan a realizar inversiones en renovables en 3 años y de nuevo tener desarrollándose el sector con fondos genuinos privados”, afirmó Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica, durante un evento organizado por Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina.

Y si bien Yanotti no precisó un número concreto de emprendimientos que pudieran estar en dicha situación, si le informó a Energía Estratégica que “el proceso está en estudio” y que “hay voluntad en dinamizar y dar oportunidad al sector privado de que genere inversiones, puestos de trabajo y más energía renovable”.

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

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

Mientras que en abril del corriente año se habilitó un nuevo mecanismo de salida para los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

Puntualmente, tales parques que decidan ir por esa vía y asumir la baja tendrían que abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central, además de presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

“Permitimos que los proyectos que lamentablemente no podían concretarse del Programa RenovAr, por cuestiones macroeconómicas, se fueran en condiciones beneficiosas y ahí recuperamos 1100 MW de potencia en la red de transmisión que fue a parar al MATER”, sostuvo el subsecretario de Energía Eléctrica al referirse sobre el tema. 

La entrada Gobierno de Argentina prepara una nueva resolución para los proyectos truncados del Programa RenovAr se publicó primero en Energía Estratégica.

Tal como adelantó Energía Estratégica a mediados de mes, el gobierno de Brasil incluyó a las energías renovables dentro de su nuevo Programa de Aceleración del Crecimiento, el cual contará con más de R$ 540 mil millones en inversiones para hacer frente al desafío de la transición. 

Pero ahora, el Ministerio de Minas y Energía del país determinó que finalmente serán  343 obras por una inversión superior a los R$ 73 mil millones para la construcción de nuevas centrales de generación renovable,  principalmente fotovoltaica, eólicas e hidroeléctricas, que sumarán 18367 MW de potencia al sistema eléctrico. 

Las plantas fotovoltaicas serán las más apoyadas, ya que dispondrán un presupuesto de R$ 41,5 mil millones y supondrán poco más de la mitad de capacidad a instalar a través del nuevo PAC (8569 MW) en los estados de Bahía, Ceará, Goiás, Minas Gerais, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte. 

Para la eólica se prevén 120 proyectos en Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte, los cuales serán los encargados de añadir 5202 MW al SEN por un total aproximado de R$ 22 mil millones.

Y para incrementar la potencia hidroeléctrica, ya se confirmaron 20 nuevos pequeños aprovechamientos en las entidades federativas de Bahía, Río de Janeiro, Goiás, Mato Grosso, Paraná, Santa Catarina, São Paulo y Rio Grande do Sul, gracias a los R$ 1,3 mil millones que se invertirán. 

Mientras que los R$ 8,1 mil millones restantes serán destinados a 4.290 MW de energía térmica, repartidos entre tres plantas a gas y dos con fuentes renovables. 

“Con las inversiones en el nuevo PAC vamos a incrementar la oferta de energía, con calidad y seguridad, utilizando electricidad generada a partir de fuentes limpias y renovables. Será bueno para el consumidor y también para generar empleos e ingresos para los brasileños”, manifestó el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira.

Y para complementar toda esa nueva potencia que se pueda sumar al Sistema Eléctrico Nacional de Brasil, el Programa de Aceleración del Crecimiento también contempla mega inversiones en redes de transmisión a lo largo de 15 estados. 

Puntualmente, serán R$ 89 mil millones en la ejecución y concesión de nuevos emprendimientos en todo el país, de los cuales R$ 33 mil millones corresponden a obras ya curso y los otros R$ 56 mil millones a infraestructura sujetas a licitación ya programadas para 2023 y 2024.

De tal manera, la totalidad de los proyectos para ampliar el sistema de transporte impulsará la interconexión eléctrica entre las regiones Norte/Noreste y Sureste/Medio Oeste, siendo las primeras mencionadas las de mayores beneficios, debido a que, una vez operativas las obras, el incremento de la capacidad renovable será de “hasta 70%”. 

Y cabe recordar que en diciembre se llevará a cabo la segunda Subasta de Transmisión del 2023 de más de 3000 kilómetros de líneas y cerca de 9840 MW de capacidad de transformación de subestaciones (R$ 21,7 mil millones de inversión esperada – de las más altas a nivel histórico). 

En tanto que hacia los años 2024 y 2025 ya se programaron cuatro nuevos llamados, en marzo y septiembre de cada año, aunque aún sin confirmar la cantidad de lotes ni redes específicas que se licitarán. 

“Con esta ordenanza, también reafirmamos el compromiso de dar a conocer el cronograma de subastas, brindando mayor transparencia a la sociedad y a los agentes interesados ​​en invertir en nuestro país”, remarcó el ministro.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, tanto el sector público como el privado ven con buenos ojos la producción de hidrógeno verde en Perú como alternativa para sustituir a los combustibles fósiles.

En este contexto, especialistas estudian qué zonas son las más atractivas para detonar la actividad.

En una investigación publicada en el International Journal of Hydrogen, elaborada por los expertos Daniel Caravantes, Juan Carbajal, Cesar Celis y Daniel Marcelo-Aldana, se determinó el potencial de producción de hidrógeno verde en la región de Piura, al norte de Perú, utilizando fuentes de energía eólica, solar y de biomasa, así como la electrólisis del agua. 

A través de rigurosos análisis, los expertos calcularon el potencial de producción de hidrógeno utilizando una tasa de eficiencia del 75% para el electrolizador PEM.

El reporte estableció que la provincia de Piura tiene un potencial de producción de hidrógeno verde a partir de la electrólisis del agua de 947.202,28 t H2/año,  gracias a su abundancia de recursos energéticos renovables. 

“La mayor parte de este potencial (94,84%) se produce a partir de energía solar, el 5,04% a partir de energía eólica y el 0,12% a partir de energía de biomasa. Esto se debe a que la generación de electricidad a partir de la energía solar tiene menos requerimientos que la generación a partir del viento y la biomasa”, explicó el análisis . 

Además, los expertos coincidieron que la energía solar es la fuente más favorable para producir hidrógeno verde en Piura siendo La Brea el distrito más adecuado para la instalación de una planta solar de hidrógeno. 

“El hidrógeno verde producido podría cubrir hasta el 210% del consumo total de energía de la región, e incluso hasta el 13,24% del consumo total de energía del Perú, aunque en este último caso habría que considerar el almacenamiento y transporte a diferentes puntos del país, lo que es técnicamente complicado y muy costoso”, reconocieron.

Adicionalmente, el mayor impacto ambiental en el uso de hidrógeno, a nivel de la región Piura, se obtendría si se utiliza en sustitución de combustibles utilizados en el sector transporte, reduciendo así 1.606.454 t GEI/año. 

De acuerdo al informe, dicha cifra representa el 66,42% del total de emisiones en la región y el 4,17% del total de emisiones a nivel nacional. Los valores obtenidos en este estudio son valores máximos teóricos ya que para el cálculo del potencial de hidrógeno eólico y solar se consideró la disponibilidad total de la superficie útil de cada distrito, así como la disponibilidad total de residuos de cultivos y estiércol para el cálculo de el potencial de hidrógeno de la biomasa.

Según pudo saber Energía Estratégica, Daniel Marcelo-Aldana, uno de los elaboradores de la investigación señaló en sus redes sociales: “Los resultados indican que Piura tiene un alto potencial para la producción de hidrógeno verde, siendo la energía solar la más prometedora, y que el hidrógeno verde tiene potencial para reemplazar las fuentes de energía actuales en la región”. 

“Esta investigación proporciona información valiosa sobre el uso de hidrógeno verde como fuente de energía renovable y enfatiza la necesidad de invertir en tecnologías de producción de hidrógeno respetuosas con el medio ambiente para lograr la sostenibilidad global”, agregó.

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El Estado de Jalisco se planteó como objetivo sectorial detonar el emprendimiento, crecimiento y consolidación de las mipymes, a través de la estructuración de servicios de desarrollo empresarial y esquemas que promuevan el acceso al crédito, el impulso a fondos de capital para la atracción de inversión nacional y extranjera, así como los fondos de inversión para financiar proyectos estratégicos.

Con el fin de incrementar la competitividad y ahorrar energía en las PyMES, el Gobierno del Estado de Jalisco encabezado por la Secretaria de Desarrollo Económico, Fondo Jalisco Fomento Empresarial (FOJAL) y la Agencia de Energía del Estado de Jalisco, lanzan convocatoria en donde la Agencia de Energía del Estado de Jalisco y la Cooperación Técnica Alemana (GIZ) llevarán a cabo diagnósticos energéticos de nivel 2 de manera gratuita.

Se trata de una iniciativa de financiamiento verde para el desarrollo sostenible de las empresas. El objetivo es que puedan impulsar su competitividad aprovechar los beneficios económicos y ambientales de la eficiencia energética.

De acuerdo a la información publicada por GIZ, las PyMEs ganadoras recibirán un diagnóstico energético sin costo para identificar las oportunidades de ahorro de energía y tendrán acceso a financiamiento con condiciones preferenciales para implementar las medidas de ahorro.

«El diagnóstico energético es un estudio para determinar dónde, cómo y qué tan bien se usa la energía en una instalación. El mismo ayuda a: identificar las áreas de mayor consumo en la empresa; determinar el nivel de eficiencia energética con la que es utilizada la energía; reconocer oportunidades y potenciales de ahorro por tipo de medida y evaluar montos de inversión y su rentabilidad», explicó el comunicado.

«El informe realizado a la MiPyME de manera adicional contendrá las medidas de ahorro de Energía (MAEs) identificadas (técnico y económico), el proyecto ejecutivo y la cotización. Las acciones de mejora identificadas serán financiadas por Fondo Jalisco Fomento Empresarial (FOJAL)», agregó.

Cabe destacar que las fechas límites de inscripción son el 31 de agosto para pymes de todo el estado y el 14 de septiembre para hoteles Costalegre.

Esta iniciativa es impulsada por la Agencia de Energía del Estado de Jalisco, el Fondo Jalisco de Fomento Empresarial (FOJAL) con el objetivo de contribuir a la mitigación del cambio a climático, a través del cambio transformacional hacia una economía respetuosa con el medio ambiente mediante la eficiencia energética. La iniciativa busca impulsar a 20 PyMEs del estado, a 10 empresas en el sector industria en todo Jalisco y a 10 hoteles en la región de Costalegre.

Incripción

La inscripción está disponible a través del siguiente link. Para conocer más sobre la convocatoria ingresar al siguiente comunicado.

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La lista Fortune Global 500 es la veleta actual para medir la fortaleza integral de las grandes empresas entre todo el mundo. Hace unos días, se publicó la lista Fortune Global 500 del año 2023, donde se incluyeron los gigantes de las distintas industrias.

Tongwei Group ocupó el puesto 476 de la lista con ingresos operativos de 214,882 mil millones de yuanes. Como la primera empresa fotovoltaica del mundo que figura entre Global 500, Tongwei es sin duda ninguna el epítome del desarrollo acelerado de la industria fotovoltaica, indicando emprender un nuevo viaje histórico tanto para la industria como para la empresa.

Lograr el avance de «cero» en la industria y entrar en Global 500

Desde que ingresó a la industria fotovoltaica en el año 2006, Tongwei ha logrado incontables avances del 0 a 1, dando la bienvenida a innumerables momentos destacados. Esta vez, el avance de «cero» de la industria fotovoltaica en Global 500 también marca a Tongwei el verdadero «TOP1» de la industria fotovoltaica.

Los datos del informe anual muestran que los ingresos operativos y las ganancias netas de Tongwei ocuparon el primer puesto en el sector fotovoltaico en el 2022, y con base en los altos ingresos operativos y las altas ganancias, Tongwei ha demostrado su gran fortaleza de desarrollo sostenido y sólido, así como su liderazgo integral en la industria.

Tongwei ha liberado la línea completa de la industria fotovoltaica desde la etapa anterior hasta la etapa posterior, centrándose en el diseño de los eslabones de silicio cristalino de alta pureza, células y módulos de alta eficiencia, liderando el desarrollo incesante de la industria con sus ventajas de escala, tecnología, costo y calidad, y es el actor importante y el principal impulsor para el desarrollo de la industria fotovoltaica de nuevas energías de todo el mundo.

Como una empresa líder en materiales de silicio, Tongwei ocupa el primer lugar en el mundo en aspecto de producción y ventas de silicio cristalino de alta pureza;

Como una empresa líder en células, el volumen de envío de las células de Tongwei ha ocupado el primer lugar en el mundo durante seis años consecutivos;

En agosto de 2022, Tongwei entró integralmente en el sector de los módulos, y el volumen de envío de módulos se encontró entre los diez primeros del mundo ese mismo año. Actualmente está avanzando a grandes pasos hacia el objetivo de una capacidad de producción de 80 GW.

Esta serie de datos refleja que Tongwei ya tiene una cuota de mercado extremadamente alta en la industria fotovoltaica. La inclusión en Global 500 representó que la marca fotovoltaica liderada por Tongwei ha entrado oficialmente en el escenario mundial y se ha globalizado. ¡En el futuro, Tongwei participará en la cooperación mundial con una mayor influencia en la industria y liderará a toda la industria para recibir nuevas oportunidades de desarrollo!

Abordar e innovar tecnologías, para explorar constantemente mejor nivel de desarrollo

¿Cómo se convirtió en la «principal empresa Fortune 500» de la industria fotovoltaica mundial? Mirando hacia atrás en la historia, en cada desarrollo, cada paso que anda y cada logro de Tongwei, se concentra en innovación y se orienta al mercado, mientras se adapta al desarrollo de nueva situación.

A finales de 2022, Tongwei ha solicitado 2411 patentes en el sector de la industria fotovoltaica, obtenido 1396 patentes autorizadas, y tiene más de 3500 empleados de I+D. En la actualidad, Tongwei ha establecido tres centros de I+D de tecnología fotovoltaica a nivel nacional de primera clase, con una sólida base tecnológica.

Solo con la innovación se puede ganar el futuro, y Tongwei siempre ha insistido en el liderazgo tecnológico. Tomando como ejemplo el silicio cristalino de alta pureza, la tecnología central de desarrollo independiente de Tongwei ha iterado a la «octava generación del método Yongxiang», donde la pureza de los elementos de impureza clave del producto ha alcanzado el 99,999999999%, con una tasa monocristalina de más de 99%, logrando así un silicio cristalino de alta pureza de «fabricación inteligente en China».

En términos de células, Tongwei promovió activamente el diseño de la tecnología de tipo N, se estableció la primera línea de producción en masa de 1GW 210 TNC de la industria, y la eficiencia de producción en masa de las células TNC alcanzaron el 25,7%, liderando la industria.

En el sector de los módulos, la línea de producción de THC de desarrollo propio de Tongwei tiene una eficiencia máxima del 26,49%, y la potencia de la cara frontal de sus módulos de heterounión serie 210-66 alcanzó los 743,68 W, rompiendo constantemente los límites técnicos. Solo este año, se ha establecido cuatro récords de potencia para los módulos de heterounión, y continúa liderando la industria en la actualización.

Cada iteración de estas cifras refleja las competitividades centrales de Tongwei en la industria fotovoltaica: tecnología innovadora, productos de alta eficiencia y cadena de suministro de productos. Con estas tres defensas, Tongwei ha ocupado firmemente el primer lugar en la industria fotovoltaica en Global 500, aprovechando sus ventajas de liderazgo al máximo, cooperando con socios en las etapas anterior y posterior de la industria para la innovación colaborativa y explorando constantemente mejor nivel en el desarrollo industrial.

Estrenando los últimos resultados de I+D, vengan a ver «fabricación inteligente» de Tongwei en Intersolar de Brasil

La innovación tecnológica se ha convertido en la tarjeta de presentación clave para que Tongwei entre en el mercado internacional. Del 29 al 31 de agosto, se inaugurará la exhibición de energía solar más grande e influyente de Sudamérica: La Exposición Internacional de Energía Solar (Intersolar South America) en Sao Paulo, Brasil.

Para entonces, Tongwei presentará una serie completa de módulos más populares tipo P y tipo N, incluyendo productos de serie de media célula que cubren todas las demandas del mercado y los productos de serie de teja apilada que disponen de las ventajas de flexibilidad total, bajo contenido de plomo y libre de flúor, respetuosos con el medio ambiente.

Esta vez, Tongwei exhibirá los últimos resultados de transformación tecnológica, como el nuevo producto TWMNG-72HD que adopta la tecnología TNC y el nuevo producto TWMHF-66HD equipado con tecnología libre de plata y tecnología THC, brindando a clientes los productos modulares de mayor potencia, menor costo del Balance de Sistema (BOS, por sus siglas en inglés) y menor LCOE, además, se adaptará a una variedad de escenarios de aplicación en Sudamérica con los productos ecológicos e inteligentes, para promover fuertemente la transición energética y construir conjuntamente un futuro global con bajas emisiones de carbono.

La entrada Tongwei se posiciona: desde la fabricación «inteligente» ecológica hasta su ingreso en Global 500 se publicó primero en Energía Estratégica.

Esta Cartera de Estado, a través de la Dirección de Análisis y Prospectiva Eléctrica (DAPE), con el apoyo del Instituto de Investigación Geológico y Energético (IIGE), y la colaboración de Instituciones relacionadas con la energía, elaboró el BEN 2022, con el propósito de dotar, al sector público y privado, de información energética, que es de utilidad para el análisis y la toma de decisiones, posibilitando la emisión de Políticas de Gobierno y determinar acciones a futuro.

El Balance es una herramienta que forma parte del Sistema Estadístico Nacional (SEN) que se coordina anualmente con el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INEC) y principalmente permite solventar las necesidades de información para la planificación energética nacional; así como, requerida por organismos internacionales.

El BEN integra la información anual eléctrica, hidrocarburífera, social y económica, para brindar una visión global y dinámica del sector energético en las etapas de: oferta, transformación, demanda, y consumo de energía, así como de las tendencias y comportamientos de indicadores energéticos en un periodo de 10 años.

Adicionalmente, este documento incluye indicadores de gran valor para visualizar la interrelación de la energía con la sociedad y economía del país, así como los niveles de emisiones producto de su aprovechamiento a nivel nacional. Entre los puntos incluidos en la edición del BEN 2022 se destacan los siguientes aspectos:

La producción total de energía primaria alcanzó un valor de 203 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP), registrando un crecimiento del 1% respecto al año 2021, siendo la producción de petróleo la mayor fuente (86%), seguida de la producción de energía renovable (9%) y de gas natural (5%).
La producción de energía secundaria registra un valor de 80,43 millones de BEP, destacándose la producción eléctrica con un 25,4% de participación.
El consumo del país al 2022 fue 99,9 millones de BEP, aumentando 18 puntos porcentuales respecto al consumo de 2021; siendo el transporte el mayor grupo de consumo con un 49% de la demanda, seguido por el sector industrial con un 18% y el 13% del sector residencial.

En este contexto, el Ministro de Energía y Minas, Fernando Santos, resaltó la importancia de contar con instrumentos estadísticos que brinden información de calidad para toda la ciudadanía e indicó que: «El Gobierno Nacional se comprometió en aplicar políticas encaminadas a la transición energética. Debemos preservar el ambiente a través de medidas concretas como la disminución del uso de combustibles fósiles».

Y añadió: “La responsabilidad recae en todos nosotros, para implementar medidas urgentes que mitiguen los efectos causados por el cambio climático global». Asimismo, el Viceministro de Electricidad, Marcelo Jaramillo, señaló: «Este instrumento (BEN) debe ser un aliado para el aparato productivo del país. Además, se convierte en una herramienta importante para la investigación académica y la interpretación científica en el ámbito energético».

Las autoridades coincidieron que el BEN, es un elemento prioritario para la planificación energética del país, pues sintetiza la información de oferta, transformación, transporte y consumo de los recursos energéticos, con los cuales cuenta el país para su productividad y desarrollo.

Factor de Emisión de CO2 del Sistema Nacional Interconectado 2022

El Gobierno del Ecuador ratifica su compromiso para enfrentar el Cambio Climático, a través de políticas que promueven la generación de energías limpias y el fomento a la eficiencia energética en todos los campos.

En este sentido, la Comisión Técnica que determina los Factores de Emisión de gases de efecto invernadero (CTFE) en el Ecuador, conformada por los Ministerios de Energía y Minas (MEM), de Ambiente, Agua y Transición Ecológica (MAATE), el Operador Nacional de Electricidad (CENACE) y la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR), emitió el informe 2022 del Factor de Emisión de Dióxido de Carbono (CO2) del país, mismo que se llevó a cabo a través de la

“Herramienta para el cálculo del factor de emisión de CO2 para un sistema eléctrico”, versión v7.0., provisto por Naciones Unidas para este propósito.

Los resultados del informe 2022, posibilita cuantificar la reducción de emisiones por proyectos de energía renovable y relacionados con eficiencia energética; además, se presentó herramientas para el monitoreo de la huella de carbono en empresas y usuarios que requieren evaluar los inventarios corporativos.

Durante su exposición el Director Ejecutivo de CENACE, Gabriel Argüello, expuso las características generales, detalles técnicos y estadísticos contemplados en el informe del «Factor de Emisión de CO2 en el Sistema Nacional Interconectado (SNI) – 2022», donde destacó que el Factor de Emisión es una herramienta clave en la lucha contra el cambio climático pues permite medir la cantidad de emisiones de CO2 asociadas a la producción de electricidad en una red eléctrica, además que, a través de ella, se valora la efectividad de las políticas de mitigación implementadas por el país, así como de las empresas y permite la toma de decisiones encaminadas a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

El Ministerio de Energía y Minas, es el ente rector del sector energético del Ecuador y tiene bajo su responsabilidad, el coordinar, articular y dirigir la administración, así como la gestión de la información del sector energético y de los recursos naturales no renovables, es por ello, que a través de estos documentos, cumple con su responsabilidad y compromiso de informar a la ciudadanía sobre el trabajo que se ejecuta de forma permanente para enfrentar el cambio climático y las políticas encaminadas a fortalecer la sostenibilidad ambiental.

La entrada El Gobierno de Ecuador presenta estadísticas de su Balance Energético Nacional se publicó primero en Energía Estratégica.

Dada la extensión territorial de México y su nivel de irradiación media anual de 6.36 kWh/m2 por día, el país cuenta con un alto potencial para instalar más de 1,800 GW de capacidad de generación en zonas con factores de planta menores al 20%. 

Según el estudio de 2021 de la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex), esa cifra equivale a 28 veces la capacidad total instalada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en la actualidad.

En este contexto de innovación y aprovechamiento del potencial solar de México, Finsolar, una startup dedicada a la energía solar y la responsabilidad social, da a conocer su programa insignia, Sociality, que busca impactar positivamente en comunidades y fundaciones necesitadas a través de sistemas de energía solar sostenible.

De acuerdo a la información compartida por la compañía, el corazón del programa radica en su colaboración única con empresas inversionistas que comparten la visión de un futuro más sostenible y solidario. 

Cada firma se convierte en un socio estratégico en esta iniciativa, colaborando estrechamente con Finsolar para dar forma al impacto de los beneficios sociales generados por la energía solar. Este compromiso se ha convertido en un testimonio de la responsabilidad social empresarial y el poder transformador de la tecnología verde.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ian de la Garza, CEO de Finsolar destaca los inicios del programa y cuáles son los objetivos a corto plazo.

¿Cómo surge la iniciativa?

 La iniciativa nace de la visión compartida de tres socios con experiencia en energía renovable desde 2008. Nos dimos cuenta de que el financiamiento era el principal obstáculo para que las empresas adoptaran la energía solar. Así que decidimos abordarlo construyendo sobre tres pilares fundamentales: Económico, Social y Ambiental. 

Creemos firmemente que la responsabilidad social debe ser parte integral del ADN de una empresa para generar valor sostenible. Si no se incorpora de esta manera, puede convertirse en una competencia interna por recursos. De ahí surgió Sociality, un programa alineado con los objetivos sociales de nuestras empresas inversionistas, fortaleciendo así el impacto y la responsabilidad.

¿Cuántos kW o MW planean instalar con este programa Sociality?

   Tenemos planes ambiciosos para instalar 15 MW en los próximos 5 años. Es una meta que refleja nuestra dedicación a expandir la energía solar y hacerla accesible para más negocios.

¿Qué respuesta está teniendo por parte de las empresas?

  La respuesta ha sido muy buena y ha superado nuestras expectativas. La inversión en este tipo de proyectos está creciendo hasta un 400% al año. Muchas empresas ven la capacidad de generar valor en los tres pilares (económico, social y ambiental) como un factor clave al decidir invertir en energía renovable. El programa Sociality resuena con ellas porque combina la sostenibilidad con la rentabilidad y la responsabilidad social.

Caso de Éxito

Para la compañía, un logro destacado de esta alianza se ve evidenciado en la “Casa Hogar de Nuestra Señora de la Paz A.C.” ubicada en la Ciudad de México. En esta ocasión, Finsolar junto a la generosa inversión de Cerillera La Central y Solutio, ha desplegado un sistema de 11.9 kWp, capaz de producir alrededor de 20 MWh de energía limpia y sostenible anualmente.  

La startup no solo se enfocó en la implementación de los paneles solares, sino también en el mantenimiento y operación continuos durante los próximos 30 años. De acuerdo a la comunicación de Fin Solar, durante este tiempo tendrán ahorros de más de 6 millones de pesos en pago de energía y reducirá su huella de carbono en hasta 8.48 toneladas por año.

Esto permitirá que la Casa Hogar pueda concentrarse en su misión fundamental a largo plazo: brindar un hogar, educación y formación integral a niñas en situación vulnerable, allanando el camino para su empoderamiento y un futuro prometedor.

Cómo participar en Sociality 

Finsolar extiende una cordial invitación a empresas y fundaciones comprometidas con valores sociales, así como a organizaciones benéficas, para unirse a esta travesía hacia un futuro más sostenible y solidario. 

Si tiene en mente un proyecto que involucre a una nueva comunidad, institución, colaboradores destacados o asociaciones civiles que podrían beneficiarse de Sociality, la compañía se compromete a escuchar su propuesta.

Para participar de esta revolución solar que está transformando vidas en México, pueden presentar su proyecto a través del siguiente link. 

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EGAL publicó recientemente un reporte donde indica que, a partir de cifras de XM, operador del sistema eléctrico colombiano, en casi 20 años, del 1983 al 2002, se conectaron al sistema 9.666 MW; mientras que en la última década, del 2003 al 2022, las instalaciones operativas cayeron un 40%, a 6.052 MW.

Si bien se comparan dos décadas respecto a la última, Iván Martínez, presidente de EGAL, cuenta a Energía Estratégica que la demanda de energía eléctrica en Colombia está incrementándose cada vez más. De acuerdo al último análisis de XM, mirando datos de julio pasado, la demanda de energía en Colombia aumentó 3,57% en comparación con el mismo mes del año anterior.

“Eso es bastante preocupante porque la población y las empresas e industrias vienen creciendo a un ritmo igual o mayor que en ese periodo. Es decir, la demanda viene creciendo a un buen ritmo, pero la oferta se está quedando y está generando unos precios en el mercado altísimos. Y eso no es sano para nadie, ni para los generadores siquiera”, señala Martínez.

Y advierte: “Necesitamos que se avance muy rápido en todos los proyectos solares y eólicos y que el gobierno entienda que el país se está quedando sin energía”.

HISTORIA Y PRESENTE DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA-1

La meta del presidente Gustavo Petro, manifestada en su Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026 es alcanzar 2 GW renovables al final de su mandato, pero internamente el mandatario quiere llegar a 6 GW.

Al respecto, el titular de EGAL recomienda: “Si el gobierno quiere cumplir las metas, tiene que cambiar su posición y ser mucho más amplia en autorizar proyectos nuevos, porque está autorizando unos proyectos que no se están construyendo, que no están poniendo las garantías y algunos los están devolviendo”.

En ese sentido, da el ejemplo de Enel, que semanas atrás se deshizo de uno de sus parques eólicos que estaba construyendo en el norte del país, más precisamente en La Guajira.

“Estamos muy preocupados porque una empresa como Enel, que tiene una capacidad financiera y técnica muy fuerte, ha dicho que se retira de todos los proyectos que tenían el norte del país, en La Guajira. A Windpeshi ya lo está vendiendo un proyecto que inclusive ya tenía las turbinas en La Guajira”, señala Martínez.

Y apunta contra la UPME. “Está poniendo muchas trabas y la verdad uno no sabe de dónde va a salir esa capacidad [por los 6 GW]. El único proyecto grande que hay ahora es Hidroituango. Nosotros deberíamos estar ingresando al sistema unos 1.000 MW todos los años, cosa que no estamos haciendo”.

Para el presidente de EGAL los temas sociales, ambientales (consultas previas) e impositivos, como la subida de tasas para proyectos de renovables, generan impactos en el avance de proyectos, pero su preocupación también pasa por los concursos de asignaciones a red eléctrica que instrumenta la UPME.

“En la última ventana de autorización de proyectos, la UPME negó una gran cantidad de ellos. Muchos desarrolladores colocaron un derecho de reposición en donde la ley permite que se le solicite a la entidad que revise nuevamente su decisión. La entidad tiene 15 días para responder. Eso ocurrió en marzo de este año. Al día de hoy no ha dado respuesta a esas solicitudes. ¿Cuál es la voluntad que tiene un gobierno que quiera apoyar a las energías renovables si se demora casi seis meses? La verdad no se entiende eso”, critica Martínez.

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Sunova Solar se enorgullece de informar a sus clientes y socios y a aquellos que quieran serlo en el futuro, que ha sido incluida en la lista de fabricantes de módulos fotovoltaicos Tier 1 de Bloomberg, publicada hoy como parte del informe de tercer cuatrimestre de 2023 de Bloomberg New Energy Finance (BNEF).

El CEO de Sunova Solar, William Sheng, comenta: “Adquirir el rango de productor Tier 1 es un hito importante para Sunova Solar. Hemos trabajado muy de cerca con nuestros partners para seleccionar los proyectos adecuados y educar a los bancos sobre la calidad fiable de nuestros módulos fotovoltaicos”.

“Al mismo tiempo que recopilábamos los proyectos necesarios, también empezamos a ampliar nuestro modelo de negocio, desde la energía solar distribuida para tejados, hacia los proyectos de escala comercial. La inclusión en la lista Tier 1 nos ayudará a abarcar plenamente este segmento y nos abrirá las puertas a la participación en los proyectos de mayor envergadura. Al mismo tiempo, honramos y mantenemos estrechas relaciones con nuestros clientes que confiaron en nosotros incluso antes de que adquiriéramos el estatus Tier 1 y continuamos nuestra expansión de mercado con ellos”, remata.

El Presidente de Sunova Solar, Mike Song, añade: “Con una capacidad operativa de producción de módulos de 4,2 GW y otros 6 GW en construcción, ya nos estamos preparando para el aumento de la demanda como fabricante Tier 1”.

“La incertidumbre política ha planteado grandes retos a las cadenas de suministro, haciendo necesarias una gran flexibilidad y cooperación multilateral para tener éxito en este mercado. La continua actualización de la tecnología de las celdas solares y la necesidad de desarrollar productos para múltiples aplicaciones siguen siendo un reto constante. Por ello, en Sunova Solar hemos decidido integrar nuestros procesos de producción en torno a la cadena de suministro de tecnología de celdas, que es el principal factor que nos permite combinar la reducción de costes con el aumento de eficiencia”, suma.

Y remata: “Por lo tanto, también hemos invertido en un centro de producción de obleas de silicio con una capacidad de producción de 20 GW, que también está actualmente en construcción. Esto nos ayudará enormemente a controlar la calidad y los costes de las celdas solares producidas para nosotros y permitirá el control directo de toda la cadena de suministro mediante la compra directa del material de polisilicona. Esto nos permitirá garantizar el cumplimiento de las normativas de trazabilidad ya establecidas en Estados Unidos y que entrarán en vigor el año próximo en Europa, incluyendo la referente a los insumos libres de mano de obra forzada. Al mismo tiempo, estamos diversificando nuestra cooperación en distintas áreas para ampliar el acceso al mercado, lo que nos ayudará a obtener más ventajas de economías de escala”.

Por su parte, Sheng, agrega: “La trazabilidad total no es el único beneficio que obtendrán los clientes de Sunova Solar, ahora que somos una empresa de la lista Tier 1 de Bloomberg».

“También facilitará su acceso a la financiación para proyectos de todos los tamaños, ya que ser una empresa Tier 1 es una confirmación más de la financiabilidad de nuestros productos. Según el informe de bancabilidad de PV Tech Module, ya contamos con la calificación CC+, lo que pone de relieve nuestra rigurosa gestión financiera”, cuenta el CEO.

Y destaca: “La inclusión en la lista Tier 1 de Bloomberg nos ayudará a subir aún más en esta escala, ya que su calificación está fuertemente relacionada con el volumen de ventas y envíos, de los cuales prevemos un aumento debido a la actual capacidad de servir a proyectos a escala de servicios públicos. Junto con nuestro enfoque continuo en el cliente y en producir módulos asequibles de alta eficiencia y calidad, todos estos componentes aumentan la confianza en nuestra empresa y nuestros productos por parte de las EPC, promotores, inversores e instituciones financieras por igual”.

Finalmente, el Presidente Song concluye: “Habiendo iniciado como empleados en esta industria hace más de una década, ahora que somos copropietarios de una empresa Tier 1, podemos, en retrospectiva, adjudicar nuestro éxito a nuestra convicción de que las empresas prósperas deben tener una visión y una misión claras, y que la alta dirección debe instaurar una buena cultura organizacional con valores alineados a esta, para sentar las bases de un crecimiento continuo y un éxito sostenible sólido”.

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Trina Solar, uno de los principales líderes mundiales en el suministro de soluciones fotovoltaicas y de energía inteligente, presentará en Brasil las últimas incorporaciones a su cartera de productos. El fabricante de paneles solares, seguidores y equipos de almacenamiento, estará presente en Intersolar South America, evento que se celebrará en Sao Paulo entre el 29 y el 31 de agosto.

La compañía fundada en China en 1997 -presente en Brasil y Chile desde 2017 y 2016, respectivamente- además de ser pionera en el desarrollo de módulos fotovoltaicos rectangulares, los 210R, un estándar que ha sido adoptado por otros fabricantes; Trina Solar se ha destacado por mejorar el uso y la eficacia de la Inteligencia Artificial incorporada en sus seguidores solares.

Durante Intersolar, el público podrá ver los diferenciales del módulo fotovoltaico fabricado con tecnología i-TopCon tipo N, el Vertex N 700W, que hoy representa el panel de mayor potencia efectiva del mercado. Cabe destacar que, además de garantizar la generación de energía en un volumen mayor, el módulo de Trina Solar también garantiza una vida útil más larga. Otro punto positivo del Vertex N 700W es la reducción del número de periféricos necesarios en una planta solar.

En cuanto a su gama de seguidores solares TrinaTracker, Trina Solar presentará las innovaciones añadidas al Vanguard 1P. Equipado con el algoritmo de seguimiento inteligente SuperTrack, que calcula el ángulo de seguimiento ideal para cada línea individual, permite aumentar la generación de energía hasta un 8%. SuperTrack maximiza la producción de energía durante los periodos de irradiación difusa y en terrenos irregulares con diversas pendientes.

Así mismo, TrinaTracker alcanzó la meta que se impuso en 2022 de llegar al Top 5 de MarketShare en Latinoamérica y entró en el Top 10 a nivel mundial, según cifras de WoodMackenzie.

En cuanto a los equipos de almacenamiento de energía, la empresa china llevará a Intersolar el Trina Storage Elementa, un sistema de alto rendimiento a escala de red. Fabricado con tecnología de células desarrollada por la propia empresa y con un diseño innovador, Elementa es flexible, seguro y cuenta con una gama de productos para atender a diferentes perfiles de público.

Con el objetivo de ser un referente mundial en el suministro de energía limpia y en el desarrollo de soluciones fotovoltaicas sostenibles, Trina Solar ha sido la primera industria del sector en recibir la certificación de fábrica Carbon Zero. La planta certificada está situada en Yiwu (China) y produce paneles fotovoltaicos de la serie S, utilizados principalmente en tejados residenciales, comerciales e industriales.

Optimista sobre el potencial de desarrollo del mercado de energía fotovoltaica en América del Sur, el vicepresidente de Trina Solar para América Latina, Álvaro García-Maltrás, destaca que la empresa tiene grandes expectativas con la oportunidad de presentar los últimos avances tecnológicos. «Creemos que Trina Solar tiene todas las condiciones necesarias para hacer una contribución efectiva al fortalecimiento de las fuentes renovables en el mix de producción de energía de la región. Desarrollamos nuevas tecnologías e invertimos continuamente en soluciones integradas con el objetivo de que toda la sociedad se beneficie de una energía limpia, competitiva y confiable».

Intersolar South America se celebrará en el Expo Center Norte de Sao Paulo entre el 29 y el 31 de agosto, entre las 12:00 y 20:00 horas. Trina Solar estará presente en el stand W340.

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En un mundo en constante cambio, el sector eólico se ha posicionado como un agente transformador a nivel global. Cada vez más naciones se suman al compromiso de descarbonizar sus economías, dirigiéndose hacia la generación de electricidad a través de fuentes limpias, y la energía eólica encabeza esta tendencia. La generación eólica, además de producir energía, también desempeña un papel crucial en la lucha contra la emergencia climática, que ya impacta a millones de personas y amenaza a las futuras generaciones.

Ante este escenario, México WindPower® 2023 regresa en su onceava edición con renovada fuerza, consolidándose como el centro internacional de negocios y conocimiento que 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.

México es uno de los destinos con mayor potencial eólico en Latinoamérica, lo cual ha permitido que las empresas eólicas generen energía más limpia, eficiente y accesible para millones de familias mexicanas. Por esta razón, Mexico WindPower® 2023 se vuelve determinante y se consolida como la puerta de entrada del sector eólico en México, donde se abordará la situación actual, la prospectiva y el potencial eólico del país.

Este año se presentarán dentro del congreso los días 6 y 7 de septiembre; más de 40 ponentes en 11 conferencias de alto impacto con perspectivas globales sobre temas 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 de continuar posicionándose como el referente de la industria eólica en México donde se reúnen las empresas líderes en innovaciones para el sector, Mexico WindPower® 2023 presentará la segunda edición del Reconocimiento a la Innovación «EHÉCATL», premio que reconoce a los líderes que utilizan las ideas y el conocimiento para desarrollar tecnología o proyectos que resuelvan problemas y generen negocios de alto valor agregado.

Mexico WindPower® 2023 cuenta con un Consejo Consultivo integrado por 13 voces expertas del sector, quienes han propuesto los temas clave y estratégicos para impulsar la energía eólica en México y América Latina. Lo integran representantes de White & Case, UNAM, Grupo Bimbo, GWEC, CIIJA, la Agenda Internacional del Grupo de Financiamiento Climático para Latinoamérica y el Caribe, GFLAC, INEEL, Tecnológico de Monterrey, Voz Experta, PwC México, AMDEE, Mujeres en Energía Renovable México, entre otros.

México WindPower ® 2023 hace un llamado a todos los expertos, profesionistas y académicos de la industria, así como a todas las personas que estén interesadas en este sector, a participar en el evento. Estamos convencidos de que el intercambio de ideas, experiencias y de buenas prácticas, enriquecerán nuestro programa y permitirán acercarnos a un futuro con más energía limpia y asequible para todos.

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

Acerca de Tarsus: Tarsus México es el organizador con la mayor trayectoria en el mercado mexicano desde 1991, presentando eventos de calidad internacional con las tendencias, innovaciones y el panorama mundial y local de las industrias que promueve como PLASTIMAGEN® MÉXICO, EXPO MANUFACTURA® y THE GREEN EXPO®. Tarsus México forma parte de Tarsus Group, uno de los organizadores más importantes a nivel mundial. Con casa matriz en Londres, Tarsus Group organiza más de 180 eventos Tarsus Medical, Connect Meetings, Dubai Air Show PLASTIMAGEN® MÉXICO y la serie mundial de Labelexpo.  www.tarsus.mx  www.tarsus.com

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Por su ubicación geográfica y el tratado libre comercio con Estados Unidos y Canadá, México cuenta con un gran potencial renovable para la producción y exportación de hidrógeno verde.

Si bien aún es necesaria una Estrategia Nacional de Hidrógeno, crecen los esfuerzos del sector público y privado para detonar la industria a nivel nacional y poder exportar este vector energético en un futuro cercano.

Bajo esta premisa, el presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) anunció la construcción de una planta de hidrógeno verde en Salina Cruz, Oaxaca, en el suroeste de México.

El presidente mexicano hizo públicas sus intenciones de ejecutar el megaproyecto a través de una carta dirigida al mandatario de Estados Unidos, Joe Biden, con fecha 8 de agosto.

“El fondo de inversión danés Copenhagen Infrastructure Partners está por iniciar la construcción de una planta de hidrógeno verde para abastecer a los barcos con este combustible limpio y evitar que transiten por los mares del mundo contaminando por la gran cantidad de hidrocarburos que consumen (..)”, explicó AMLO en la carta.

“Cuando esté en operaciones, la planta suministrará combustible a barcos en el concurrido puerto de Salina Cruz, en costas del Pacífico del corredor ferroviario del Istmo de Tehuantepec, que conecta con el Golfo de México”, señaló.

CPM Carta a JBiden, 16ago23

Además, mediante este comunicado, el presidente ha invitado formalmente al presidente de los Estados Unidos, Joe Biden, a visitar dos proyectos de energía y el Tren Maya en México.

Aunque aún se conoce poco de este nuevo proyecto, crecen las expectativas del sector renovable sobre los beneficios que podría traer al país.

En conversaciones con Energía Estratégica, Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), Israel Hurtado, destaca: «Desde la Asociación nos da mucho gusto que se estén desarrollando proyectos en México y en particular en el sur del país».

«Creemos que la región del Istmo de Tehuantepec y Oaxaca tiene un gran potencial para la producción, consumo y exportación de hidrógeno verde, sobre todo, teniendo en cuenta el corredor interoceánico que se está considerando en esa región, el cual puede detonar de una manera muy interesante la zona», agrega.

Cabe destacar que el Gobierno Federal está buscando activamente formas de fomentar la inversión en el país a través de diferentes programas e incentivos fiscales como el “Decreto que promueve la inversión en el  Istmo de Tehuantepec” publicado en junio de 2023.

«Este proyecto fue anunciado por AMLO en una carta a Biden así que todo indica que se trata de una inversión que se está por realizar. Espero que otros proyectos se puedan desarrollan tanto en esa región como en otros polos industriales, teniendo en cuenta las atractivas condiciones que tiene México para la producción de este vector energético», concluye.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Asociación Ecuatoriana de Hidrógeno (H2 Ecuador) está trabajando fuertemente en sentar las bases para que exista en el país una Estrategia Nacional de Hidrógeno.

En efecto recientemente hizo pública su meta de promover la inversión de USD 5 millones del vector energético hasta el 2030, especialmente para la identificación de dos proyectos pilotos claves para atraer la inversión extranjera en concordancia con la Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde del Ecuador, realizada por el Ministerio de Energía y Minas y el BID. 

En línea con estos esfuerzos, Cristian Mejía el director de la Asociación, explica a Energía Estratégica sus apetito por exportar este vector al continente europeo y describe cómo vienen trabajando para detonar la actividad en el país.

¿Cuáles son los potenciales países para exportar hidrógeno verde?

No queremos poner una bandera, todos los países pueden ser atractivos. No obstante, vemos a Alemania como uno de los principales off takers al ser el motor industrial de Europa.

Alemania acaba de actualizar su Estrategia Nacional y hablan de que el 100% del hidrógeno que ellos van a consumir, solo van a poder producir el 30%. Hay una gran oportunidad para nosotros en este sentido.

Además de Canadá, Europa y Estados Unidos, también se están abriendo a esta oportunidad otros mercados como por ejemplo China y el sudeste Asiático. Se prevé que serán grandes productores pero también consumidores y es América Latina la que tiene gran potencial para producir esto por su matriz energética.

¿Qué tan importante es aprovechar el tiempo para avanzar en la matriz teniendo en cuenta que hay una carrera internacional por producir y exportar hidrógeno verde?

Es muy importante llegar rápido pero a veces llegar primero tiene sus falencias. Quizás llegar segundos o terceros no está mal porque puedes aprender de los errores de los demás mercados y corregirlos en el camino. 

Si bien Chile y Brasil se están moviendo bastante rápido, todos tenemos en este ecosistema la premisa de que debemos hacerlo rápido pero tenemos que hacerlo bien y de manera segura.

Si nos apuramos demasiado y llegamos con un hidrógeno que no es certificable vamos a tener muchos problemas y la inversión se va a desperdiciar.

¿Qué acciones de H2 para acelerar el impulso de hidrógeno verde en Ecuador?

Uno de nuestros principales ejes de trabajo es promover la implementación de la hoja de ruta hidrógeno. Este documento identifica dos fases: consolidación del ecosistema hidrógeno de aquí hasta el 2035 y su expansión.

Nos enfocamos en capacitaciones para ciertas industrias especializadas como la minería. Queremos tener los mejores técnicos lo más rápido posible. Y también concientizar las oportunidades que existen en el mundo en torno al hidrógeno verde con una misión empresarial.

También estamos participando en ferias internacionales para darnos a conocer con nuestros potenciales off takers.

¿Cuáles son los principales retos para alcanzar una Estrategia Nacional de Hidrógeno?

Uno de los mayores desafíos es concientizar al sector público y a la población en general de que es necesario hacer esto rápido, bien y seguro. 

Los medios de comunicación nos están ayudando muchísimo tanto internacionales como nacionales.

La incertidumbre electoral también provoca que no sepamos cómo va a tomar estos temas el próximo presidente. Desde H2 Ecuador estamos preparados para trabajar como un actor unificado con quien sea y a pesar de quien sea.

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A partir de los datos obtenidos en un estudio realizado por el Programa Energías Renovables de la agencia alemana GIZ, sería factible suministrar agua a un precio competitivo al Valle del Huasco e interiores y suplir su demanda futura, en el contexto de la emergencia hídrica que sufre el país.

Los parámetros considerados en el análisis fueron el déficit hídrico proyectado en la cuenca; la demanda de agua de la minería, agricultura y consumo humano; y la potencial producción de hidrógeno verde en la zona del puerto de Huasco.

Una de las premisas que tuvo la investigación fue utilizar las zonas costeras industriales, y la posibilidad de reconvertir las centrales térmicas de Huasco en nuevas plantas generadoras de agua, reutilizando la infraestructura eléctrica existente, así como, las líneas de transmisión. Con esto se podría producir agua para la generación de hidrógeno verde, agua potable rural y urbana, para la agricultura, la industria y la minería en la cuenca, en un modelo integrado que permita el suministro eléctrico con energías renovables para el proceso de desalinización.

De esta forma se verificaría conceptualmente la factibilidad de tener un suministro continuo de agua desalada que complemente el suministro actual, utilizando como reservorio de la cuenca el embalse Santa Juana.

“En el estudio mediante el modelamiento de distintos escenarios es posible evaluar el impacto en el costo de agua desalinizada para los distintos usuarios, lo que unido a un análisis de las condiciones medioambientales y comunitarias permiten definir tempranamente las opciones tecnológicas más adecuadas”, comenta Rodrigo Vásquez coordinador nacional del proyecto RH2 de GIZ.

Se estima que para el 2030 el déficit en la cuenca del río Huasco podría llegar a 1,9 metros cúbicos por segundo, alcanzando un 3,3 al 2050. Esto llevó a proyectar una planta desaladora de 3,5 metros cúbicos por segundo de producción de agua al 2050, la que se debería materializar en dos etapas.

Del estudio se desprende que los costos unitarios de producción de agua van desde los 1,5 USD/m3 en la costa hasta los 10,2 USD/m3 en las zonas altas donde podrían ubicarse las faenas mineras.

Finalmente, el análisis concluye que la producción de agua desalada, como complemento a las fuentes hídricas continentales, permite independizarse de las condiciones hidrológicas de la zona, generando a futuro mayor seguridad de abastecimiento para los distintos usuarios, aportando a la sustentabilidad de las actividades económicas y del desarrollo local, a su vez resguardando la protección del medioambiente, así como de las comunidades de los territorios donde se emplacen las obras del proyecto. El estudio se encuentra disponible en 4echile.cl

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El Gobierno de Colombia, a través de la cartera de Energía, fijó cuatro medidas importantes a desarrollar en el transcurso de este tercer trimestre, fijadas en la última Agenda Regulatoria.

Por un lado, fija la adopción del Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2022-2036, donde se avanzarían con seis obras de transmisión, las cuales deben ser ejecutadas a través de Convocatoria Pública o Ampliaciones del STN, “según corresponda”, indica la autoridad. Todas tienen un horizonte de puesta en marcha a más tardar mediados del 2026.

Por otra parte, se quiere reglamentar el artículo 41 de la Ley 2099 de 2021, modificado por el artículo 247 de la Ley 2294 de 2023 en relación con el Fondo Único de Soluciones Energéticas (FONENERGÍA).

En concreto, se quieren establecer los lineamientos para la entrada en operación, destinación de los recursos y demás aspectos necesarios, en relación con el FONENERGÍA de acuerdo con la modificación de su naturaleza jurídica de acuerdo con el artículo 41 de la Ley 2099 de 2021, modificado por el artículo 247 de la Ley 2294 del 2023.

También, como tercera medida, se apuntará a modificar la Resolución MME 181272 del 5 de agosto de 2011, concretamente el artículo 3, sobre el cálculo del subsidio para las localidades de menos de 300 usuarios, atendidos con tecnología de generación FNCE o FNCER.

Finalmente, se llama a Convocar a los Operadores de Red del servicio de energía eléctrica para presentar Planes, Programas y/o Proyectos de Normalización de Redes Eléctricas, para la adjudicación de recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE), y llevar a cabo su desarrollo.

Cuatro trimestre

En relación a los últimos tres meses del año, se proyecta la aplicación de tres medidas energéticas establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026.

Por un lado, definir como estrategia nación la Transformación Energética.

Por otro, aumentar la cobertura de energía eléctrica.

Y, finalmente, establecer el «Programa de catedra para la transición energética justa con enfoque territorial» asi como sus fuentes de financiación incluyendo el mecanismo de Obras por Impuestos y las metas del programa.

La entrada Las siete medidas energéticas que promovería Colombia en lo que resta del año se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde la extensión de la cadena industrial incorporando la fabricación de módulos fotovoltaicos desde la segunda mitad del 2022, Tongwei ha entregado una hoja de respuestas excelente.

Como recién llegado a los módulos, Tongwei ingresó rápidamente a la lista de Nivel 1 (fabricantes de módulos fotovoltaicos de primera línea) en virtud de sus productos de alta eficiencia, calidad y tecnologías. Además, se ha logrado entrar en la lista de los 10 principales fabricantes de módulos en términos de envíos en el 2022.

En la actualidad, se ve que el ritmo de la transformación energética global se está acelerando. Tongwei ha seguido firmemente la tendencia y ha logrado firmar acuerdos de colaboración estratégica con empresas de todo el mundo. Desde el principio de este año, Tongwei ha participado activamente en exposiciones y eventos internacionales de energía junto con sus productos de tecnología avanzada.

Tongwei se dedica a proporcionar a sus clientes productos de alta calidad y, por lo tanto, es ampliamente reconocido por los clientes. Al mismo tiempo, Tongwei sigue explorando posibilidades en el ámbito de la aplicación «fotovoltaica +» para ofrecer soluciones de acuerdo con escenarios distintos. Por ejemplo, «fotovoltaica + techo», «fotovoltaica + escuela», «fotovoltaica + agricultura y ganadería», «fotovoltaica + la lucha contra la desertificación» , etc..

Rompe cuatro veces continuamente el récord, Tongwei brilla la exposición con su nuevo producto de THC

Como uno de los eventos importantes de la industria solar en Latinoamérica, InterSolar South America se celebrará en Brasil del 29 al 31 de agosto. Tongwei presentará en la exhibición junto con sus productos de teconlogía más reciente y explorará la posibilidad de colaborar con clientes  todo el mundo a través de juego de fútbol somatosensorial y runiones.

I+D es una de las principales competencias de Tongwei. En términos de tecnología de modulos, Tongwei ha logrado varios avances. Los productos más destacados en esta exhibición son  el TWMHF-66HD y el TWMNG-72HD, ambos de ellos han reunido los últimos logros de tecnología desde Tongwei. Desde el enero, Tongwei ha logrado romper récords de eficiencia cuatro veces seguidos en solo medio año de unos 720,71W a 743,68W abriendo un nuevo capítulo de módulos de 740W+.

Tongwei exhibirá el módulo TWMHF-66HD de la tecnología THC (Tongwei HJT Cell), con una potencia máxima de 743W+. TWMHF-66HD es el primer módulo de HJT en la industria que combina varias tecnologías más recientes al mismo tiempo, como por ejemplo, células sin plata, oblea ultrafina, microcristalina de cara doble, dopaje de objetivos de alto rendimiento e inyección de luz.

Todo eso puede aumentar efectivament de más del 1% de la eficiencia. Tongwei desarrolló e implementó la tecnología THC desde el 2018 y construyó la primera línea de producción de HJT de nivel GW en China. También, ha tenido la primera línea piloto de interconexión de cobre en la industria.

El nuevo módulo TWMNG-72HD adapta la tecnología TNC (Tongwei N type passivated contact Cell) desarrollada por Tongwein. Además, la aplicación de obleas rectangulares puede optimizar el tamaño de los módulos aprovechando al máximo el espacio interior de contenedores de envío con el propósito de reduicir el coste de transporte. La potencia máxima de este puede alcanzar 625W y la eficiencia de células TNC en producción masiva ha llegado el 25,7%, lo que ha sido la solución más económica y estable en la industria.

En la exhibición Tongwei también va a demostrar productos de otras variedades. Los módulos  TPC (Tongwei PERC Cell) permiten la cobertura completa de los escenarios de aplicación para satisfacer las necesidades de distintos mercados. Adicionalmente, los módulos de la serie TERRA cuenta con característica ecológica en cuanto a su producción sin fluoruro y de bajo plomo. Además, su diseño y apariencia estupenda se adaptan perfectamente al alto mercado de residencia. En Europa, uno de cada siete hogares que instalan paneles solares en su techo ha elegido el Terra.

Concentrar en la innovación y los avances tecnológicos para liderar continuamente el desarrollo de la industria

Desde su establecimiento, Tongwei ha seguido en su camino de innovación. En 2022, la inversión en I+D alcanzó los 4400,58 millones de yuanes, y ha establecido tres centros de I+D para fortalecer ventajas competitivasen productos, tecnología, I+D y servicios.

Además del rápido creciente en su capacidad de producción, Tongwei también tiene un profundo conocimiento sobre la demanda de distintos mercados. A través de sus productos de alta eficiencia, alta calidad y respetuosos con el medio ambiente, Tongwei ha obtenido rápidamente certificados y reconocimientos necesarios para entrar en cada mercado, como por ejemplo el de TüV, CNAS, CEC, JPEA , INMETRO, KS, prevención de incendios italiana, MCS, huella de carbono, etc. Todo eso permite que Tongwei seré capaz de ofrecer sus productos y servicios para clientes de todo el mundo.

Desde el tipo P hasta el tipo N, desde la reducción de costos y el aumento de la eficiencia provocados por los avances tecnológicos, y desde la economía a escala provocado por la expansión de la capacidad de producción, Tongwei es capaz de lograr su triunfo no solo por su poder en la producción, sino también por su inversión continua en I+D y esfuerzo en liderar los  avances tecnológicos. En el futuro, Tongwei continuará proporcionar soluciones de  de eficiencia y de alta calidad para la región de América Latina y el mercado global, y utilizará las soluciones integrales y de fabricación «inteligente» de para ofrecer un mejor servicio a los clientes.

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El directorio de la Asociación Iberoamericana de Comercialización de Energía (AICE) eligió como presidente por dos años a Sebastián Novoa, máximo dirigente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), en una votación unánime que incluyó a representantes de Brasil, Chile, Colombia, España, México y Portugal. En tanto, como vicepresidente fue electo Emilio Rousaud, presidente de la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE) de España.

En la elección telemática, Novoa señaló que “es un honor aceptar esta nominación y representar los intereses de todas estas asociaciones de comercialización de energía que están comprometidas con la competencia efectiva en los mercados de energía, la entrega de servicios flexibles y acordes a las necesidades de cada usuario final según sus perfiles de consumo y la existencia de un mercado común de energía que dé liquidez y transparencia a las transacciones entre los distintos agentes de mercado».

Y destacó: «El anhelo de estas asociaciones es que los usuarios finales se ubiquen en el centro de las conversaciones de los organismos regulatorios de cada uno de estos países y puedan acceder a precios óptimos de la energía en el contexto de la transición energética hacia una matriz más limpia”.

Por su lado, Rousaud agregó que “estamos muy orgullosos de formar parte de AICE. Gracias a su creación vamos a tener la oportunidad de poder intercambiar experiencias e información entre los miembros, además de desarrollar iniciativas conjuntas que permitan potenciar el mercado energético”. Además, en la oportunidad, México fue elegido para liderar el equipo de regulación y Brasil el de marketing y comunicaciones.

El directorio de AICE está integrado por Rodrigo Ferreira de la Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (ABRACEEL), Francisco Con Garza de la Asociación de Comercializadores de Energía, A.C. (ACE) de México, Marta Aguilar de la Asociación Colombiana de Comercializadores de Energía (ACCE), Sebastián Novoa de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), João Nuno Serra de la Associação dos Comercializadores de Energia no Mercado Liberalizado (ACEMEL) de Portugal y Emilio Rousaud de la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE) de España.

Cabe destacar que AICE fue creada por estas seis asociaciones de comercialización de energía el 19 de junio de 2023 con el objeto de compartir experiencias e impulsar acciones para promover la comercialización en Iberoamérica.

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En el marco del tercer panel de expertos en el foro “Luz limpia para todos los mexicanos” camino a la integración del Plan Nacional de Energía, la Confederación Patronal de la República Mexicana
(Coparmex)  destacó que la planeación, innovación y en la participación público-privada son pilares fundamentales para fortalecer el funcionamiento de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)

Además, sugirió que debe abordarse desde dos perspectivas: generar políticas públicas que mejoren al sector para otorgar mayores beneficios a los usuarios finales y favorecer mejores prácticas corporativas para apuntalarla como empresa.

De esta forma, Carlos Aurelio Hernández, vicepresidente nacional de Energías Renovables de Coparmex apuntó la importancia de fortalecer a la empresa productiva del estado, teniendo en cuenta que solo en 2021, ésta registró pérdidas técnicas y no técnicas por 13 mil millones de pesos.

Por otro lado, en su calidad de moderadora del encuentro, Ana Laura Ludlow, integrante de la comisión de Energía de la confederación, planteó a los ponentes Diana Pineda y Pedro Llado, asociados de González Calvillo; Santiago Barcón, CEO PQ Barcón; José Carlos Femat, socio fundador de AEE Sustentabilidad Energética y Viviana Patiño Alcalá, investigadora de México Evalúa temas como la participación en la comisión en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la reactivación de las subastas de largo plazo, la capacidad de las líneas de transmisión, entre otros, para robustecer a CFE en beneficio de todos los mexicanos en distintos sectores.

Al respecto, Diana Pineda consideró que, si se han visto intentos de política pública enfocados en ese objetivo, como el pliego petitorio difundido de manera no oficial en 2019 y en el que se enlistaban acciones administrativas, regulatorias y legislativas para hacerlo, muchas de las cuales fueron controvertidas y al final suspendidas. Lanzó el cuestionamiento de si es conveniente para los mexicanos tener una CFE fortalecida y si esto necesariamente significa el monopolio estatal y el rescate de los eslabones de la empresa productiva a costa -o no- de las finanzas del estado.

En ese sentido, Santiago Barcón subrayó “la máquina más grande que ha creado el hombre es el Sistema Eléctrico Interconectado”, de ahí que, es necesaria la planeación y un mayor involucramiento de la CFE en los procesos que CENACE manda a SENER para indicar dónde y cuándo hay que colocar terminales. Agregó además que “En 10 años no hemos crecido el sistema de transmisión, obviamente el destino nos alcanza”.

Para Viviana Patiño Alcalá, es fundamental tener claro que el centro de una política pública debe ser el consumidor y que hablar de fortalecer a CFE debe pasar por “hablar de su gobierno corporativo”, de la toma de decisiones y de tener claro que para que ésta alcance sus objetivos, debe apostarle a sus planes de negocio y a la innovación.

De acuerdo con José Carlos Femat, el MEM, que es pequeño en comparación con el tamaño de la economía y con otros países, podría ampliarse con la participación privada, para lo cual es primordial que existan reglas claras.

“El estado no puede solo, necesitamos que la Iniciativa Privada también participe y permita complementar, que no es sustituir al Estado en este gran objetivo que es proveer seguridad energética a la población mexicana cualquiera que sea su tamaño en la demanda”, agregó.

En cuanto a las subastas, Pedro Llado, sostuvo que éstas favorecieron al mercado, porque hicieron posible que los precios más bajos y competitivos surgieran de este ejercicio “con el cambio en la política energética en la que se dejó atrás las subastas, aunque el mecanismo sigue vigente en la ley, será importante que retomen esta práctica para continuar con el crecimiento del tema de la oferta de energía en la red y que sea renovable y eficiente. Esperaría que con el cambio de administración y si hay algún cambio en política energética, se retome este tema”.

En el evento organizado por Coparmex, también se analizaron retos y desafíos de la generación distribuida para acceder a costos más competitivos o a proveer de energía a comunidades alejadas y ampliar la cobertura, pues de acuerdo con Viviana Patiño, “actualmente 13.5 millones de personas consumen leña o carbón en su hogar, señal de pobreza energética”.

En ese sentido José Carlos Femat dijo que la CFE como proveedora de energía a empresas participantes del mercado podría tener entre sus beneficios una mayor estabilidad de precios y garantizar el suministro, mientras que los retos serían que esto no distorsione la competencia en el MEM, que los actores tengan las mismas oportunidades y garantizar la equidad en la participación.

A su vez, Santiago Barcón enfatizó la necesidad no solo de llevar energía, sino de tener potencia “Es vital que haya potencia para hacer algo, para poner un refrigerador, bombeo o maquinaria que te permita salir de esta situación. Nada cambia tanto la vida como el acceso a la energía eléctrica, eso debería de estar claro en la agenda de reforma energética, sobre todo en un país en vías de desarrollo como el nuestro. Qué bueno que hay CELS, pero se nos olvidan los mexicanos que no tienen acceso a energía y un panel va a ser mejor, pero no les va a cambiar la vida”.

El panel “Fortalecimiento de CFE”, también provocó el análisis en cuanto al crecimiento de solo el 1 % que han tenido las líneas de distribución en los últimos 10-12 años, mientras que la demanda se ha elevado a por lo menos el cuatro por ciento, así como el potencial de interconexión con los países vecinos, las oportunidades de almacenamiento de energía para impulsar la incorporación de renovables y la importancia del cumplimiento del Código de Red, en el que se busca que exista un piso parejo para los participantes en el mercado.

Cabe destacar que las ediciones del foro  “Luz Limpia para todos los mexicanos” son organizadas por Coparmex con la finalidad de concentrar las aportaciones, análisis y propuestas de los expertos en el Plan Nacional de Energía que será propuesto por la sociedad y los empresarios.

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El martes pasado se llevó a cabo el Brazil Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), que reunió a más de 20 empresas líderes en la industria para discutir y debatir sobre las tendencias, innovaciones y perspectivas en el campo de la energía en Brasil.

JA Solar, una de las principales compañías en el sector fotovoltaico, fue una de las entidades que disertó durante el primer panel del evento, donde se abordaron las principales tendencias y proyecciones a futuro 

Gabriel Magdalon, director de ventas LATAM (Utility) de JA Solar, brindó su panorama para el mercado energético más grande de la región y apuntó a que poco a poco habrá más competitividad entre los productos que impulsen la transición energética de fuentes fósiles hacia las renovables. 

“El módulo N-Type TOPCon es la tecnología clave para ahora y para el próximo año. Hay otras que se estudian a nivel solar, pero hoy en día la TOPCon trae la mejor relación costo – beneficio en términos de tener una mejor eficiencia y competencia”, sostuvo.

“Creemos que para el 2025, realmente vamos a traer nuevas tecnologías celulares, por lo que además de aumentar la eficiencia, también tendremos una menor degradación y mejor coeficiente de temperatura, que en Brasil impacta mucho”, agregó. 

Cabe recordar que, a finales de julio del corriente año, JA Solar introdujo su nueva generación de módulos diseñados para aumentar el valor del cliente, bajo el nombre de “Deep Blue 4.0 Pro” (recientemente premiados en la feria SNEC 2023). 

Los mismos se destacan por haber alcanzado una impresionante eficiencia de hasta el 22.8% en potencias de 615W, superando ampliamente a sus predecesores, y módulos de 630W con 22.5% de eficiencia, lo que les otorga un lugar destacado en el mercado de paneles solares de alta potencia.

Mientras que para el 2025, la multinacional china líder en soluciones fotovoltaicas propone afinar aún más la tecnología y llegar a una eficiencia del 29% con sus celdas Tándem, por las que se incorporan otras capas, materiales y combinaciones que limpian los procesos. 

Hecho que muestra que la empresa está muy comprometida hacer grandes inversiones en investigación y desarrollo (llevan alrededor USD 600 millones) para traer más productos con mejor rendimiento y disminuir el costo. 

“Invertimos mucho en nuevas tecnologías, que son cada vez más avanzadas en términos de eficiencia y capacidad productiva de los equipos y la reducción de costos, entonces en los próximos años cada vez habrá más tecnología fotovoltaica competitiva y tiende a atraer un costo de energía generada cada vez más bajo”, insistió Magdalon.

“Estamos pasando por un escenario muy desafiante, principalmente del lado del inversor, al que nos enfrentamos alto interés, precios de la energía en el suelo. Pero el escenario es optimista en los próximos años con la entrada del hidrógeno verde y la optimización de los valores de las baterías, que disminuyen paulatinamente. Y cada vez habrá más demanda de energías renovables, que siempre tendrá espacio y ocupará otros lugares del mercado”, concluyó su participación en el evento de FES. 

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A pocos días del juramento de Santiago Peña como nuevo presidente de Paraguay, la ingeniera Claudia Centurión asumió como ministra de Obras Públicas y Comunicaciones (MOPC), siendo la primera mujer en ocupar el alto cargo en toda la historia de la institución). 

“Estoy profundamente honrada por esta gran misión que me ha encomendado el presidente Santiago Peña para llevar adelante el plan de gobierno respecto a las obras públicas, donde vamos a tener como principal eje y centro de gestión a las personas”, aseguró. 

Una de las primeras labores de Centurión fue el nombramiento del equipo que la acompañará en la gestión. Y quien estará a cargo del Viceministerio de Minas y Energía (VMME) del país será Mauricio Bejarano, en reemplazo de Carlos Zaldívar. 

De este modo, el abogado y máster en negocios y derecho de la energía por la Universidad Complutense de Madrid y ex asesor de la Comisión de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Cámara de Diputados, volverá a ocupar el sillón principal de la entidad tras más de cinco años de su salida oficial. 

Para ser precisos, la etapa de Bejarano al frente del VMME fue desde enero del año 2015, época en la que sustituyó a Emilio Buongermini, hasta poca semanas después de que Arnoldo Wiens asumiera el MOPC en agosto de 2018, cuando lo reemplazó el hidrogeólogo Celso Velázquez. 

Durante su gestión en el VMME, Paraguay aprobó la Política Energética Nacional 2040 (PEN 2040) mediante el Decreto N° 6092/2016, como hoja de ruta del “Sector Energía” en el cual se contempla el subsector “Bioenergía y Fuentes Alternativas”. Mientras que en 2017, ratificó el Estatuto de la “Agencia Internacional de Energías Renovables” (IRENA) que promueve la implantación generalizada y reforzada y el uso sostenible de todas las formas de energía renovable. (Ley 5984, 2017)

El lado negativo para la generación verde fue que en octubre del 2017, el Poder Ejecutivo vetó totalmente el Proyecto de Ley de Energías Renovables, borrando así la gran expectativa de inversores internacionales en desarrollar este sector energético.

Aunque es cierto que ya en aquel entonces Bejarano apuntó a que Paraguay debía convertirse en un país 100% movido a partir de energías limpias y renovables, haciendo hincapié en el rol de la hidroeléctrica ITAIPÚ como una de las centrales más importantes del país y en el ámbito internacional para lograrlo. 

Pero ahora el panorama es diferente, ya que previo a su regreso a la institución gubernamental, la cartera energética de Paraguay se encontraba trabajando en la actualización del Plan Maestro de Generación, aquel documento que, entre otras cuestiones, contempla una estrategia a corto, mediano y largo plazo destinada a promover el uso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) para atender el crecimiento de la demanda del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Y el mismo incluirá nuevas tecnologías para el país, como por ejemplo la energía eólica y las celdas de combustible, a la par que se lleva a cabo un estudio de mercado para introducir la movilidad eléctrica y el hidrógeno. 

En tanto que el país también prepara una ley de H2 verde y nueva estrategia nacional del hidrógeno que abarque más sectores de la economía que aquella hoja de ruta lanzada en 2021  para el sector transporte. 

Importancia al cambio climático

Santiago Peña volverá a confiar en Rolando de Barros Barreto como el titular del Ministerio del Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADES), cargo que ocupó durante el gobierno de Horacio Cartes (2013-2018), pero en ese entonces la institución tenía el rango de secretaría del Poder Ejecutivo (Secretaría del Ambiente – SEAM). 

Incluso, el máximo mandatario de Paraguay apuntó a la importancia de crear alianzas y cooperaciones para avanzar en una mayor eficiencia y sostenibilidad energética mediante una “visión estratégica, buscando acuerdos horizontales”. 

“El cambio climático es real, es un gran desafío planetario y debemos tomar medidas rigurosas para evitar un mayor daño al planeta. Aunque nuestro país no contribuyó de forma importante a la generación de gases de efecto invernadero, vemos con preocupación que algunas iniciativas podrían obstaculizar nuestro desarrollo humano. Por lo que priorizaremos un modelo de desarrollo justo, sostenible y sustentable en todos los aspectos, privilegiando nuestro medio ambiente”, apuntó Peña.

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La Secretaría de Energía de la Nación finalmente definió los bienes para la generación de energía que estarán exceptuados del denominado Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (PAIS), ampliado por el Decreto 377/2023 y que generalizó una alícuota de 25% para todos los servicios. 

Y a pesar que desde el sector renovable había expectativas de se incluyan los insumos necesarios para el avance de nuevos proyectos sustentables, el principal foco del gobierno estuvo puesto en el fuel oil, el gas natural, GNL, la importación de energía eléctrica y en productos destinados a la construcción y puesta en marcha del gasoducto de Vaca Muerta. 

Esto significa que los elementos requeridos para producir energía renovable que se traigan al país desde el extranjero, continuarán pagando este gravamen también conocido como impuesto al dólar importación, que afecta a todas las importaciones que se realicen, incluidas las temporales. 

¿Cómo puede impactar dentro del sector? Si bien la industria verde de Argentina se mantendrá con reglas similares a las que tuvo en el último tiempo, habrá que poner la mirada en lo que pueda suceder con los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI. 

Las empresas que poseen contratos PPA firmados de la reciente licitación de renovables y almacenamiento de energía podrán trasladar el impuesto previamente mencionado a la tarifa por MWh de las centrales. 

Puntualmente, la cláusula 11.3 (incrementos fiscales trasladable) el anexo II del modelo de contrato de abastecimiento RenMDI señala que “el precio adjudicado será ajustado inmediatamente luego del reconocimiento por parte de la Secretaría de Energía de cualquier Incremento Fiscal Trasladable”, mientras que los aumentos fiscales no trasladables serán por cuenta del vendedor. 

“Esto distorsionaría los precios por MWh que acaba de contratar el gobierno nacional mediante la convocatoria RenMDI”, aseguraron fuentes de la industria renovable de Argentina en conversación con Energía Estratégica. 

Cabe recordar que, a lo largo de los dos renglones de la licitación, a mediados de julio se adjudicaron casi 100 proyectos, los cuales incorporarán 633,68 MW de capacidad operativa al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

El renglón N° 1, orientado a reemplazar generación forzada, tuvo 46 parques asignados (514,08 MW) a un valor medio de USD 73,826 MWh; mientras que el segundo segmento (para diversificar la matriz energética) tuvo 52 emprendimientos (119,6 MW) a un precio promedio de USD 153,817 MWh. 

Y se espera que, ante esta situación, tanto las empresas involucradas como las cámaras y/o asociaciones del sector renovable presenten notas para que también se exceptúen del impuesto PAIS a los bienes para generar energía verde y no desvirtuar los precios ni la competitividad de los parques de esta índole. 

“Resulta improbable que las autoridades contesten antes de las firmas de los contratos, pero se recomienda firmarlos haciendo referencia a las propias notas que se envíen, aclarando que queda trasladable a tarifa lo que surja de la cuenta del mayor costo por el impuesto país en las importaciones”, aseguraron desde la industria. 

“Aunque es preciso mencionar que no es imposible que en el futuro se vaya a incorporar la excepción para los insumos renovables, pero no se ve tan factible”, agregaron en diálogo con este portal de noticias. 

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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 como los apagones y la saturación de la red se convierten en una oportunidad para la generación distribuida y los sistemas de almacenamiento.

En efecto, David Aguirre storage specialist en BayWa r.e, explica que la industria ha crecido a pasos agigantados tanto en México como en otros países del mundo.

“Desde finales del 2022 los sistemas de almacenamiento estaban empezando a cobrar interés pero empezaron a detonar este año en México. Los apagones e incremento de demanda hacen sufrir a los usuarios lo cual se vuelve una oportunidad para los instaladores de proyectos”, explica.

A su vez, destacó que hubo dos huracanes seguidos en Puerto Rico que afectaron el suministro de luz de la población lo cual hizo pensar a los usuarios finales en estas tecnologías.

De esta forma, señaló que a nivel comercial, en industrias como hospitales, tiendas y autoservicios los apagones afectan mucho la facturación. Ante estas situaciones, los clientes que ya tienen tecnologías solares pueden integrarse a los sistemas híbridos y de almacenamiento con éxito.

“Teniendo en cuenta que las saturaciones en la red a veces provocan variaciones que afectan los equipos eléctricos de las baterías, es conveniente instalar sistemas de almacenamientos que se puedan conectar y desconectar según los valores eléctricos que presenta la red”, aseguró.

Y alertó: “Muchos clientes están optando por aplicaciones aisladas tras los apagones. Las aplicaciones en tarifas de media tensión horaria se vuelven cada vez más rentables”.

Por otro lado, destacó que países con industrias fotovoltaicas muy avanzadas como Estados Unidos también están teniendo un crecimiento muy grande en la demanda eléctrica.

Amortización de las baterías

En tanto a la vida útil de estos sistemas, Aguirre reveló: “Si descargamos diariamente la batería, ésta rendirá cada vez menos con los años. Al año 15 no almacenaremos lo mismo que en los primeros dos años y su capacidad será del 60%, 50%”.

“Ese es el momento óptimo para hacer un cambio de tecnología. Hoy en día todos hablamos del litio pero a futuro no sabemos qué otra tecnología puede ser competitiva”, agregó.

En relación al precio del kW en el almacenamiento con litio, el experto detalló: “A nivel nacional vamos a estar encontrando precios en el mercado de distribución para compra de instaladores entre 300 y 550 dólares por kW hora. Solamente hablando en almacenamiento, a eso le tendríamos que sumar electrónica”. 

“No obstante, creemos que en el siguiente tiempo, en los próximos dos o tres años, un sistema de almacenamiento se va a volver mucho más rentable de lo que ya es hoy entonces ese será el incentivo”, añadió.

Recomendaciones para detonar aún más la industria

Para Aguirre es muy importante profesionalizar el sector porque el riesgo en las instalaciones de sistemas de almacenamiento suele ser más alto que en otras soluciones.

“Queremos promover estas tecnologías de manera segura. Hay muchas áreas de oportunidad como aplicaciones de back off, respaldos y aplicaciones de calidad de energía. Es muy importante que el sector entienda que productos son más óptimos para instalar en cada mercado respetando los estándares de calidad y confiabilidad”, concluyó. 

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Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, anuncia que llegó a un acuerdo con la compañía Grupo Ibereólica Renovables para adquirir el Proyecto Eólico Caravelí de 218 MW, ubicado en el Distrito Lomas, provincia de Caravelí – Arequipa, Perú. Se estima que el cierre de la transacción se dé antes de finalizar el 2023 con el acompañamiento de Ibereólica, momento a partir del cual, Celsia, comenzaría la construcción y puesta en marcha del proyecto.

Caravelí está ubicado en una zona donde ya operan otros parques eólicos, y se encuentra en estado de pre-construcción. «Llegar al Perú con este proyecto es una oportunidad muy interesante para Celsia. Hemos encontrado que es un país con condiciones favorables para la inversión, estabilidad macroeconómica, recursos naturales atractivos para el desarrollo de proyectos de energía renovables, remuneración en dólares y posibilidades adicionales de crecimiento para desplegar a futuro nuestro portafolio de negocios», indicó Ricardo Sierra, líder de Celsia.

Para el desarrollo del parque eólico Caravelí, Celsia aprovechará equipos y acuerdos con proveedores que ya tenía contratados para los proyectos eólicos que han presentado retrasos en La Guajira, en Colombia, y cuyos procesos de licenciamiento y consultas están en curso. Así, podrá adelantar de manera ágil el cronograma constructivo en el Perú.

Caravelí es un proyecto desarrollado por el Grupo Ibereólica Renovables, pionero en la promoción, construcción y operación de energías renovables, y que ya cuenta con actividades relevantes en España y Chile, y proyectos en Perú y Brasil. Grupo Ibereólica Renovables  suma más de 26 años de trayectoria en el sector, con especial experiencia en proyectos eólicos, solares e hídricos.

El valor total del proyecto se estima en USD 240 millones y contará con la última tecnología en generación eólica. Celsia fondeará este desarrollo con una parte de los recursos provenientes de la reciente venta de algunas de sus operaciones en Centroamérica, con lo cual sigue diversificando su presencia internacional con proyectos de energía renovable que representan un retorno atractivo para sus accionistas.

Detalles del proyecto

Ubicación: Distrito Lomas, provincia de Caravelí – Arequipa
Entrada estimada de operación: Segundo semestre de 2025
Capacidad neta: 218 MW
Línea de transmisión: 47,2km @ 220kV hasta S/E Poroma 220kV

De esta forma, Celsia amplía su huella geográfica a un nuevo país, y sus operaciones se extienden por Colombia, Panamá, Costa Rica, Honduras y ahora Perú, en toda la cadena de la energía: generación (renovable solar, hídrica y eólica), respaldo térmico, trasmisión, distribución, eficiencia energética, movilidad eléctrica, comercialización digital e internet. Todo ello con una manera distintiva e innovadora de llevar los negocios, una cultura corporativa diferente que pone siempre al cliente en el centro de su estrategia.

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La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), tiene a bien manifestar su preocupación por la dificultad que está representando tramitar solicitudes de clientes interesados en ingresar en el Programa de Medición Neta (PMN) para la instalación de paneles solares para autoconsumo, a través de los sistemas aislados que operan en la zona Este. En especial, resulta altamente preocupante el caso de Costasur, empresa encargada de generar, distribuir y comercializar la energía eléctrica dentro del complejo Casa de Campo.

De acuerdo a las estadísticas de capacidad instalada en generación distribuida que publica la Comisión Nacional de Energía (CNE), al mes de Mayo 2023, se han instalado 355.69 MW. De este total, solo el 2.32% de esta capacidad corresponde a sistemas aislados. El 86.79% corresponde a instalaciones en las empresas distribuidoras públicas; mientras que el 10.88% son auto productores, con potencia superior a 1 MW.

La implementación de proyectos de medición neta en Costasur está presentando obstáculos considerables, generando preocupación debido a retrasos significativos en los tiempos, la no realización de estudios suplementarios y la falta de respuestas concluyentes en relación a las solicitudes. Estos retrasos superan los plazos de respuesta establecidos en la regulación actual, dificultando la planificación y ejecución de proyectos que tienen un impacto positivo en la reducción de la huella de carbono y el impulso hacia una matriz energética más sostenible.

Reiteramos la impostergable necesidad de que la Superintendencia de Electricidad (SIE), como órgano regulador, emita los términos de referencia y se realicen los estudios del nivel de penetración fotovoltaica admisible en los circuitos de distribución tanto de las empresas distribuidoras públicas como en sistemas aislados. Así como, el estudio tarifario de estas empresas y la publicación mensual en un portal público de los niveles de penetración fotovoltaica de cada uno de los circuitos de distribución.

A pesar de los avances en la adopción de energías renovables, la falta de una respuesta oportuna por parte de la administración de Costasur ha generado frustración entre aquellos que buscan implementar proyectos de medición neta dentro del complejo. Estos problemas han dejado en manifiesto la necesidad de una revisión exhaustiva en la implementación de sus procesos actuales, sobretodo cuando se espera que las empresas privadas tengan mayor agilidad, eficiencia y tecnología de punta, demostrando esto el compromiso que sí han asumido las distribuidoras públicas ante el desarrollo de la medición neta.

El sector energético está experimentando una transformación fundamental hacia fuentes de energía más limpias y renovables, y la medición neta es una herramienta crucial en este proceso. Sin embargo, la falta de respuestas concluyentes sobre las solicitudes de medición neta ha dejado a los solicitantes en una situación incierta. La claridad y la certeza son esenciales para fomentar la inversión y el desarrollo de proyectos que contribuyan a la protección de nuestro entorno y al crecimiento económico.

En vista de esta situación, hacemos un llamado a las autoridades de Costasur para que cumplan con los plazos de respuesta, revisen y agilicen sus procesos de aprobación de proyectos de medición neta. Es injustificable que proyectos del año 2022 aún se encuentren en espera de respuesta. Es fundamental que se cumplan los plazos de respuesta establecidos en la regulación actual y se brinde a los solicitantes respuestas claras y concluyentes.

La colaboración entre el sector público y el privado es crucial para alcanzar nuestros objetivos de sostenibilidad y para aprovechar plenamente el potencial de las energías renovables.

La directiva de ASOFER, a través de su comité de Medición Neta, reitera que la implementación exitosa de proyectos de medición neta es un paso fundamental hacia un futuro energético más limpio y sostenible. Marvin Fernández, presidente de la asociación agregó que “Estamos comprometidos en trabajar de la mano con las autoridades para superar estos desafíos y de la misma forma en buscar una solución en conjunto que permita que CostaSur sea un propulsor del futuro dominicano, no lo contrario”.

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Como parte de los esfuerzos que se realizan entre México y Alemania para promover la descarbonización y la transición energética en el país, la Cooperación Técnica Alemana en México – GIZ convocó a estudiantes o recién egresados de licenciatura o maestría en áreas afines para participar del International Hydrogen Ramp-Up Program (H2-Uppp).

El objetivo de la iniciativa es identificar, preparar y acompañar la ejecución de proyectos de producción y aprovechamiento de hidrógeno verde y las aplicaciones de power-to-X, como sensibilizar y
transferir conocimientos para el desarrollo de proyectos relacionados con el vector energético mencionado.

 En diálogo con Energía Estratégica, Javier Salas, Asesor Técnico de Giz, destaca el  valor agregado que ofrece este programa: “H2Uppp es un mecanismo de cooperación con el sector privado a partir del cual la GIZ identifica, prepara y acompaña de manera técnica, y en colaboración con instituciones públicas relevantes, proyectos de hidrógeno verde y Power to X, como amoniaco o metanol verde, en su fase temprana”.

“Dado que estos proyectos de cooperación reciben asistencia técnica de la GIZ se espera que a como resultado de estas se obtenga un beneficio público y que contribuyan a la promoción del desarrollo sostenible”, agrega.

El programa se implemento por encargo del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania, como parte de la cooperación entre México y Alemania.

Se espera que la pasantía sea híbrida, en las oficinas del Clúster de Cambio Climático Agustín González de Cossío 821, Col. Del Valle Centro, Benito Juárez, 03100, Ciudad de México.

Este programa de Prácticas Profesionales que contribuye a identificar procesos de producción y aprovechamiento económicamente eficientes y posibles oportunidades de proyectos a lo largo de la cadena de valor, así como el desarrollo de modelos de negocio.

El/la practicante apoyará en las siguientes tareas:

Apoyo en investigaciones y análisis sobre temas relevantes para el proyecto,
Colaboración con la difusión pública nacional e internacional de la transición energética, desarrollo de materiales de difusión para diferentes medios (página web, Twitter, LinkedIn)
Colaboración con los preparativos, organización, implementación, documentación y seguimiento de eventos y talleres,
Colaboración en el desarrollo, redacción y/o presentación de reportes y estudios, y
Apoyo en la gestión de conocimiento y monitoreo del programa.

El perfil del candidato elegido exigía tener formación en ingeniería, economía, relaciones internacionales, ciencias políticas, administración pública, mercadotecnia o ciencias de la comunicación con enfoque en energía sustentable y/o cambio climático.

De acuerdo a Salas, este tipo de iniciativas son importantes  para  interiorizar a los jóvenes sobre las oportunidades de este vector energético.

“Es necesario concientizar a las y los jóvenes sobre las oportunidades que la economía del hidrógeno verde trae consigo, y que estas incluyen diferentes áreas dada la extensa cadena de valor del vector energético y sus derivados”, argumenta.

Y concluye: “En este sentido, se generan oportunidades para economistas, ingenieros e ingenieras, analistas políticos, internacionalistas, entre otras profesiones y áreas”.

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LONGi, empresa líder en tecnología solar, anunció que sus metas de reducción de emisiones fueron aprobadas por la iniciativa internacional independiente “Objetivos Basados en Ciencia” (SBTi, por sus siglas en inglés). Con esta aprobación, LONGi se ha convertido en una de las 4.600 compañías a nivel mundial que se han vinculado a la iniciativa y han establecido objetivos basados en la ciencia. Dentro de ellas, LONGi es la única compañía china solar fotovoltaica que ha obtenido una validación oficial.

La iniciativa SBTi es una colaboración entre CDP, el Pacto Mundial de las Naciones Unidas (UNGC), el Instituto de Recursos Mundiales (WRI) y WWF. La invitación a SBTi es uno de los compromisos de la coalición We Mean Business. Esta dirige acciones climáticas ambiciosas en el sector privado permitiendo que las organizaciones establezcan objetivos basados en la reducción de emisiones, destacando la competitividad y el sentido de la responsabilidad de las empresas en términos de desarrollo sostenible y criterios ESG (Ambiental, Social y de Gobierno).

LONGi participó oficialmente en la iniciativa y se comprometió a establecer objetivos a corto plazo en 2020. Al siguiente año, la compañía publicó las Acciones Climáticas 2021 de LONGi, en las que se plantean sus objetivos SBTi: para 2030, está previsto que las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), dentro del límite operativo, se reduzcan en un 60% con respecto al nivel de 2020; las emisiones de carbono por unidad de material de silicio, celdas y vidrio se reducirán al menos en un 20% con respecto a las de 2020. Este año, el objetivo a corto plazo de LONGi ha sido aprobado por el STBi, alineándose con el objetivo de 1,5°C del Acuerdo de París.

En 2020, LONGi también se adhirió a las tres iniciativas RE100, EP100 y EV100 y participó en la SBTi, convirtiéndose en la primera compañía china en unirse a las cuatro iniciativas globales en conjunto. De 2012 a 2022, la compañía había producido un total de 290GW en productos fotovoltaicos, generando más de 114 mil millones de kWh de electricidad limpia. Si se calculan utilizando los factores de emisión de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), LONGi había contribuido a evitar 536 millones de toneladas de emisiones de CO2, equivalente al 1,46% de las emisiones mundiales de carbono relacionadas con la energía en 2022.

“La aprobación de SBTi significa que nuestro compromiso de mitigar el cambio climático está siendo reconocido a nivel mundial, esto nos inspira a seguir trabajando por la reducción de emisiones en la cadena de suministro para el año 2030. LONGi, espera colaborar con otros socios para conducir la transición energética hacia la energía sostenible y descubrir juntos la armonía entre la humanidad y el medioambiente”, menciona Talismán Huo, Gerente del Departamento de Marca de LONGi.

El más reciente reporte del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPPCC, por sus siglas en inglés), enfatizó la urgente necesidad de limitar el calentamiento global a 1,5°C y lograr emisiones netas nulas para mediados de siglo. Como líder mundial en el sector de las renovables, LONGi, con sus productos de excelente calidad e influencia de marca sostenible, se ha ganado el reconocimiento y la confianza de numerosos clientes alrededor del mundo. De cara al futuro, LONGi continuará enfocándose en la innovación tecnológica sostenible, creando productos y soluciones competitivos mediante la inversión en I+D, y alcanzando el objetivo de la transición energética mundial.

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La Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) lanzó la primer encuesta de actores del Hidrógeno en Argentina. Esta encuesta es la primera a nivel regional y busca identificar a los actores que conforman el sector de hidrógeno en Argentina para reunir información básica sobre los roles, el posicionamiento, necesidades de capacitación y perspectivas futuras en el mercado de hidrógeno.

En el marco del Programa de fomento H2Uppp, se lanzó la encuesta para conocer a las empresas e instituciones que conforman el ecosistema del hidrógeno en Argentina. Además, constituirá la base para diseñar un mapa de actores que permitirá reflejar la riqueza y amplitud del sector en pos de planificar cooperaciones más efectivas entre las empresas argentinas y alemanas y otros sectores claves para el desarrollo de negocios en el sector.

Los resultados de este sondeo, que estará disponible para responder durante todo el mes de agosto, serán presentados durante el Foro Hidrógeno que se realizará el próximo 22 de noviembre (más información). Luego de esto, serán publicados en el sitio web de la AHK Argentina con acceso libre. Más información sobre la encuesta Encuesta para instituciones Encuesta para empresas

Sobre H2UPPP

H2Uppp es un Programa del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima de Alemania (BMWK), ejecutado por la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) en cooperación con las AHKs, el cual surge para impulsar el mercado de hidrógeno verde en la región y en Argentina en particular, a través de la cooperación con Alemania.

Sobre la AHK Argentina

La Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) es una organización no gubernamental, autónoma y sin fines de lucro, cuyo objetivo es fortalecer la cooperación bilateral. A través de su expertise en numerosas áreas (desarrollo sustentable, ética y compliance, formación profesional, negocios, así como tecnología e innovación), la AHK Argentina es un agente activo en el fortalecimiento de la cooperación argentino-alemana. www.ahkargentina.com.ar

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¿Cómo avanza el mercado de venta de energía en Honduras? 

Este 7 de agosto era la fecha plazo para presentar una carta de interés por parte de los generadores que quisieran vender energía bajo contratos no firmes físicos flexibles. 

Estamos esperando al día de hoy que tengamos una visión de cuántas empresas realmente se van a presentar. Nosotros no nos estamos presentando porque no hay garantía de pago.

¿Cómo se sostienen los agentes generadores? 

Los agentes generadores son los que están más fortalecidos porque cuentan con inversiones consolidadas. Aunque, hoy por hoy, también deban sobrevivir a la crisis financiera y política de la ENEE.

La crisis financiera lleva a que hoy se continúe con un déficit de pago que supera ya los 18.000 millones de lempiras, impidiendo la sostenibilidad energética de los actores del mercado. 

Y la crisis política generada tras el cambio de gobierno hizo dar un giro en el que no se sigue apostando a la apertura del mercado. Por el contrario, lo que se hizo fue empezar a hacer cambios en la Ley General de Industria Eléctrica que limitaron, por ejemplo, a la figura del comercializador.

¿Cómo impacta a los generadores esa limitación?

Al limitar la figura del comercializador, los agentes generadores nos quedamos solos para abordar la demanda de los consumidores calificados -que son aquellos usuarios de más de 5 MW. De allí, los consumidores calificados todavía no están comprando energía directamente y en el caso de los generadores todavía no tenemos claridad en las condiciones para entrar a operar en el mercado. 

¿Cómo han sorteado las barreras para vender energía? 

Lo que hemos hecho algunos proyectos es inversiones para venta de energía a industriales, porque los industriales son los que han tenido problemas de calidad de energía, problemas de suministro y altas tarifas que los llevaron a optar por hacer inversiones proyectos que no superan los 20 MW en distribución.

¿De qué otros segmentos del mercado están pendientes? 

Por un lado, esperamos una mayor implementación de sistemas bajo la Norma Técnica 025-2022 que da lugar a los Usuarios Autoproductores Residenciales y Comerciales. 

Por otro lado, necesitamos de mayor certeza para participar en licitaciones; como en la licitación que mencioné al inicio que está abierta para proyectos que estén interesados en firmar por dos años en energía térmica a partir de diesel o glp; o la licitación a mediano y largo plazo que se estima de 450 MW y que sigue pendiente desde hace años.

¿Confían en que pueda tener buena convocatoria cuando se lance? 

Todavía no hay certeza desde nuestro punto de vista como generadores, en tanto no haya un indicador claro de que las pérdidas vayan hacia hacia abajo; si no, no tenemos rescate financiero.

Para vender con mejores precios y mejor calidad requerimos inversiones en distribución y transmisión. Y de esto no hay licitaciones ahora mismo. 

¿Ven oportunidades para proyectos renovables con almacenamiento? 

El viernes pasado tuvimos la primera reunión vinculada a la presentación del Plan indicativo de generación. Aún vemos que hay oportunidades de inversión en energías renovables, porque antes sólo se hablaba de licitaciones para lo que es compra de capacidad firme térmica, pero ya se está hablando acerca de la compra de energía renovable con acumuladores de energía; lo cual es es muy bueno, porque nos permite reactivar nuestro sector de energía renovable.

Todos somos conscientes que la energía renovable es lo que le puede dejar mejores réditos a la empresa por los precios competitivos, pero también se debe indicar que todo requiere una planificación de mediano plazo, porque con contratos a tres años o cinco años un cierre financiero se complica y, si además se consideran los indicadores de deuda que tiene la empresa estatal, eso nos pone una situación crítica para que hoy mismo un proyecto sea bancable.

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«En atención a las diversas solicitudes que hemos recibido y teniendo en cuenta la importancia de los documentos de la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa para el sector minero-energético y la opinión pública, el Ministerio de Minas y Energía se permite informar que se amplía el plazo para la entrega de comentarios sobre los documentos publicados, cuya fecha límite era el 16 de agosto de 2023. De acuerdo con esta decisión, se recibirán comentarios hasta el 15 de septiembre del presente año», expresó el Ministerio de Minas y Energía.

Dentro del documento se establecen cuatro ejes.

El primero, denominado Sistematización de los Diálogos Nacionales, da cuenta de la necesidad del acercamiento con las comunidades; se indica el trabajo que se ha realizado, donde hubo 27 diálogos, con más de 2.000 participantes, y se establecen cuatro recomendaciones.

Éstas son: Redimensionar en todo el proceso de la Transición la categoría del territorio; transformar las relaciones de poder, mediante el fortalecimiento de las comunidades y los actores sociales en los territorios, buscando relaciones más justas y equitativas; habilitar espacios de participación real y efectiva para que las comunidades sean reconocidas como actores de desarrollo económico y parte de la cadena de valor de los proyectos; y configurar una cultura de la TEJ (Transición Energética Justa).

El segundo eje corresponde al Diagnóstico base para la TEJ. Allí se expone un marco global con acciones para poder volcar sobre Colombia, con experiencias de transición energética.

El tercer eje se denomina Escenarios Nacionales TEJ. Rutas que nos preparan para el futuro. Se proponen ejercicios de planificación energética, escenarios para la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa, demanda y oferta de energía, entre otras cosas.

Finalmente, el cuatro punto se denomina Potencial energético subnacional y oportunidades de descarbonización en usos de energía final, donde se describen las oportunidades que tiene Colombia para aprovechar su potencial energético renovable.

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Patricia Bullrich le ganó la interna de Juntos por el Cambio a Horacio Rodríguez Larreta en las elecciones Primarias Abiertas, Simultáneas y Obligatorias (PASO) de Argentina (juntos fueron la segunda fuerza con mayor cantidad de sufragios) y será la candidata a la presidencia el próximo 22 de octubre. 

Dentro de esa carrera por ocupar el sillón de Rivadavia se tendrá que enfrentar a Javier Milei, candidato de La Libertad Avanza, quien se consolidó como la persona más votada a nivel nacional (cerca del 30%) entre otros postulantes. 

Si bien cuentan con diferentes propuestas, Patricia Bullrich marcó su postura sobre la mitigación del cambio climático como una de las principales diferencias del actual diputado nacional libertario, quien anteriormente negó que el cambio climático existiera y que planteó que dicha problemática es “una mentira del socialismo”. 

“Uno no está a favor o en contra del cambio climático, sino que existe. El tema es cómo se procesa la economía en relación a ello, en cómo Argentina puede aprovechar los problemas que nos suceden con el cambio climático”, sostuvo la ex ministra de Seguridad de la Nación y presidenta del PRO. 

“Queremos potenciar lo que Argentina pueda hacer en el contexto del cambio climático, al cual hay que prestarle atención. Tenemos que utilizar todo nuestro potencial económico en el marco de un país que puede darle al mundo un aporte verde muy importante”, aseguró durante una entrevista de Radio Mitre. 

Además, diferenció esta mirada sobre la disminución de la huella de carbono a nivel global con la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible, ya que remarcó que ningún país llegará a cumplir ciertos puntos y que “no cambiará toda la energía”, sino que momentáneamente “se seguirán utilizando” fuentes de generación que dejarán de existir en el camino de la transición. 

Bajo ese contexto, Energía Estratégica conversó con quien coordina uno de los grupos de asesores energéticos de Juntos por el Cambio: Emilio Apud, exsecretario de Energía de la Nación durante la gestión de Ricardo López Murphy al frente del Ministerio de Economía en el año 2001,

Si bien prefirió no dar demasiados detalles del programa en el que se encuentran trabajando, debido a que “todavía no está ratificado, sino que se espera la consulta con los otros socios de la coalición”, sí planteó la importancia de lograr una matriz más sostenible. 

“La transición energética es una realidad, ya se tomó la decisión de terminar con la era de los hidrocarburos. Pero es un proceso largo porque la matriz energética primaria mundial lleva más de 80% fósil y toda la demanda está adecuada a ese combustible. Por ende, estimamos 40 años hasta que cualquier combustible fósil deje de usarse y empiece a perder valor”, señaló.

«Pero en la transición, el gas natural tomará un rol preponderante al reemplazar al carbón en la generación eléctrica. Y tenemos que aprovechar esa ventaja para exportarlo antes que deje de tener valor”, agregó. 

Mientras que en materia de renovables, apuntó a la necesidad de ampliar el sistema de transporte para incorporar más proyectos de generación y evacuar esa energía hacia los centros de consumo: “Hay que buscar la forma de conseguir inversiones para líneas de alta tensión que puedan acercar a la generación que se produzca en la Patagonia o el Noroeste Argentino”. 

Generación distribuida

Emilio Apud también opinó sobre la evolución de la instalación de sistemas renovables en techos o espacios libres del sector residencial, comercial e industrial, pero no ve con tanto optimismo su crecimiento debido a factores macroeconómicos y de fomento a ese segmento. 

“En la medida que no se estabilice la economía y  que no se sinceren los precios de la energía eléctrica, no veo ninguna posibilidad. Está el marco regulatorio, pero funciona cuando hay créditos para poner generadores solares o eólicos. Pero hoy por hoy el precio de la energía es muy bajo, que no justifica esa inversión, sino que conviene tomarla de la red en lugar de entregarla”, manifestó.

“Por otro lado, no hay créditos, es decir que los usuarios deben poner plata en su bolsillo para comprar los equipos; en tanto que, en los países que funciona esto, un usuario va al banco donde consigue un crédito y con lo que debe pagar de amortización de capital más intereses, es más bajo que el ahorro que genera instalar eso en la casa. Pero en Argentina no hay ni financiación ni energía con precios razonables”, concluyó. 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) inició el proceso de consulta pública del borrador de modificación de la Norma Técnica de calidad de servicio para sistemas de distribución. Esta contempla una serie de novedades tendientes a mejorar la calidad del servicio eléctrico entregado a los clientes, modernizar las redes eléctricas, robustecer las potestades fiscalizadoras de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), entre otras.

Los detalles de este procedimiento pueden ser encontrados en la página web de la Comisión y, a contar de este fecha, los interesados cuentan con un plazo de 18 días hábiles administrativos para realizar observaciones a este trabajo normativo.

Novedades

El Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, destacó que las modificaciones a la normativa “tienen por objeto principal mejorar la calidad de servicio percibida por los clientes, manteniendo un equilibrio que no comprometa la economía de los hogares”.

Según explica la autoridad sectorial, el borrador incorpora cambios en la calidad de suministro y la continuidad del servicio, por lo que se incrementan las exigencias de los indicadores de calidad global de suministro, que miden la frecuencia y duración de las interrupciones por comuna y empresa distribuidora, reconociendo así las distintas realidades que enfrentan las empresas eléctricas de zonas más rurales del país. 

“Además, se introducen modificaciones a las disposiciones relativas a los indicadores de calidad de suministro individual, con el objetivo de brindar una mayor claridad en su aplicación y considerar la realidad del segmento de distribución eléctrica de nuestro país”, afirmó. 

También se contemplan cambios en el ámbito comercial, como el perfeccionamiento y profundización de los requerimientos a las oficinas de atención al público, junto con mejorar el proceso de conexión o ampliación de servicios, con el fin de brindar mayor certeza a todas las partes involucradas y adoptar las mejores prácticas de la industria. Paralelamente, se incorpora un nuevo sistema de información pública diseñado para atender las necesidades de los clientes con las empresas distribuidoras.

“Adicionalmente, la modificación de la Norma Técnica establece directrices para modernizar las redes de distribución eléctrica, se actualizan las exigencias de los sistemas de gestión de calidad, y se perfecciona la implementación de los sistemas de medición, monitoreo y control. En ese sentido, se promueve un mayor monitoreo de redes con alta presencia de recursos distribuidos y nuevas tecnologías”, explica Mancilla.

Otra novedad importante es la inclusión de un capítulo que detalla el procedimiento para la realización de auditorías que podrían ser solicitadas por SEC. 

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Javier Milei, candidato a presidente de La Libertad Avanza, triunfó en las elecciones Primarias Abiertas, Simultáneas y Obligatorias (PASO) de Argentina con poco más del 30% de los votos a nivel nacional (97.4% de las mesas escrutadas).

Su victoria en 16 de los 24 distritos electorales sorprendió a parte del país, por lo que atrajo aún más la mirada de los sectores productivos. 

La industria energética no fue ajena a este resultado y ya puso los ojos en la propuesta que acarrea el actual diputado nacional de cara al próximo 22 de octubre, ya que de repetirse este resultado, Milei se convertirá en el nuevo presidente del país (necesitará sumar el 45 % de los votos o el 40 % con una diferencia de 10 puntos sobre su seguidor inmediato)

¿Cuál es la postura sobre la transición? El candidato de La Libertad Avanza manifestó rechazo al avance del calentamiento global y negó que el cambio climático existiera, sino que en reiteradas ocasiones, apuntó a la problemática como «una mentira del socialismo».

Incluso, 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), que fue creado en 2015 como entidad sucesora de la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Jefatura de Gabinete de Ministros y que recientemente fue el área encargada de elaborar el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC) al 2030. 

@javiermileii

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Pero ello no implica que Milei y su equipo no posean un plan energético a mediano y largo plazo, donde la energía se convierta en el “motor indispensable” para el crecimiento económico del país y donde también prevén fomentar las inversiones en proyectos renovables. 

“El sistema energético actual se encuentra desinvertido, desfinanciado, ineficiente y con riesgos de colapso. Los subsidios a la oferta (a las empresas) distorsionan la señal de precios que el mercado necesita para realizar el cálculo económico necesario para invertir, crecer y lograr un sistema energético eficiente”, asegura un documento con su plan de gobierno. 

Entre los principales ejes que se destacan es la promoción de la ampliación de la infraestructura de los sistemas de transporte, gas natural y crudo a partir de “mecanismos de declaración de interés público” y la convocatoria al sector privado mediante contratos “COM”, en pos de eliminar los cuellos de botella que hoy frenan la expansión de nuevos parques. 

Además, se buscará darle mayor lugar a las inversiones mediante la eliminación de restricciones cambiarias, la eliminación del cobro de derechos de exportación y la generación de un “régimen especial” de fomento para las inversiones de largo plazo. 

“Tenemos recursos naturales sobreexplotados porque el marco jurídico no garantiza la seguridad que las empresas requieren para invertir y desarrollarse. Tenemos un historial de incumplimiento de contratos que hace que las empresas no quieran invertir su capital en nuestro país”, señala el archivo. 

“Para ello vamos a promover un régimen de inversiones con foco en minería, hidrocarburos, energías renovables, forestal y más”, expresa el plan al cual accedió Energía Estratégica. 

Y si bien no se detallan objetivos concretos, sí complementa los pasados dichos de Javier Milei y su asesor energético, Eduardo Rodríguez Chirillo, cuando presentaron sus propuestas para el sector a mediados de junio.

Medidas en generación eléctrica urgentes
La propuesta de La Libertad Avanza también incluye que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) vuelva a “su rol original de operador del sistema” y que no compre más el combustible requerido para todos los generadores sino que éstos lo adquieran por motus propia. 

“También se necesita resolver el pago al MEM del abastecimiento que requieren las distribuidoras, ya que los mecanismos alcanzados hasta ahora no son viables en materia de jurisdicción federal. Sumado a que ENARSA podría actuar como comprador del abastecimiento para consumidores finales (e incluso podría contar con su propia electricidad)”, amplió Rodríguez Chirillo. 

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Puerto Rico está experimentando un cambio significativo en su panorama energético tras más de cinco años de desafíos para la recuperación del archipiélago post huracán María.

Aquello no quita que siga habiendo retos, pero se están superando barreras económicas para potenciar la dinámica del mercado y que más puertorriqueños puedan acceder fondos que garanticen la resiliencia energética.

Sin ir demasiado lejos, el 10 de agosto, se lanzó una nueva convocatoria de uno de los programas que tiene el departamento de la vivienda y en pocas horas los «boletos» se agotaron.

Se trata del Programa de Incentivo Solar que abrió una ronda de 6000 boletos para cubrir hasta el 30% de los costos de una instalación fotovoltaica con batería. Y no sería la única iniciativa vigente de este tipo.

Solo el departamento de la vivienda de Puerto Rico ha lanzado programas innovadores que buscan facilitar el acceso a la energía renovable en diversos sectores, con un enfoque especial en los de bajos y moderados ingresos. Uno de estos programas, conocido como Reparación, Reconstrucción y Relocalización (R3), proporciona sistemas de energía solar, baterías y cisternas de agua a los beneficiarios, además de trabajos de reparación y relocalización de propiedades.

No son iniciativas aisladas. También avanza el programa Community Energy and Water Resilience Installations (CEWRI), del que se espera que aproximadamente 9000 hogares participantes de R3 reciban apoyos adicionales.

Los negocios también han sido beneficiados. En un conversatorio con Lino Aponte, Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza, precisó que junto al Departamento de Desarrollo se incentivaron el año pasado 888 pequeñas y medianas empresas en Puerto Rico (PyMEs) y más de 600 ya estarían completas.

Lejos de que todo aquello sea considerado suficiente, Berríos Portela adelantó que ahora mismo están cocinando lo que va a ser la segunda versión de ese programa, que aproximadamente va a poder incentivar a unas 1000 PyMEs adicionales.

Por ello, Berríos Portela destacó: «Es un momento extraordinario para que todas las personas que cualifiquen a todos estos programas estén bien pendientes a que puedan aprovechar estas oportunidades».

Apoyo federal

Además de los fondos locales, el gobierno de Puerto Rico ha recibido una asignación federal significativa para impulsar la transición hacia energías renovables. El Departamento de Energía (DOE) anunció mil millones de dólares a finales del año pasado, destinados a apoyar iniciativas de energía sostenible.

No es menor que este mes, la secretaría de Energía, Jennifer M. Granholm, haya visitado por quinta vez Puerto Rico y anunciado el inicio del aprovechamiento de los primeros 450 millones de dólares de aquel total en el marco del Puerto Rico Energy Resilience Fund.

El compromiso de la administración federal es tal que la secretaria Granholm anunció además $7.4 millones adicionales para Puerto Rico a través del Programa de Subvenciones Estatales y Tribales para la Resiliencia de la Red Eléctrica, y una oportunidad sinigual para que promotores de energías renovables accedan a financiamiento mediante la Oficina del Programa de Préstamos del DOE para proyectos locales en el marco del programa de Reinversión en Infraestructuras Energéticas.

Superando barreras 

Berríos Portela hizo hincapié en que, para agravar demoras en la recuperación de la isla, suelen contarse los años desde que María dañó el sistema de eléctrico de Puerto Rico; sin embargo, observó que los fondos asignados desde aquel entonces para la reconstrucción del sistema no estuvieron inmediatamente disponibles, que empezaron a ingresar fondos hacia finales del año 2020 y que continuarán llegando, ya que «son reembolsos que se van recibiendo según se va gastando».

En estos últimos tres años, Puerto Rico pasó completamente sumergido en lograr que hubiera el acceso a los fondos, ejecutando los primeros proyectos y sometiéndolos uno a uno para su aprobación durante el 2021. Fue un camino con dedicación el que permitió que los fondos empiecen a correr.

Por ello, en medio de los desafíos y las expectativas, Francisco Berríos Portela señaló que este «es un momento histórico para Puerto Rico». La inyección de fondos y los programas de incentivos están acelerando la implementación de proyectos de energía renovable en la isla. «Tener ese empuje adicional permitirá que la industria pueda moverse más rápido todavía», afirmó.

Berríos Portela subrayó que a pesar de los obstáculos como la disponibilidad de equipos y materiales, la implementación de programas de financiamiento está impulsando la rueda de la industria renovable en Puerto Rico.

«El dinero llegó. El dinero está repartiéndose ahora en estos programas de incentivo y todavía quedan otras oportunidades que estamos trabajando y que se van a continuar anunciando», concluyó.

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En cumplimiento del Decreto 1276 del 31 de julio de 2023, por el cual el Gobierno Nacional establece, entre otros, medidas especiales para contar con recursos que contribuyan a la energización del área rural y no interconectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) en el departamento de La Guajira, EPM inició a partir de la  facturación de agosto el cobro y recaudo entre sus usuarios de los aportes obligatorios establecidos en esta disposición.

De acuerdo con el Decreto del Gobierno Nacional, se incluirá en todas las facturas del servicio público de energía eléctrica que se emitan en el resto del país, un valor denominado “Aporte Departamento de La Guajira”, cuyo pago será obligatorio.

Esta medida aplica desde agosto de 2023 y hasta el término de seis meses o por un tiempo mayor que determine el Congreso de la República dentro del año siguiente.

El Decreto determina cobros mensuales obligatorios, así:

– Usuarios de estratos 4, 5 y 6: 1.000 pesos por factura.

– Usuarios comerciales e industriales: 5.000 pesos por factura.

Los usuarios que pertenezcan a los estratos 4,5,6 e industriales y comerciales y tengan la modalidad de Energía Prepago también pagarán los valores establecidos por el Gobierno Nacional, cada vez que hagan una recarga.

En cumplimiento de lo anterior, los usuarios de energía pospago y prepago de EPM comenzarán a recibir estos cobros en sus facturas del servicio de energía desde agosto de 2023.

Los pagos de los usuarios del concepto “Aporte Departamento de La Guajira”, que encontrarán en sus facturas, serán puestos a disposición del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (Fazni). A su vez, la administración de los fondos recaudados corresponderá al Ministerio de Minas y Energía.

Según lo indicado por el Decreto 1276 del 31 de julio de 2023, es importante considerar que el no pago de este aporte tendrá las mismas consecuencias que el no pago del servicio de energía eléctrica.

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La capacidad de transporte disponible en Argentina sigue siendo una condición limitante para el desarrollo y construcción de nuevos proyectos de generación renovable y la diversificación de la matriz energética. 

Tal es así que desde el sector privado todavía encuentran dificultades para avanzar con los parques y cumplir con la Ley N° 27191. 

“Si hubiese espacio físico en el sistema de transporte, por ejemplo, para conectar proyectos nuevos, muy probablemente hubiésemos superado el objetivo del 20%. Hoy el cuello de botella está ahí, no está en generación, sino con la capacidad física que la red de transporte ofrece para conectar nuevos proyectos”, destacó Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina. 

“Hoy en día, las empresas de generación estamos instalando proyectos nuevos, tanto eólicos como solares, en lugares donde podemos, no donde deberíamos”, aseguró durante un webinar. 

Estas declaraciones tiempo después de que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) finalmente lanzó el nuevo MATER 360 y el Anexo III correspondiente al nuevo mecanismo de asignación “Referencial A” para el Corredor Comahue – Buenos Aires – GBA. 

Allí la potencia adjudicable (vía despacho con probabilidades de curtailment del 92%) puede alcanzar entre 900 MW (700 MW eólicos + 200 MW solar u otra tecnología) si los proyectos fueran todos de zona Buenos Aires y 1200 MW (933 MW eólicos + 267 MW solar u otra fuente de generación), si los parques fueran todos en la región de Comahue. 

Aunque el corredor de la Patagonia no cuenta con capacidad disponible con la probabilidad definida, mientras que para las regiones Centro – Cuyo – NOA todavía se evalúan las capacidades disponibles y, en función de los resultados, se pondrán a disposición los anexos correspondientes en un futuro cercano.

Por otro lado, a través de la Resolución SE 360/2023 también se permitió que los proyectos presentados al Mercado a Término de Energías Renovables puedan incluir inversiones en el sistema de transmisión. Mientras que 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.

Hecho que no fue pasado por alto por el presidente y CEO de AES Argentina, ya que reconoció que, en el cortísimo plazo, se trata de llevar alternativas que posibiliten a los generadores privados invertir en el transporte para ampliar la red en aquellos puntos donde consideren conveniente instalar. 

“Es muy alta la voluntad de las empresas de invertir en este sector, el financiamiento también está. Sólo falta la infraestructura, ya que lamentablemente la red está colapsada en ciertos lugares, con lo cual, nuestra intención es llevar y definir con el gobierno una regulación que nos permita instalar proyectos con capacidad de transporte asociada”, sostuvo Genesio.

“Mientras que, a largo plazo, necesitamos un plan de inversión en infraestructura. Las compañías del transporte eléctrico dentro de ATEERA trabajan en un proyecto para ello, en gran medida, y que permita acelerar la transición”, concluyó.

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El gobierno de Brasil presentó su nuevo Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC), con el que invertirá R$ 1,7 trillones a lo largo de todos los estados del país y con el que apostará por la transformación ecológica y la neo-industrialización, con el objetivo de generar apoyo antes de las elecciones de 2026.

El Ministerio de Minas y Energía abarcará 165 emprendimientos por más de R$ 540 mil millones en inversiones para hacer frente al desafío de la  transición y seguridad energética. Y dentro de los objetivos, se proyecta que el 80% del incremento de la capacidad eléctrica provenga de fuentes renovables. 

“Así como tenemos nuestro potencial como gran almacén de alimentos del mundo, seremos con certeza el gran protagonista de las energías limpias y renovables del planeta, renovando y salvaguardando el desarrollo nacional”, destacó Alexandre Silveira, ministro de Minas y Energía. 

Además, desde el gobierno destacaron que, sólo al realizarse – y adjudicarse – la primera subasta de transmisión del 2023 (se licitaron 6200 kilómetros de nuevas líneas y 400 MVA en capacidad de transformación), habrá más de R$ 150 mil millones en nuevos parques de generación renovable y agroindustriales. 

“Ya dimos el primer paso para destrabar grandes inversiones en energía limpia y renovable, especialmente eólica y fotovoltaica en el noreste del país”, afirmó el titular de la cartera energética de Brasil.  

Por otro lado, Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) reconoció que por cada real que se invierte en energía eólica, se devuelve cerca de R$ 2,9 para la economía nacional.

“Es un verdadero efecto multiplicador que podemos ver al visitar el noreste de Brasil a través del viento y del sol, y muy pronto cruzando el mar con aerogeneradores offshore”, remarcó. 

Bajo esa misma línea, vaticinó que se sumarán 14 GW de potencia eólica operativa hacia el 2026; es decir, poco más de la mitad de la capacidad instalada vía aerogeneradores en la actualidad (26,84 GW en 949 parques, siendo la segunda fuente de generación eléctrica del país). 

Incluso, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica registró una expansión de 5673,9 MW de la matriz eléctrica, provenientes de la entrada en operación comercial de 176 proyectos: 

79 eólicas (2713,8 MW)
61 solares fotovoltaicas (2.295,1 MW)
25 termoeléctricas (531,4 MW)
8 pequeñas centrales hidroeléctricas (122,2 MW)
3 centrales hidroeléctricas (11,4 MW).

“Esos 14 GW representarán cerca de R$ 280 mil millones en inversiones, que cuando aplicamos los efectos multiplicadores relacionados, pasan a R$ 400 mil millones”, sostuvo Gannoum.

“Y en la industria también estamos ansiosos y esperamos por la aprobación del proyecto de ley de mercado de carbono, por la aprobación de la iniciativa legislativa de energía offshore y de hidrógeno verde, que es tan prometedor con este tipo de política”, concluyó. 

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Con el objetivo de perfeccionar la propuesta de reformas a la legislación del sector eléctrico nacional y lograr la mejor viabilidad sociopolítica, la Secretaría Nacional de Energía (SNE), con apoyo del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), emprendió el desarrollo del proceso de Escucha Activa de todos los sectores de la población del país, a bien de conocer y recabar sus preocupaciones, experiencias y aportes de todo tipo.

La prioridad es satisfacer las necesidades de la población garantizando el acceso a una energía limpia, asequible, segura y sostenible, donde la gobernanza energética es imprescindible. Este proceso de Escucha Activa es parte de las acciones que ha venido desarrollando la SNE con el interés de lograr una propuesta justa para el sector eléctrico, basada en beneficios integrales hacia la población panameña.

El Secretario de Energía, Jorge Rivera Staff, explicó que todo el proceso que se desarrolla para esta propuesta de ley del sector eléctrico se enmarca dentro de la Democratización de la energía, lo cual persigue brindarle más opciones al ciudadano. “La reforma de hace 25 años fue la privatización del sector, esta que estamos presentando ahora es para la democratización del mismo”, ese es el concepto eje a reforzar en adelante.

En otras palabras; Rivera Staff afirmó que la democratización dotará al ciudadano la potestad de poder ejercer su decisión, es decir, “con más opciones para una energía limpia y de calidad, ahora tú serás quien decide”, dijo.

La Escucha Activa se inició el pasado lunes 7 de agosto en David, Chiriquí y continuó el martes 8 en Santiago de Veraguas, mientras que el miércoles 9 de agosto se trasladó a la ciudad capital, donde adicional este viernes 11 de agosto se realizó otra sesión para continuar a los sectores en función de reforzar la propuesta legislativa. A estas jornadas, tras convocatoria directa de la Secretaría de Energía, asistieron personas residentes en las distintas regiones del país, a quienes se les escuchó y tabuló sus aportes con el fin de afianzar los pasos para el proceso de perfeccionamiento legislativo y construcción de la viabilidad sociopolítica, respecto a la implementación de la Agenda de Transición Energética y la internalización social de los cambios que generará transitar hacia el uso sostenible de la energía en todos los aspectos de la economía.

Asistieron, además de residentes de diferentes comunidades urbanas, rurales y comarcales, preocupados e interesados en fortalecer el presente y futuro energético de Panamá, distintas autoridades locales, representantes de empresas, entidades públicas, autoridades municipales, instituciones académicas, universitarias, gremios, estudiantes y emprendedores, así como organizaciones internacionales de cooperación y fundaciones sin fines de lucro.

La SNE, con apoyo del PNUD, implementó en estas jornadas de Escucha una metodología enfocada a permitir que en el proceso las personas plantearan libremente sus consideraciones y contribuciones, para así recabarlas y analizarlas de manera transparente e imparcial, y robustecer la propuesta de ley del sector eléctrico con impulso de la Transición Energética, la Democratización y el Fortalecimiento del Servicio Público de Electricidad, cuyos beneficios propuestos son:

Incremento en el acceso a la electricidad al 2030:  esta propuesta busca incrementar la disponibilidad de recursos para facilitar y acelerar la electrificación rural por medio de energías renovables para reducir la brecha de desigualdad energética proveyendo de energía eléctrica a quienes no tienen acceso.
Más alternativas para la prestación del servicio eléctrico: habilitar la participación de nuevas empresas donde el usuario de la electricidad pueda seleccionar directamente quien pueda ser su proveedor del servicio eléctrico (actividades de comercialización) junto a habilitar el activo rol del consumidor como productor de energía. Esta estructura fomenta la democratización del servicio eléctrico mientras se empodera a los clientes al poder elegir su suministrador más allá del distribuidor actual.  Además, se habilitan los servicios de almacenamiento y de agregación para generar nuevas oportunidades de comercialización de la energía que puedan generar los prosumidores.
Ahorro económico para el consumidor final: la implementación de tecnologías verdes en residencias o comercios resulta en la utilización de la energía solar para producir electricidad, lo cual reduce los costos de la factura eléctrica substancialmente.
Creación de nuevos empleos: el impulsar el uso de tecnologías sostenibles activa el crecimiento económico generando puestos de trabajo directos e indirectos debido al aumento de oportunidades para instalar energías limpias a nivel nacional, impactando positivamente todas las provincias y comarcas.
Beneficios ambientales: contar con energía Limpia en una gran cantidad de hogares y comercios disminuye la contaminación ambiental, ayudando a contar con un aire más puro, mejorando la salud de las personas, y facilita que el panameño común también contribuya a disminuir el impacto del cambio climático en el planeta.

 Este es el resultado de dar cumplimiento a las metas descritas en las estrategias nacionales confeccionadas para alcanzar los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética de Panamá.

En cada región se conversó sobre estos cinco beneficios principales de la transición energética, dirigidos, entre otros aspectos, a reducir la brecha de desigualdad energética y proveer de energía eléctrica a quienes no tienen acceso.

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La tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico está en marcha y se definió que la presentación de ofertas del denominado «tranche 3» cierre al mediodía del 1 de septiembre del 2023.

Accion Group, el coordinador independiente (CI) de este proceso de licitación, ha sido categórico en la plataforma del tranche 3 al afirmar que no se concederán prórrogas.

La urgencia por transformar el sistema energético de la isla se refleja en este plazo inamovible y en la oportunidad de poder aplicar a un posible «tranche 4» que podría ser convocado luego de esta edición.

Mientras el sector empresario está en plena preparación para presentar sus ofertas de energías renovables y almacenamiento, Energía Estratégica, con el propósito de brindar claridad a esta fase crucial, comparte el detalle de fechas importantes en el calendario de esta licitación:

2 de octubre del 2023: Tras la primera presentación de ofertas, se espera que el coordinador independiente complete la revisión de cumplimiento y que el comité de selección realice la clasificación inicial. Este paso será fundamental para evaluar la viabilidad técnica y financiera de las propuestas presentadas
1 de febrero del 2024: En esta fecha, se anticipa que LUMA, la corporación encargada de la transmisión y distribución de energía eléctrica en Puerto Rico, complete los estudios de interconexión. Estos análisis son esenciales para garantizar la capacidad de integración de las nuevas fuentes de energía renovable y almacenamiento en la red eléctrica, y develar la necesidad de algún ajuste de precio adicional por parte de los oferentes.
Viernes 15 de marzo del 2024: Posterior a los estudios de interconexión, los proponentes presentarán sus últimas y mejores ofertas. El Comité de Selección tomará entonces decisiones finales sobre las propuestas, por lo que esta y otras fechas sí podrían estar sujetas a cambios a diferencia del limite de tiempo fijado para la presentación de ofertas
Martes 30 de abril del 2024: Una vez definidos los adjudicatarios, se espera que estos suscriban sus contratos. Esta fase marca un paso crucial en el proceso de transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles.

Recordando que varios proyectos ganadores de procesos precedentes, el tranche 1 y 2, aún siguen pendientes de definición, restará saber si en este tranche 3 podrá tomar lecciones aprendidas y resolver los nuevos contratos más rápidamente.

Finalmente, el martes 21 de mayo del 2024 (fecha tentativa) se espera la aprobación por parte del NEPR (Negociado de Energía de Puerto Rico) y la ejecución por parte de la AEE (Autoridad de Energía Eléctrica) de los contratos que sigan en carrera.

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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.

Uno de ellos fue Manuel Gómez, Director ejecutivo de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF) quien mencionó que se está elaborando el Primer Reglamento de Instalaciones de Sistemas Fotovoltaicos para el Estado de Jalisco, el cual tiene como objetivo mejorar la calidad, seguridad y competitividad del servicio.

“Si se vuelve un éxito esperamos que más estados lo tomen como modelo. Por ello, vamos a seguir participando para que haya una mejora regulatoria que dé buenos resultados”, explicó el experto

Cabe destacar que actualmente, solo el estado de Jalisco está promoviendo un reglamento estatal de aplicación municipal para los sistemas fotovoltaicos. 

Según el experto, se encuentra en una etapa previa de consulta hacia los miembros del Consejo, donde cada uno de ellos hicieron una serie de comentarios que se reflejaron en borradores.

“Sigue la regulación en trámite y están buscando la manera de que no afecte los tiempos y costos de la actividad sino que potencie al mercado. Buscamos un impulso a la profesionalización y a la calidad y seguridad de los sistemas”, aseguró Gómez. 

Y agregó: “Esto no debe intranquilizar al sector, sino que se debe aprovechar esta iniciativa para mejorar el servicio. Es un esfuerzo por parte de la Agencia de Energía para reducir el campo de acción de los instaladores improvisados”.

En este sentido, explicó que la agencia solo tiene un margen pequeño de acción porque ellos no pueden regular sobre temas eléctricos, debido a que esos asuntos son competencia de la CRE o la CFE. 

No obstante, sí pueden intervenir es en los asuntos de estructura donde se reflejan peligros importantes ante una mala instalación.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, la normativa exige corresponsabilidad del que instala el sistema con los resultados que se entregan para evitar siniestros en proyectos. Se prevé que haya un dictamen favorable por parte de Bomberos y Protección Civil en materia de seguridad, antes de instalar el sistema.

También, la regulación requiere licencias, permisos y certificaciones para las instalaciones sujetos a inspecciones periódicas de peritos fotovoltaicos. El objetivo es que las empresas demuestren el cumplimiento de los estándares de competencia, calidad y profesionalismo.

En este escenario, el director ejecutivo de AMIF, brindó una serie de recomendaciones al sector fotovoltaico: “Hay que seguir el camino de la profesionalización y de la institucionalización de las empresas. Debemos prepararnos para una demanda creciente y para la incorporación de tecnologías como el almacenamiento en el portafolio de productos y servicios porqué por necesidad de infraestructura tendremos que adoptarlos”.

“Tenemos que ser creativos como industria pero siempre profesionalizando el sector. Existe un buen panorama hacia adelante, especialmente, de la mano de la generación distribuida. Solo hay que prepararnos y no confiarnos como industria”, concluyó. 

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El interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Walter Martello, destacó la incorporación de tres nuevos accesos a la capacidad de transporte de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, que permitieron aumentar en 206,6 MW la potencia instalada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

A través de las Resoluciones ENRE N° 547/2023, 550/2023 y 562/2023 que firmó en julio pasado, Martello autorizó el acceso a dos nuevos parques de energía eólica y a una nueva central térmica a biogás, ubicados en las localidades bonaerenses de Tandil, Olavarría y Tigre. Cada parque eólico aportó 100,8 MW de potencia instalada al SADI, mientras que la central térmica incorporó 5 MW.

En el transcurso del mismo mes, el Interventor del ENRE autorizó seis obras de ampliación de la capacidad de transporte de energía eléctrica, tres vinculadas a las instalaciones mencionadas. Las características de las otras tres ─ubicadas en las provincias de Catamarca, Salta y Tucumán─ figuran en las Resoluciones N° 475/2023, 498/2023 y 510/2023.

Desde el inicio de la gestión de Walter Martello, en septiembre de 2022, el ENRE otorgó el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública a 56 obras de ampliacióna la capacidad de transporte de energía eléctrica en trece provincias y autorizó 26 obras de acceso al transporte eléctrico que incorporaron 1.370,75 MW a la potencia instalada, con una participación de generación renovable de un 73% del total.

El Interventor señaló que las obras de energías renovables “aportan al proceso de transición energética y a la diversificación de la matriz de generación eléctrica”, y que su incorporación al sistema interconectado “contribuye a mejorar y ampliar el abastecimiento eléctrico de miles de argentinos y argentinas en todo el territorio nacional”.

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Convocado por la Secretaría de Relaciones Exteriores (SRE) y la Embajada de Alemania en México, se desarrolló el jueves 10 de agosto, con una nutrida participación de instituciones de gobierno y organizaciones civiles, el primer diálogo climático, en el que se abordaron los principales temas que se discutirán en la 28a Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 28) que se celebrará de noviembre a diciembre de este año en Dubai, Emiratos Árabes Unidos.

Durante la inauguración, Eduardo Jaramillo Navarrete, Subsecretario para Asuntos Multilaterales y Derechos Humanos de la SRE, explicó que son cuatro los temas más importantes a discutir en la próxima COP: tener una meta de energías renovables; incidir en el financiamiento para es llegar a los 100 mil mdd para 2030; reformar el sistema financiero internacional, alinear el financiamiento con el Acuerdo de París y duplicar los recursos disponibles para adaptación tanto en el fondo verde del clima como en el fondo de adaptación y pérdidas y daños.

El evento, cuyo objetivo fue capacitar a la sociedad y recoger opiniones sobre los temas importantes que pueden nutrir la postura negociadora de la Secretaría, se dividió en varias mesas de discusión en las que se abordaron los aspectos de adaptación, mitigación, medios de implementación y pérdidas y daños.

José Luis Samaniego, director ejecutivo del Instituto de Recursos Mundiales para México y Colombia (WRI, por sus siglas en inglés) encabezó la mesa de “Adaptación al cambio climático”, donde lamentó que, en la práctica, seguimos viviendo en un contexto donde desarrollo y medio ambiente están en contradicción.

Por ejemplo, dijo, los mecanismos de mercado de la convención marco tratan de reconciliar y que haya desarrollo junto con acción climática, pero no hemos avanzado.

“La acción climática, la restauración, la protección de los biomas, de las especies, no son parte de la prioridad para el desarrollo. Para hacer nuestra economía compatible con la naturaleza tendría que ser una combinación de los medios de implementación, que esté en la ley, en la política fiscal y en la política de aseguramiento”, propuso.

En México, añadió, existen instrumentos importantes, y sabemos cómo subirá el nivel del mar, por lo que se deberían generar mecanismos de ordenamiento territorial con prohibiciones y autorizaciones, así como mecanismos de seguros y una política fiscal que no premie el asentamiento en este tipo de zonas, y añadió que así estaríamos trabajando por una misma estrategia.

Samaniego llamó a contribuir como negociadores a fin de formar una visión unificada, pues lo que restaura suelos, también protege la biodiversidad y abona a la acción climática.

“Los daños que ya conocemos en materia de cambio climático, eventos de subida del mar, deberían ser parte del dominio público, no de especialistas, sino de comunidades, constructoras, porque esa va a ser la realidad con la que van a tener convivir, y el Acuerdo de Escazú obliga al Estado mexicano a tener una actitud proactiva, pues las comunidades, personas y todos los mexicanos pueden exigir que esa información esté plenamente disponible”, afirmó.

Por último, propuso crear una taxonomía que nos permita adaptarnos internacionalmente, al tiempo que se armonizan los requerimientos de evaluación.

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Los ingresos tarifarios (IT) se han tomado parte de la agenda de las conversaciones del sector debido a la reasignación que propone el proyecto de ley (PdL) de transición energética de la denominada agenda de 2° tiempo del Ministerio de Energía.

Hay quienes argumentan que los IT son propiedad de los clientes (la demanda) y que la redistribución propuesta sólo implicará un aumento en las facturas de electricidad. Algunos actores han estimado que es un mochila para el cliente final y otros que es un salvataje.

Lo cierto es que es un tema efervescente que fue expuesto este martes 8 de agosto en el webinar organizado por ACEN denominado “Los ingresos tarifarios y su nueva relación con los usuarios finales”.

En la exposición que realizó Rodrigo Quinteros, Socio Fundador de Moray Energy, señaló que “la actual modalidad de asignación de IT puede derivar en un decaimiento de la intensidad competitiva en el mercado de PPAs y terminar inhibiendo la oferta de PPAs en base al desarrollo de proyectos de nuevos entrantes y/o tender hacia una consolidación de la oferta. Esto puede conducir a un equilibrio subóptimo de oferta y precios. Lo anterior justificaría una modificación en la línea propuesta por el PdL que tiende a mitigar el riesgo de IT extraordinario”.

Según Quinteros, el mecanismo de reasignación de IT debiera limitarse a suministradores que usan la red de transmisión para entregar precios más competitivos a los usuarios finales absorbiendo el riesgo de IT extraordinarios. Lo anterior porque la redistribución de IT sólo se justificaría si los suministradores están asumiendo el riesgo de desacoples sin transferir primas a los usuarios por este concepto.

Además, agregó que el PdL busca alinear la asignación de los IT con quien asume los riesgos de comercializar usando el sistema de transmisión y alejarlo del concepto de pago del VATT (Cobertura de Riesgo vs. Descuento). Sin embargo, “la reasignación de IT no resuelve la reducción de inyección producto del régimen de vertimiento por saturación del sistema, o el riesgo de valorización de aquella parte de la energía producida pero no contratada. Sigue siendo muy relevante una expansión eficiente y oportuna de sistema de transmisión, lo que podría eliminar el riesgo de IT extraordinario”.

Con esto último toda la industria parece estar de acuerdo. Al respecto, Daniela González, Socia Fundadora de Domo Legal, comentó que “lo que se tiene que poner sobre la mesa son todos los costos que en definitiva están recayendo en la mochila del consumidor, de manera que tanto el desarrollo de la transmisión, la forma de operación, el mercado de servicios complementarios, etc., todos los componentes que en el fondo impactan en la cuenta final del cliente tengan una mirada de eficiencia que permita en su conjunto ofrecer a los clientes finales precios que sean realmente competitivos”.

En tanto Paola Hartung, Directora de Asuntos Regulatorios en AES Andes, introduce la variable de la descarbonización acelerada “en paralelo a lo lento que es la transmisión, se acelera el proceso de recambio tecnológico y eso en sí es un desafío independiente del nivel de contratación que tengan las empresas que existan en el mercado chileno”.

SALVAVIDAS Y DESACOPLES

Algunos actores sostienen que hay un grupo de empresas cuyas previsiones no fueron las que preveían y aún más, se preguntan si es correcto corregir algo que podría ser transitorio a través de este proyecto de ley. Para Quinteros “el enfoque que tenemos es que efectivamente aquí hubo errores. Parece ser más eficiente no pedirles a los generadores que incorporen esta prima de riesgo en el precio en pos de maximizar la competencia en el mercado”.

Según el expositor, “parece razonable la idea de tratar de definir alguna fórmula, puede ser la del Gobierno u otra, en que los ingresos tarifarios por congestión vayan más asociados a quienes corren los riesgos de comercializar a través del sistema de transmisión, más que los que pagan y lo vemos más como una definición de fondo, no como un problema para resolver la situación de una empresa en particular”.

La fundadora de Domo Legal enfatizó que “se tiende a hacer un cambio permanente motivado por una situación coyuntural. Si hay una medida de corto plazo que quiere resolver el estrés financiero de algunas empresas que ofertaron en ciertas condiciones y que pudiesen no haber tenido las condiciones para evaluar todos los riesgos nodales que existían, entonces sinceremos que eso es, puede tener valor y puede ser necesario adoptarla como una medida al menos de aquí a que ingrese Kimal-Lo Aguirre”.

Por otro lado, algunos se preguntan si es razonable tener cero desacople. Para Hartung, la planificación de la transmisión tiene que hacerse para minimizar el costo de operación y falla del sistema, “eso no implica que uno tenga que reducir los vertimientos a cero. Creo que es importante atacar el problema de raíz, más allá de la sobre oferta, gestionarla con sistemas de almacenamiento o una mejor localización de la nueva oferta de renovable que se va a instalar, darle más intensidad al eólico nocturno, por ejemplo. Pero también resguardar la aceleración de las obras de transmisión vigentes porque la propuesta del proyecto de ley de la reasignación de los ingresos tarifarios tal vez sea tapar el sol con un dedo por un rato”.

Al respecto, Quinteros comentó que “si el PdL logra reducir el riesgo de desacoples para los suministradores (PPA), podría mejorar la intensidad competitiva y aportar a una reducción de Prima que supere el actual descuento del IT, en pro de los usuarios”.

Bien implementado el proyecto de ley, según el fundador de Moray Energy, podría mejorar las condiciones de comercialización para agentes que tienen menos capacidad de gestionar el riesgo de congestión (o de IT extraordinario) y reducir el costo de suministro de los usuarios. “Se espera entonces que los cambios propuestos por el PdL asociados a la reasignación de IT y otros (almacenamiento), debieran ser clarificados antes de la presentación de ofertas en la próxima licitación para usuarios regulados que se estima para diciembre de este año”.

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SOFAR, el proveedor líder a nivel mundial de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía en todos los escenarios, ha establecido un contrato de 100MW para suministrar inversores de cadena de servicios públicos SOFAR 255KTL-HV para plantas solares en Tamil Nadu con Velan Infra, una empresa reputada dedicada al establecimiento de proyectos de energía solar en toda India. Se espera que la puesta en marcha del proyecto completo de 100MW se complete para noviembre de 2023.

El SOFAR 255KTL-HV es un inversor altamente eficiente y confiable diseñado para sistemas solares de servicios públicos. El inversor cuenta con impresionantes 12 MPPTs con una eficiencia máxima de hasta el 99.02%, capaz de crear valores óptimos para los usuarios finales. Su protección IP66 y C5 garantiza una operación estable incluso en condiciones climáticas variables.

El diseño de suministro de energía dual AC/DC y la supervisión las 24 horas del día, los 7 días de la semana, pueden brindar protección contra fallos de energía. Además, el escaneo de la curva I-V proporciona actualizaciones en tiempo real sobre el rendimiento del sistema.

«La alta eficiencia, el diseño de instalación y mantenimiento sencillo de los inversores de cadena SOFAR, además de su soporte técnico local y aceptación global, son algunos de los aspectos importantes por los cuales elegimos a SOFAR como el proveedor de inversores. Estaríamos encantados de estar asociados con SOFAR para nuestros futuros proyectos también», afirmó el Sr. G. Shanmugavel, Presidente y Director General de Velan Infra Projects Private Limited.

«Para la primera mitad de 2023, los envíos de SOFAR a India han superado los 2GW. Nos complace ofrecer nuestras soluciones innovadoras para los proyectos de Velan Infra», dijo Jesse Lau, Jefe de la Región de APAC y MEA en SOFAR. «En el futuro, seguiremos trabajando en la innovación tecnológica y la optimización del servicio, ampliando aún más nuestro diseño de negocios para satisfacer las demandas de soporte de servicio localizado en India».

Acerca de Velan Infra Project Private Limited

Velan Infra Projects Private Limited (www.velaninfra.com) es una empresa certificada ISO 9001:2015, con sede en Chennai, Tamil Nadu, y ha estado operando desde 2004. Liderado por el visionario Director Ejecutivo, el Sr. G. Shanmugavel, el Grupo de Empresas Velan ha logrado un crecimiento y éxito notable en los últimos años.

Con una profunda comprensión de las tecnologías de energía renovable y una dedicación a soluciones sostenibles, Velan Infra ha implementado de manera efectiva 70MW de proyectos y 100MW están en construcción, con un plan de tuberías de 400MW en los próximos 12 meses para atender las necesidades de energía de los clientes a través de Esquemas de Acceso Abierto a largo plazo, desde el concepto inicial hasta la puesta en marcha.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder a nivel mundial de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía en todos los escenarios y está comprometido con ser el líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores fotovoltaicos, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de baterías, almacenamiento de energía central y soluciones de gestión inteligente de energía para aplicaciones residenciales, industriales y de servicios públicos.

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

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Queda menos de una semana para que Argentina vote en las elecciones primarias, abiertas, simultáneas y obligatorias (PASO). El domingo 13 de agosto se definen los nombres finales para los comicios presidenciales y legislativas de octubre de 2023, que definirán las autoridades que estarán al frente durante los próximos cuatro años. 

La política energética es uno de los tantos pilares dentro del desarrollo del país, por lo que, a lo largo del último tiempo, los partidos políticos que se presentarán en estas elecciones preliminares ya dieron a conocer su propuesta de campaña en la materia. 

Incluso, algunos de los respectivos candidatos pusieron a las energías limpias y renovables en el centro de discusión para cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible y los compromisos asumidos referidos a la mitigación del cambio climático y la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. 

Energía Estratégica trae el detalle de las iniciativas previstas por Unión por la Patria, Justos por el Cambio, La Libertad Avanza, Hacemos por Nuestro País, el Frente de Izquierda-Unidad y la Unidad de Luchadores y la Izquierda. 

Unión por la Patria

Por un lado del oficialismo estará Sergio Massa, actual ministro de Economía de la Nación, como candidato a presidente junto a Agustín Rossi, actual jefe de Gabinete y jefe del bloque de diputados oficialistas durante gran parte de los gobiernos kirchneristas, como vice. 

Si bien esta fórmula no publicó una plataforma con propuestas concretas, el titular del Palacio de Hacienda tuvo cierta vinculación con las energías renovables y la sustentabilidad, ya que tras su llegada al cargo actual, el gobierno destrabó contratos truncados del Programa RenovAr y lanzó una nueva licitación tras más de cinco años desde la anterior ronda pública.

Además, en este último año, el Poder Ejecutivo avanzó en la puesta en marcha del Plan Federal de Transporte Eléctrico III y el llamado a MDI para redes de transmisión; además que ya presentó su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno de bajas emisiones, aunque este último tiene varios guiños al gas natural por encima de aquel vector producido a partir de fuentes renovables. 

Massa candidato a presidente: ¿Qué expectativas hay para las renovables tras sus medidas energéticas de gobierno?

Mientras que, en contrapartida y por el mismo partido político, la fórmula Juan Grabois – Paula Abal Medina viene desarrollando un Plan Quinquenal en favor de la soberanía sobre los “recursos estratégicos”, tales como las energías verdes, el litio y otros minerales, mediante una empresa nacional con capitales mixtos.

Justos por el Cambio

En este movimiento político también existe una interna de candidatos gubernamentales que también se definirá en las PASO: Patricia Bullrich – Luis Petri versus Horacio Rodríguez Larreta – Gerardo Morales. 

La ex Ministra de Trabajo y de Seguridad durante distintos gobiernos no hizo actuales anuncios respecto de cómo será su política energética ambiental, pero sí desde Juntos por el Cambio expusieron que vienen trabajando con ideas sobre el sistema de tarifas, subsidios, transición energética, Vaca Muerta y el desarrollo de las centrales nucleares, aunque sin demasiadas señales o positivismo para explotar el potencial de las renovables. 

En cambio, Larreta y Morales recientemente hicieron pública las medidas que proyectan de cara a la transición energética de Argentina y apuntaron a más licitaciones y que las distintas tecnologías de generación limpia cuenten con mayor participación en la matriz para cumplir con el Acuerdo de París.

Precandidatos al ejecutivo nacional proponen plan de transición energética con más renovables en Argentina

«Al final de nuestro mandato, el 30% de la matriz energética será renovable”, señaló el actual jefe de Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

Y para ello se buscará actualizar la Ley N° 27191, contar con más llamados de compra-venta de energía renovable y aumentar las metas de generación distribuida, incluyendo un  Plan Federal de GD para alcanzar 10000 MW en pequeñas plantas de 6 y 12 MW. 

La Libertad Avanza

A mediados de junio del corriente año, Javier Milei, precandidato a presidente presentó a su asesor energético, Eduardo Rodríguez Chirillo, y sus propuestas de gobierno para el sector, en el marco de su política económica en caso de ser electo a partir del 10 de diciembre próximo.

La presentación hizo foco en la modernización y ampliación del sistema de transporte mediante la financiación de otros países o agencias multilaterales de crédito, la potencialidad del gas natural y las divisas que pudieran entrar al país, pero hubo un tenue lugar para las renovables y el rol que podrían ocupar durante su gobierno. 

Además, la campaña también incluye que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) vuelva a “su rol original de operador del sistema” y que no compre más el combustible requerido para todos los generadores sino que éstos lo adquieran por motus propia. O mismo que ENARSA actúe como comprador del abastecimiento para consumidores finales (e incluso podría contar con su propia electricidad). 

Hacemos por Nuestro País

Juan Schiaretti, gobernador de Córdoba, se presentará a las PASO en compañía de Florencio Randazzo, diputado nacional por la provincia de Buenos Aires. Y su propuesta señala que se debe asegurar la independencia de las fuentes tradicionales y una reducción sistemática de la huella ambiental, “apoyándose en las energías limpias y el enorme potencial que brinda la bioeconomía”.

Asimismo, Schiaretti está ligado a una de las provincias que fue pionera en la adhesión a la Ley N° 27424 (régimen de fomento a la generación distribuida) y la incorporación del usuario – generador comunitario, incluso antes que se lo especifique en la normativa nacional. 

Mientras que en materia del camino a una movilidad más limpia, la perspectiva de Hacemos por Nuestro País están ligadas a contar una mayor cuota de biocombustibles y aumentar gradualmente el corte de los combustibles tradicionales con bioetanol y biodiésel. 

Frente de Izquierda-Unidad

El FIT-U estará representado por la dupla Myriam Bregman – Nicolás del Caño, quienes sugieren repensar el sistema energético y que la renta petrolera y minera financie la transición hacia una matriz energética sustentable y diversificada, desarrollando las energías renovables y/o de bajo impacto ambiental en consulta con las comunidades locales.

Además, proyectan anular las privatizaciones de algunas empresas del sector y ponerlas bajo control, administración y gestión de los trabajadores, junto con técnicos y especialistas de la universidades públicas. “Solo así se podrá desarrollar un plan nacional energético que lleve gas natural y luz a todos los hogares”, señala la plataforma electoral de la candidata presidencial.

Unidad de Luchadores y la Izquierda

Gabriel Solano y Vilma Ripoll serán los nombres que estarán por parte del Partido Obrero (PO) y el Movimiento Socialista de los Trabajadores (MST). Esta fórmula ya apuntó a la “desinversión en materia de generación, transporte y distribución de energía eléctrica” y a la “necesidad” de nacional el conjunto del sistema eléctrico y energético del país bajo el control de los trabajadores y proceder a una investigación del uso de los subsidios por parte de las empresas. 

De tal manera, también busca evaluar el impacto ambiental de emprendimientos económicos, y que éstos estén controlados por trabajadores y organizaciones ambientales, “y defendiendo el derecho a veto de las comunidades afectadas”.

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La empresa costarricense Geo Ingeniería estableció un vínculo técnico-comercial con el fabricante de estructuras español Alusin Solar.

El acuerdo entre las compañías efectuado a inicios de este semestre ya entró en vigor y pretende potenciar nuevos negocios para el sector fotovoltaico en Centroamérica.

Según comentó Sergio Salas Alvarado, director Desarrollo de Proyectos de Geo Ingeniería, identifican grandes oportunidades de negocios en la región que se abrieron tras las licitaciones de Grupo ICE en Costa Rica y la Licitación Abierta PEG-4 en Guatemala.

“Lo que nos motivó a buscar este tipo de alianzas fueron las licitaciones como las convocadas en Costa Rica y Guatemala”, explicó Salas.

En el caso de Costa Rica, el Instituto Costarricense de Electricidad (Grupo ICE) apunta a la compra de energía eléctrica proveniente de unos 130 MW de proyectos solares de hasta 20 megavatios cada uno.

En el caso de Guatemala, las distribuidoras EEGSA y Energuate celebraron recientemente la Licitación Abierta PEG-4 por un total de 235 MW y fueron 7 las ofertas adjudicadas que incluyeron tecnología solar en su propuesta (ver más).

De allí, el referente de Geo Ingeniería considero: “Tanto Costa Rica como Guatemala nos van a dar un impulso, permitiéndonos promocionar aún más las estructuras de Alusín Solar en la región y dar mayor fuerza a este convenio”.

Alcance 

“El acuerdo inicialmente es todo Centroamérica, desde Guatemala hasta Panamá tanto para proyectos solares en techo como en suelo”, precisó Salas Alvarado.

Ahora bien, en esta alianza lograda gracias a la intermediación de Javier Fernández-Font, director general de Alusín Solar, también se valora la posibilidad de explorar otros mercados y abarcar el Caribe, ya que el desarrollo solar fotovoltaico en las islas se habría intensificado este año.

Este acuerdo es un ganar-ganar para ambas compañías. Mientras que Alusín Solar gana un representante técnico-comercial que apoyará el desarrollo de nuevos negocios y servirá de soporte local, Geo Ingeniería se asegura una presencia activa no solo en la fase de diseño de proyectos, sino también en el suministro de estructuras y además suma como valor agregado a sus clientes el acompañamiento y soporte técnico durante la operación.

«No solo vamos a vender estructuras. Visitaremos los sitios de los proyectos y, si es posible, esperamos estar en el momento de entrega de estructuras y en las fases de la instalación, para dar respaldo técnico y de calidad a los productos que se estén proporcionando a los clientes”, concluyó Sergio Salas Alvarado, director Desarrollo de Proyectos de Geo Ingeniería. 

Los interesados en recibir un presupuesto a medida, podrán solicitar a Sergio Salas Alvarado una oferta compartiendo información pertinente de su proyecto, tal como el diseño de sitio, la ficha técnica de los paneles solares y un resumen de los estudios de suelo (geológicos/geotécnicos) para potenciar su instalación.

La entrada Nueva alianza: Geo Ingeniería es partner técnico y comercial de Alusín Solar en Centroamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

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, apagones y saturación de la red.

Una de ellas fue Sofía Solis, renewable energy analyst, Power and Renewables en Wood Mackenzie, quien espera que la demanda siga creciendo tanto en el siguiente semestre como en el corto plazo en México. 

“El nearshoring explica una parte importante de nuestro pronóstico de la demanda. Es un fenómeno que sabemos que va a generar un incremento en la economía de México que va a traer nuevas inversiones. También la ola de calor ha hecho que la demanda incremente de una manera exponencial ”, explicó.

“Durante junio de este año vimos 50 GW cuando el año pasado estábamos viendo 46.3 GW, esto marca un incremento del 10% comparado con 2022. Esperamos que esta tendencia se mantenga tanto en este semestre como en los siguientes años”, agregó. 

Según las estimaciones de Solis, en un escenario estable la demanda en México aumentará un 1% en 2027 y a partir del 2028 y 2030 una adición más cercana al 2%

En cuanto a los apagones, la especialista destacó que si bien la demanda va a hacer crecer la matriz, esta no ha aumentado en los últimos años a la par de la transmisión y distribución en México.

En este sentido, advierte que la congestión ha crecido mucho porque la capacidad no ha aumentado al mismo ritmo de la demanda y se necesita de manera urgente un aumento en la capacidad instalada.

“En el corto plazo, si este fenómeno se mantiene esperamos que la saturación continúe y que los precios en ciertas regiones se mantengan altos específicamente, para la Península. También esperamos que ocurran apagones”, anticipó.

“Hay que buscar soluciones para poder ayudar a la transmisión y distribución para que pueda entrar mayor capacidad instalada a la par de que también pueda ingresar generación distribuida por las redes de distribución y así mantener esta diversificación”, agregó.

Rol de la generación distribuida

En este contexto, Solis calificó a la generación distribuida como un driver importante en el corto y mediano plazo para contribuir a esta situación.

“Las instalaciones han mantenido un crecimiento constante desde el 2013 y esperamos que la tendencia se mantenga. Esto permite diversificar y descentralizar la matriz y quitarle presión al sistema porque el usuario está generando su propia energía e inyectando un alivio a la red”, argumentó.

De acuerdo a las cifras expuestas, el año pasado alrededor de 545 MW fueron instaladas en gran escala mientras que generación distribuida se mantuvo por encima de las 600 MW instaladas. 

“Esto tiene que ver con la dificultad que ha habido en la obtención de permisos en proyectos a gran escala. Entonces vemos que el segmento de generación distribuida es y será el driver en el corto plazo para la capacidad fotovoltaica en México”, añadió.

En cuanto al crecimiento que prevé Wood Mackenzi de este segmento en México, Solis destacó:“ Esperamos que en los próximos 10 años las instalaciones de generación distribuida crecerán entre 0.5 y 0.6 GW por año. En el corto plazo esperamos un crecimiento alto y en el mediano plazo esperamos que se mantenga un poco más ralentizado.”

La entrada Wood Mackenzie alerta que continuarán los apagones en México se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de la convulsión política que atraviesa Ecuador luego de que el pasado 17 de mayo, el presidente Guillermo Lasso, disolviera la Asamblea Nacional y convocara a elecciones para los comicios del 20 de agosto, el sector privado se muestra optimista y busca incrementar la cartera de proyectos renovables en el país.

En el caso de SONERGIS, empresa ecuatoriana que ofrece soluciones energéticas integrales con ideas innovadoras y de alta rentabilidad para el sector productivo, la compañía plantea ambiciosas metas tanto a nivel corporativo como a nivel nacional.

En conversaciones con Energía Estratégica, Christian Merchán Pástor, consultor en Eficiencia Energética y Energías Renovables de la firma, hace un balance de los últimos años y destaca qué servicios son los más demandados por sus clientes.

¿Cuáles son las expectativas y objetivos de venta para 2023?

En SONERGIS, trabajamos por un futuro sostenible, incentivando la utilización eficiente e inteligente de la energía, para conseguir más con menos y cuidando los recursos que nos proporciona la naturaleza.

Desarrollamos proyectos de eficiencia energética y energías renovables, en búsqueda de soluciones sustentables en materia energética que permitan agregar valor a las empresas, las personas, los procesos y los productos finales.

Siempre bajo esta premisa, esperamos que, para finales de 2023, alcancemos en comparación con el 2022 un aumento del 20% de ventas/servicios. Esta meta se ha planteado incrementando las ventas cruzadas, es decir, la oferta de bienes y servicios complementarios.

¿Cómo crece el ritmo de cotizaciones para el suministro de energía renovable con respecto a años anteriores a nivel industrial y residencial?

Aunque trabajamos con todos los sectores consumidores de energía, nuestros principales clientes están en el sector industrial y el sector eléctrico (producción de energía).

Es por ello que el ritmo de cotizaciones ha crecido principalmente en el sector industrial. En efecto, notamos que el sector residencial ha tenido un estancamiento durante este año.

No obstante, las cotizaciones en general han incrementado en aproximadamente un 30%, en nuestro caso.

¿Cuáles son las tecnologías que más se solicitan para la construcción de proyectos renovables y por qué?

En el caso del sector industrial, la tecnología más atractiva para los clientes ha sido la energía solar fotovoltaica, específicamente, sistemas conectados a red.

Las regulaciones en Ecuador, para sistemas de autoconsumo (fotovoltaico) son de reciente data. Esto ha ocasionado una lenta aceptación/conocimiento de la tecnología solar fotovoltaica por parte del sector industrial, aunque se encuentran muy interesados en su aplicación.

En cambio, en el caso de la producción de energía para abastecer la demanda de energía eléctrica nacional, el país ha seguido la ruta de la diversificación de la matriz energética. Esto lo ha logrado optando en estos últimos años por la figura de concesión de proyectos energéticos a la empresa privada (nacional e internacional), incluyendo, energía solar fotovoltaica, energía eólica, y energía hidráulica (que representa el mayor recurso primario de energía del Ecuador).

¿Cuáles son los desafíos por delante?

En cuanto a la compañía, la meta es desarrollar nuevos negocios, e incrementar la cuota de mercado a nivel nacional en las líneas de energías renovables y eficiencia energética. 

El desafío, radica en transmitir a los sectores consumidores, la necesidad de aprovechar los recursos energéticos adecuadamente, en un país, donde la energía es en gran parte subsidiada  y “barata”.

A nivel país, identificamos tres retos principales:

  Como prioridad: dar continuidad y financiar con seriedad en la ejecución de acciones para lograr los objetivos del PLANEE – PLAN NACIONAL DE EFICIENCIA ENERGÉTICA.
  Planificar adecuadamente la construcción de proyectos de energía a gran escala y que garanticen la complementariedad de los sistemas hídricos existentes y futuros, además de garantizar la seguridad energética, con un mix energético balanceado.
  Optimizar la generación de las plantas térmicas existentes (para garantizar el suministro y el control/ regulación operativa del sistema).

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Rumbo a la integración del Plan Nacional de Energía, la Comisión de Energía de la Confederación Patronal de la República Mexicana (Coparmex) llevó a cabo el segundo panel del foro “Luz limpia para todos los mexicanos” en el que los expertos coincidieron en que la libre competencia en el Mercado Eléctrico Mexicano (MEM), es necesaria para incentivar la llegada de nuevas inversiones relacionadas con el nearshoring.

En la sesión, moderada por Juan Manuel Ávila Hernández, presidente del Centro Empresarial de Aguascalientes, los analistas aportaron sus opiniones en temáticas como: el deber ser del Mercado Eléctrico, la independencia de los organismos autónomos, la importancia de tener un monitor independiente del MEM, las consecuencias de las políticas públicas actuales, así como conclusiones y propuestas de cara al próximo año.

Para abrir el diálogo, Verónica Irastorza, cofundadora de voz experta recordó cómo se estructuran los diferentes sectores eléctricos, los cambios que se experimentaron en México con la Reforma de 2013 y las recientes modificaciones donde se ha buscado un mayor control estatal y se ha dado prioridad a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) contra otros competidores.

En ese sentido, Andrea Lozano, presidenta de la Asociación Mexicana de Suministradores Calificados (AMSCA), subrayó que en materia eléctrica se debe apuntar a que el usuario pueda elegir al suministrador, tal como lo hace con otros servicios.

En su participación, Iván Rodríguez de Admonitor puso sobre la mesa la necesidad de que, como sucede en otros países, para evitar la monopolización de la información y permitir que esta está disponible para todos los participantes del mercado, México cuente con dos monitores, uno dentro del Cenace y uno externo, lo que permitirá conocer las áreas de oportunidad y que se fomente la competencia.

Igual en los monitores del mercado se debe de involucrar instituciones como la COFECE y la Auditoría Superior de la Federación. En cuanto a las políticas públicas actuales, Pablo Zárate, senior managing Director at FTI Consulting aseguró que los objetivos políticos del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) cambiaron radicalmente, pues de estar orientados a habilitar las competitividad del país, pasaron a garantizar que la CFE tuviera una participación del 54 por ciento del total de la generación del mercado, sacrificando el andamiaje institucional, erosionando a los institutos autónomos como la CRE, la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y el CENACE y los costos bajos.

El diálogo también abordó la congestión y colapso generalizado del SEN, lo que impide que los clientes puedan tener mayores oportunidades de acceso a tarifas eficientes e incluso la ampliación para los centros de carga que están operando y requieren incrementar la demanda contratada; la importancia de preservar el diálogo institucional entre la iniciativa privada y los gobiernos y abatir el rezago del país en el tema de la sustentabilidad y los renovables, que de acuerdo con Verónica Irastorza, no ha sido prioridad en las políticas públicas a nivel nacional.

En la ronda de conclusiones enfocado a qué se debería de hacer para tener un MEM eficiente, Pablo Zárate subrayó la importancia de abandonar la meta del 54 por ciento para la CFE, abrir un debate sobre el rol y necesidades de la red nacional de transmisión, recuperar la independencia de los reguladores, diseñar metas y objetivos alineados con la visión económica del país, para lo cual es fundamental, dijo, que la búsqueda de crecimiento esté al centro de la lógica de lo que se desarrolle hacia 2023-2024.

Para Andrea Lozano, es medular el trabajo colaborativo, impulsar desde las empresas el diálogo “con el gobierno actual y con el que entrará. Desde mi punto de vista, entre quien entre, se va a topar con una realidad drástica que debemos trabajar en conjunto, IP y Gobierno para minimizar el golpe que tenemos en caídas, apagones, pérdida de capital que se está yendo a otros lados y buscar qué hacer en conjunto para detener esta fuga de oportunidades y cumplir con la demanda que tiene México como país”.

Por su parte, Iván Rodríguez destacó el reto que significa para el país la transición energética y aseguró que se requieren inversiones grandes en tecnología e infraestructura para lograrla “la IP estará encantada de participar para lograr esta transición, por eso se requiere la apertura del diálogo del sector privado y público y establecer hojas de ruta para la CRE y el CENACE, la liberación de información, mitigar el monopolio de información y perseguir la eficiencia energética”.

Verónica Irastorza subrayó “Recordar que al centro de todo esto tiene que estar el consumidor, el usuario de energía y lo que se busca al final del día es contar con la energía al precio justo, competitivo y que sea energía limpia y segura, que puedas contar con que, si una nueva industria se mueve a cualquier lugar del territorio nacional, va a haber energía suficiente: para el nearshoring es clave”.

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