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La transición energética, con la apuesta por las energías limpias y la electrificación de la economía, fue la prioridad de Enel Colombia y sus filiales en Centroamérica durante el primer semestre de 2023.

La materialización de las inversiones y de los proyectos de desarrollo de la infraestructura entre enero y junio, se apalancaron con un EBITDA de $3.48 billones y una inversión de $1,42 billones.

La Compañía dio continuidad a la construcción de 870 megavatios (MW) de energía renovable no convencional. En Colombia, avanzó en el desarrollo de los parques solares Guayepo I y II en Atlántico, Fundación en Magdalena, La Loma y la ampliación de El Paso en el Cesar.

Respecto a Centroamérica, a través de su línea de negocio Enel Green Power, en Panamá finalizó el montaje de los paneles solares del proyecto Baco, el cual tendrá una capacidad instalada de 29.87 MWp, y en Costa Rica se reactivaron las plantas hidroeléctricas Don Pedro y Río Volcán, que aportarán cerca de 31 megavatios (MW) al sistema eléctrico nacional y fortalecerán la confiabilidad de la matriz energética del país, luego de suscribir un contrato de venta de energía con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).

Respecto a la red de distribución de energía para Bogotá y Cundinamarca, se dio continuidad a la iniciativa de electrificación que contempla la expansión de la red de distribución bajo el proyecto Bogotá-Región 2030, donde en el primer semestre del año se radicaron los estudios de impacto ambiental para obtener la licencia de tres proyectos, la línea de transmisión La Guaca – Colegio, la línea de transmisión Techo-Veraguas y la Subestación Montevideo.

Adicionalmente, se dio continuidad al desarrollo de iniciativas que aportan a grandes apuestas de la ciudad de Bogotá, como el Metro y el Regiotram. Por otro lado, se fortaleció la modernización y digitalización de la red, con el fin de hacerlas más resilientes y flexibles para enfrentar los desafíos del cambio climático.

Bajo el objetivo de expansión de la red y electrificación de la economía, en el marco del programa Cundinamarca al 100%, Enel Colombia ha beneficiado a 579 familias a lo largo del año, garantizando el acceso a la energía eléctrica de forma asequible y confiable, lo que les ha permitido mejorar su calidad de vida. Todo lo anterior, se logró con la expansión de redes de media y baja tensión desarrolladas con recursos propios y aportes de fondos estatales.

Si bien, en el mes de mayo, la Compañía anunció la suspensión indefinida de la construcción del parque eólico Windpeshi (205 MW) en La Guajira, ante la imposibilidad de garantizar los ritmos constructivos del proyecto, debido a las constantes vías de hecho y altas expectativas que superaron el marco de actuación de la Organización, la Compañía ha dado continuidad a otros proyectos de energía solar que materializan el compromiso con la transición energética de Colombia.

Para el segundo semestre del año, Enel Colombia y Centroamérica continuará centrando sus esfuerzos en garantizar la generación y distribución de energía, haciendo frente a los posibles riesgos del Fenómeno del Niño, y avanzará en el desarrollo y estructuración de proyectos que impulsen la transición energética, la electrificación y la creación de valor compartido.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE), en representación del Estado Dominicano, alcanzó un nuevo hito en su búsqueda del desarrollo sostenible al otorgar la concesión definitiva para la construcción del proyecto «Complejo Agroenergético e Innovador Para la Generación de Energía Fotovoltaica y Producción Agrícola Sunfarming Food & Energy 50 MW».

El contrato fue firmado durante una ceremonia en la sede de la institución por el Director Ejecutivo de la CNE, Edward Veras, y Andreas Lorenz, representante de Sunfarming Dom. Rep. Invest, S.R.L., la compañía concesionaria encargada del desarrollo del Complejo Agroenergético.

El Complejo Agroenergético, que se ubicará en el Paraje Cerro Gordo, sección Monte Andrés, municipio Baní, provincia Peravia, será una central solar fotovoltaica de 50 megavatios interconectada al sistema eléctrico nacional. Esto representa un paso crucial para reducir la dependencia de fuentes no renovables y disminuir el impacto ambiental asociado con la producción de energía.

Durante el acto, Veras resaltó el compromiso del Gobierno del Presidente Luis Abinader con la promoción de soluciones energéticas limpias para el bienestar de la gente, la estabilidad energética del país y la conservación del medio ambiente.

Por su parte, Andreas Lorenz, en representación de Sunfarming Dom. Rep. Invest, S.R.L., agradeció a las autoridades por las facilidades otorgadas, puesto que son una base para que el Complejo Agroenergético se lleve a cabo con éxito.

Con esta concesión, la República Dominicana da un paso significativo hacia un futuro más sostenible y respetuoso con el medio ambiente. La adopción de energías renovables es un claro ejemplo del liderazgo del país en la promoción de tecnologías limpias y su compromiso con el bienestar de las generaciones presentes y futuras. La iniciativa contribuirá a fortalecer la seguridad energética del país y abrirá nuevas oportunidades para el crecimiento y desarrollo económico mediante el uso responsable de recursos naturales.

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El pasado miércoles se realizó la presentación de los resultados de un estudio que analizó el uso de hidrógeno verde como energético en la base antártica “Profesor Julio Escudero” y el potencial que tiene para proveer de energía limpia a zonas aisladas de la región y el país.

Este trabajo fue impulsado por la Fundación Antártica 21 y el Instituto Antártico Chileno (INACH), junto al Programa de Energías Renovables de GIZ Chile. En la presentación estuvo presente Jorge Flies, gobernador de Magallanes, Marcelo Leppe, director nacional del INACH, Jaime Vásquez, presidente de la Fundación Antártica21, y Rodrigo Vásquez, coordinador nacional del Proyecto RH2 de GIZ.

“A partir de un convenio que suscribimos con el INACH y la Fundación Antártica21 comenzamos a explorar soluciones técnicas que permitan a esta base antártica transitar hacia la descarbonización de sus consumos energéticos. El uso del hidrógeno renovable aparece como una alternativa limpia por su producción, almacenamiento y uso sin contaminantes asociados”, expresó Rodrigo Vásquez, de GIZ.

Mientras que Marcelo Leppe, director de INACH, menciona que “nuestro Instituto ha incorporado dentro de todos los proyectos de infraestructura que está desarrollando propender a tecnologías y fuentes de energía amigables con el medioambiente y que nos lleven a transitar hacia la carbono neutralidad; en ese sentido, este estudio de prefactibilidad tiene como intención inicial generar un pilotaje de producción de hidrógeno verde en la Antártica  que permita ir aprendiendo del proceso en el Continente Blanco para ir escalando en el tiempo esta solución y aumentar el porcentaje de uso de ERNC en todas las bases antárticas, reduciendo el impacto de la huella de carbono asociada a la logística y potenciando a mediano plazo la carbono neutralidad”.

Análisis

El estudio da cuenta de la situación energética de la base, la que tiene un consumo promedio de más de 150 kW, utilizando un generador diésel para sus sistemas eléctricos y de calefacción, lo cual genera emisiones de material particulado y debe ser transportado vía marítima desde el continente.

Se realizó un análisis de prefactibilidad técnica y económica para utilizar hidrógeno verde como energético para lo cual se revisaron las condiciones climáticas y geográficas y los aspectos logísticos de transportar el hidrógeno desde Punta Arenas, versus su producción in situ, así como la experiencia en otras bases de la zona y la disponibilidad comercial de la tecnología y equipamientos, entre otros aspectos.

El análisis muestra que en el corto plazo se podría tener un sistema de generación local para el respaldo energético del laboratorio de la base, cuya actividad es clave para la investigación científica. El trabajo demuestra que es técnicamente factible su ejecución, permitiendo comenzar con la transición energética de base Escudero a energías renovables utilizando celdas de combustible a hidrógeno.

Este proyecto permitiría abordar la cadena de valor completa del hidrógeno verde, logrando adquirir un conocimiento valioso y experiencia en el manejo y uso de la tecnología, formar capital humano e identificar brechas y oportunidades para fortalecer los mecanismos regulatorios y de evaluación ambiental en nuestro país. Además, la solución pueda ser replicada en otras bases antárticas y en otras zonas aisladas.

Los siguientes pasos consideran un trabajo conjunto con autoridades y actores locales, de manera de impulsar la iniciativa y materializar la solución, así como en las demás bases antárticas y otras zonas aisladas. El estudio se encuentra disponible en 4echile.cl.

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De acuerdo a su Curriculum Vitae, Omar Andrés Camacho es un ingeniero eléctrico con maestría en Energías Renovables de la Universidad de Monterrey. Se venía desempeñando como asesor del Ministerio de Minas y Energía y estaba preparando su entrada para ocupar la presidencia de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Ahora será el reemplazante de Irene Vélez, quien dejó su cargo de ministra la semana pasada. Sólo resta su nombramiento oficial. Una vez dado ese paso, ¿qué desafíos se le abren a Camacho?

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, ex Director Ejecutivo de SER Colombia y actual consultor, en principio valora que el nuevo funcionario tiene experiencia y conocimientos en el sector, con estudios en energía renovable. Pero indica que “lo interesante es que pueda asumir los grandes retos que tiene el Ministerio en este momento”.

Corredor advierte que “el primer desafío que se enfrentará (“y ojalá con éxito”, remarca) es un fenómeno de El Niño”. “Es un tema complejo porque se reduce la oferta de energía y hay que hacer un seguimiento muy estrecho para evitar cualquier desabastecimiento. Esto será fundamental”, considera.

Pero, en lo respectivo a las renovables, el ex referente de SER Colombia observa que el nuevo ministro tiene “unos retos enormes en sacar adelante los proyectos de energía renovables”.

“El presidente habló de una meta de 6 GW para su periodo y pues hasta ahora no hay nada. Entonces eso es una tarea gigante. Se necesitará acelerar los proyectos, acelerar el tema de licencias ambientales. Ojalá reformar el esquema de licencias para proyectos renovables”, asevera el consultor.

“Hoy en día estos estudios son tan complicados como la explotación petrolera, no tiene sentido”, opina.

Cabe recordar que existen más de 1 GW eólico en La Guajira a la espera de prósperos avances en procesos de consultas previas. Y que hace algunos meses Enel tomó la decisión de no continuar la construcción de su parque eólico Windpeshi por no encontrar viabilidad en los entendimientos con las comunidades luego de extensos años de diálogo.

“No se trata de hacer una cosa sin fundamento, sino dedicarse a mirar los impactos reales de estos proyectos que son mucho menores que los de otras actividades. Eso podría facilitar y hacer más rápido el proceso de licencia ambiental, que es uno de los temas complejos”, considera Corredor.

Mercado eléctrico y precios

Otro de los desafíos que tendrá el reemplazante de Irene Vélez, a ojos de Corredor, tiene que ver con examinar y aplicar propuestas de ajustes del mercado eléctrico, costos de la energía en cuanto a una revisión de la eficiencia de los precios del mercado mayorista y hacer ajustes.

“Eso es una tarea muy importante porque se están viendo precios que están por fuera”, confía el ex SER Colombia.

Explotación petrolera

Por otro lado, otra de las grandes preguntas del sector energético con la llegada de Camacho es qué va a pasar con la exploración petrolera. “¿Se va a seguir? ¿Se va a frenar? ¿Cómo se va a manejar? ¿Cuál es la ruta en esa en esa materia? Son todos temas muy importantes”, cierra Corredor de cara a los desafíos que deberá asumir el nuevo jefe de la cartera energética.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó la Consulta Pública CREE-CP-04-2023 denominada “Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Carga”.

El documento que ya se encuentra publicado en la web de la CREE incluye disposiciones técnicas generales, así como detalles de habilitación, supervisión, obligaciones y requerimientos para generadoras y el operador del sistema.

De esta Norma no están exentas las centrales de energías renovables. En concreto, el Artículo 13 propone nuevos “Requerimientos para Centrales Eólicas y Solares” que deberán adicionarse a los ya dispuestos en la regulación nacional y la regulación regional; este última, en el caso de que la generadora esté conectada a la red de transmisión regional (RTR).

Mediante ocho incisos se indica que “Las centrales generadoras eólicas y solares deben contribuir al control de voltaje, y cumplir con los requisitos siguientes:

a) Contar con la capacidad de operar en forma permanente absorbiendo o entregando potencia reactiva en el punto de conexión a la red.

b) Poder operar en el modo de control de voltaje que establezca el operador del sistema de acuerdo con las pruebas y parámetros verificados y acordado en la habilitación.

c) Permanecer conectados a la red ante fallas que causen subvoltaje (huecos de voltaje) o sobre voltaje por fuera de los límites establecidos.

d) Contar con la capacidad de disminuir su inyección de potencia activa y contribuir con inyección de potencia reactiva mientras dure el evento de hueco de voltaje sin salir de operación. Una vez superado el hueco de voltaje deberán de recuperar la potencia activa suministrada previo al evento, en un tiempo no mayor a 1 segundo, siempre que haya disponibilidad de recurso primario.

e) Permanecer en servicio al menos 20 minutos en condiciones de emergencia con voltaje nominal entre +108 % a 110 % y entre 85 % a 90 %.

f) Poder regular automáticamente el factor de potencia de la central generadora en condiciones normales de operación en el rango entre +0.95 y -0.95, con el propósito de mantener el voltaje del punto de entrega en la consigna requerida por el operador del sistema dentro del rango ±5 % de el voltaje nominal. El operador del sistema podrá requerir un menor rango de absorción/suministro de potencia reactiva de la central para valores de potencia activa entre el 5 % y 50 % de la potencia nominal. Para el caso que la potencia activa de la central esté debajo del 5 % respecto a la potencia nominal, la potencia reactiva de la central deberá estar dentro del rango de +/- 5 %.

g) En condiciones de contingencias o de emergencia, operar con factor de potencia en el rango entre +0.90 y -0.90 de factor de potencia, conforme a los límites técnicos de los equipos según las curvas de capacidad.

h) Suministrar al menos el 50% del rango de la respuesta de potencia reactiva a partir de recursos dinámicos

También se contempla que el operador del sistema defina el modo de control en el cual operará cada central de generación eólica y fotovoltaica de acuerdo con los requerimientos de potencia reactiva y voltaje en la zona de conexión de la central de generación. Y se propone que las centrales generadoras deban poder operar en los siguientes tres modos de control de voltaje:

a) Modo de control de factor de potencia fijo: Mediante una consigna de factor de potencia se establece el reactivo de salida de todo la central con el objeto de mantener el factor de potencia requerido por el operador del sistema en el punto de entrega.

b) Modo de control de potencia reactiva constante: la central fija el valor de reactivo de acuerdo con una consigna local o remota según las instrucciones del operador del sistema.

c) Modo de control de voltaje por caída de voltaje (voltage droop) cuya respuesta de potencia reactiva ayuda a estabilizar el voltaje y permite operar por consigna de voltaje local o remoto.

Se convoca a todos los interesados en esta Consulta Pública CREE-CP-04-2023 a participar hasta las 12:00 horas del martes 1 de agosto de 2023 (hora oficial de la República de Honduras).

Los comentarios y observaciones deberán ser ingresados a través de la plataforma de consulta pública establecida por la CREE en su página web: https://bit.ly/CONSULTA-CREECP-04-2023

Más actualizaciones normativas 

La “Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Carga” no es la única iniciativa que ha impulsado el órgano regulador.

Durante el primer semestre del año, la CREE trabajó modificaciones para la Norma Técnica de Potencia Firme aplicando cambios al cálculo para las centrales hidroeléctricas y determinando nuevos conceptos de potencia firme para centrales renovables variables.

Y se empezó a preparar nueva normativa para proyectos de energía renovable variable con baterías, que se deberían alinear a las normas antes mencionadas y prever la probable incorporación de nuevos proyectos de eólica y solar en el sistema.

En el Informe de Planificación Operativa de Largo Plazo 2023 – 2025 se contemplan 86 proyectos que superan los 2000 MW de capacidad instalada; de los cuales, las eólicas y solares totalizan 741.55 MW de capacidad renovable instalada sin contemplar nuevas adiciones.
Ahora bien, una eventual convocatoria a la licitación pendiente de 450 MW podría cambiar este panorama; visto que la eólica y solar -que están entre las tecnologías con montaje más ágil- podrían responder rápidamente a suplir el déficit de generación.

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La Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Nación realizó una reunión de trabajo junto a diferentes partes del sector público y privado con motivo de dialogar sobre el proyecto de ley en el que establece el Régimen de Promoción por 30 años para el Hidrógeno “de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero”. 

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) fue una de las entidades invitadas y, al término del encuentro, Marcelo Álvarez, miembro Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER, conversó con Energía Estratégica sobre las primeras impresiones de la reunión y qué esperar a futuro. 

“Celebramos la iniciativa y que eso forzara la necesidad de activar el mercado. Pero nos parece que, principalmente, debe ser promocionado el hidrógeno verde con una hoja de ruta para alcanzar competitividad con los países que tienen condiciones parecidas a nosotros”, aseguró. 

“La ley debe ser lo suficientemente fuerte y precisa para impulsar el sector, pero también amplia para no incluir requerimientos ni de flujos de fondo ni de componente nacional sin tener una hoja de ruta tecnológica o estrategia nacional, para saber cómo se financiará el proceso”, agregó. 

Lo cierto es que el Poder Ejecutivo planteó un proyecto de ley en donde incluye al hidrógeno verde pero también al H2 azul (gas natural) y H2 rosa (nuclear), ya que les brinda similares réditos, a diferencia de otros países de la región que hicieron marcos específicos para el vector energético producido con renovables.

Puntualmente los beneficios impositivos y de acceso a dólares alcanzarán a las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de H2, desde parques de generación renovables, las plantas de reformado de gas natural y las centrales nucleares; en tanto éstas tengan tengan por objetivo destinar la energía a producción de hidrógeno o de subproductos. 

Y de igual manera, los electrolizadores (alimentadas con energía renovable o nuclear), la infraestructura de captura y almacenamiento de gases de efecto invernadero, las desalinizadoras de agua, licuefacción, gasificación y terminales portuarias, y las obras de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión entre las plantas de generación renovable, destinadas a la producción de hidrógeno, también podrán optar por tales beneficios. 

“El fomento al H2 azul y rosa es el equivalente a energías limpias versus renovables. Es decir, el Poder Ejecutivo piensa que la cadena de valor del H2 está abierta porque todavía ningún país está muy avanzado; sumado a que quieren que Argentina participe del proceso y parte de la tecnología de los proyectos sea producida a nivel nacional”. 

Tal como adelantó este portal de noticias en anteriores oportunidades, el régimen de promoción previsto a 30 años tiene foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional que aumentará de forma paulatina entre el 35% (a partir de la entrada en vigor de la ley), 45% (a partir del sexto año) y 50% (desde el undécimo año). 

Hecho que ya fue criticado por parte del sector energético al manifestar que la cantidad porcentual de contenido nacional no debe ser una exigencia en el inicio de los proyectos, sino que el mismo crezca de forma paulatina a medida que avance la industria.

Marcelo Álvarez también se refirió a ello y advirtió que algunos puntos deberían dejarse para el entramado del decreto reglamentario “por si cambia el panorama dentro de algunos años”, tal como se dejaron las puertas abiertas para diversas cuestiones regulatorias en la ley 27424 (régimen de fomento a la generación distribuida. 

Además, el miembro CD y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER sugirió que, dentro de la mesa de reunión que tendrá continuidad, “también debería estar la PlataformaH2 Argentina como actor del mercado (no sólo sus miembros) porque agrega valor a la mesa”. 

Y cabe recordar que la PlataformaH2 Argentina (dentro de la cual también está CADER) ya presentó su propio proyecto de ley de hidrógeno verde y paulatinamente realiza una serie de observaciones acerca de la iniciativa del Poder Ejecutivo de la Nación, a fin de construir un marco regulatorio “apropiado” para la industria del H2 en el país y una hoja de ruta para su desarrollo. 

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La transición hacia las energías renovables en Ecuador no solo es una necesidad para abordar los desafíos ambientales y climáticos, sino que también puede proporcionar oportunidades económicas y sociales significativas. Al aprovechar su rica oferta de recursos naturales, puede avanzar hacia un futuro más sostenible y resiliente en términos energéticos. 

No obstante, teniendo en cuenta que el pasado 17 de mayo, el presidente de Ecuador, Guillermo Lasso, disolvió la Asamblea Nacional y convocó a elecciones para los comicios del 20 de agosto, el país atraviesa una fuerte convulsión política que preocupa al sector empresario y frena, en muchos casos, las inversiones extranjeras por la alta incertidumbre.

Bajo esta premisa, el ingeniero electrónico Javier González Redrován, coordinador del Laboratorio de Energías Renovables y de la Maestría en Energías Renovables en la Universidad Católica de Cuenca analiza el panorama de energías limpias en el país y anticipa los principales desafíos que enfrenta la industria, en conversaciones con Energía Estratégica.

¿Cómo se encuentra el mercado de renovables en Ecuador?¿Ha crecido con respecto a años anteriores?

Los proyectos renovables en Ecuador han crecido en el último tiempo. Este año se inauguró una planta de generación eólica que es la más grande del país, llegando a casi 60 MW de generación. 

También se han lanzado proyectos para la generación de casi 500 MW por un poco más de 600 millones de dólares en todo el país. Estos incluyen generación de energía solar, eólica y pequeñas centrales hidroeléctricas.

Sin embargo, para los próximos años se prevé que va a haber una escasez de energía si no implementamos nuevos proyectos. Para el 2024 ya vamos a tener algunos inconvenientes en cuanto a la cobertura de generación por la falta de nuevos desarrollos. En ese sentido, ya hace más de un año que se promueven las licitaciones para nuevos proyectos de inversión. Uno que se destaca es el proyecto fotovoltaico El Aromo que es de 200 MW. 

En este contexto, como especialista del sector, ¿cuáles son los principales desafíos regulatorios que enfrenta Ecuador para promover las renovables de cara a las elecciones de agosto?

Hay que tener en cuenta que las administraciones que vienen ahora van a durar 16 meses únicamente porque deben concluir el periodo de gobierno actual. Entonces va a ser bastante complejo que puedan proponer un proyecto tan rápido. 

De esta forma, la cuestión política genera incertidumbre en el sector porque no tenemos claro los criterios en los que se apoyarán las renovables. Necesitamos claridad para tomar decisiones a largo plazo.

A nivel utility, se necesita estabilidad política para poder desarrollar proyectos y tener los lineamientos que permitan que toda la generación tenga una más rápida recuperación de la inversión. Una recuperación de 12 a 15 años no es tan rentable para un inversionista, el plazo debería ser menor.

En tanto a la generación distribuida, apenas este año se está dando el brinco de este segmento.  El Gobierno está tratando de implementar un ambiente bastante comprometido para el país. 

Uno como persona puede hacer todos los trámites de manera rápida para generar energía y venderla al estado. Mi crítica es la falta de conocimiento que tiene la gente, inclusive en el sector técnico. 

No todos conocen que esta regulación esté en pie y por tanto no conocen las reglas del juego que permiten aprovechar estos reglamentos. Si bien hay pequeñas inversiones en el país yo creo que podríamos avanzar mucho más si la gente conociera las regulaciones porque podrían invertir mucho más rápido.

 Actualmente la fotovoltaica está bajando un poco de precio, tiene más accesibilidad para la gente en el país y hay mucho interés del sector privado en el país.

No obstante, hace falta una normativa donde las industrias y el sector privado tengan aún mejores condiciones a nivel económico para poder implementar estos sistemas. El costo de estas nuevas tecnologías es bastante caro en comparación a lo barato que es el precio de la tarifa de la energía porque está subsidiada. 

La energía solar está empezando a dar brincos en el país. Sería interesante darle más incentivos para que más usuarios se interesen por volcarse hacia las renovables. 

También la profesionalización del sector en la instalación de paneles presenta un gran desafío porque a nivel técnico se necesita mayor formación.Sería promover más carreras de dos o 3 años para que puedan obtener un título y capacitarse.

¿Qué opinión le merece el plan maestro de energía eléctrica?

Tiene bastante lógica. El plan sugiere que hay que implementar los proyectos fotovoltaicos a gran escala como El Aromo. Todas las políticas que se plantearon son interesantes y se pueden llevar adelante a mediano plazo. Lo que no teníamos planificado era esta convulsión política. Actualmente, tenemos mucha incertidumbre porque no sabemos hacia dónde vamos a ir.

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Los módulos fotovoltaicos integrados en edificios, conocidos como BIPV (Building Integradted Photovoltaic), han ganado terreno en cubiertas, fachadas, marquesinas, entre otras aplicaciones.

El fabricante de módulos fotovoltaicos Risen Energy presentó al mercado su línea de módulos BIPV durante la SNEC, la mayor feria de fotovoltaico de China, llevada a cabo en mayo pasado.

Estos módulos fueron diseñados para soportar los esfuerzos y condiciones habituales que sufren los techos, pues que pueden ser aplicados como cubierta o fachada, por ejemplo. Esto significa que el módulo en sí mismo con su estructura desempeñará el papel de cubrir los edificios. Por lo tanto, los módulos Risen BIPV soportan los esfuerzos esperados para un techo, como el peso de un ser humano, la presión puntual causada por los pasos de las personas que pueden moverse en el techo asÍ como otros esfuerzos estructurales comunes a los techos.

Pero cuando hablamos de soportar esfuerzos, nos referimos a la capacidad que tienen las células de estos módulos de no sufrir daños, como por ejemplo microfisuras, al ser sometidas a presiones locales y flexiones que serían capaces de dañar las células de un módulo común, aunque los módulos sean de silicio monocristalino y del mismo tipo de célula, ambas PERC por ejemplo. Y para eso, en el diseño de BIPV se deben tener en cuenta factores como la integración obtenida de la combinación de la estructura del módulo, las cantidad de capas de vidrio y su espesor, el encapsulado y las celdas, con el fin de garantizar la fiabilidad y seguridad de estos módulos.

Los módulos de Risen llevan una doble capa de vidrio de 2 mm y son integrados en la estructura metálica de la cubierta, por lo que la fiabilidad de los módulos está garantizada. En las pruebas, incluso después de haber sido sometidos a los esfuerzos de una persona saltando sobre ellos, las fotos EL (eletrectoluminexcencia) mostraron que no había microfisuras en las celdas.

Al citar la fiabilidad de los módulos, es imposible no referirse a las pruebas y certificaciones a las que se someten. Específicamente para el mercado brasileño, por ejemplo, los módulos BIPV de celdas de silicio cristalino están regulados por las normas INMETRO, como la Ordenanza Inmetro 140/2022, junto con los módulos de silicio cristalino convencionales. Esto significa que deben cumplir los mismos criterios de calidad, rendimiento y seguridad.

En general, tanto para obtener la autorización de comercialización por parte de Inmetro como para la comercialización en otros países, los módulos deben cumplir con las normas IEC 61215 e IEC 61730, las cuales establecen pruebas y criterios que atestan la calidad, seguridad y desempeño en diferentes condiciones climáticas que simulan la exposición a intemperies y también al operación en largo plazo, evaluando así el envejecimiento y la degradación del módulo.

Las pruebas previstas en la norma IEC 61215 realizan un diagnóstico inicial mediante inspección visual y análisis de puntos calientes. En cuanto a la evaluación eléctrica del módulo, se prueban la resistencia de aislamiento y la corriente de fuga del módulo. La norma también prevé la evaluación del desempeño bajo las condiciones STC y la determinación de los coeficientes de temperatura máxima. También se realizan ensayos de diodos bypass, así como ensayos de exposición a la intemperie, radiación UV, ciclos térmicos de humedad y calor, ciclos de congelado húmedo y resistencia a hot spot. Además, también se contemplan ensayos mecánicos como resistencia al impacto del granito, determinación de cargas máximas soportadas por el módulo y robustez de los terminales.

A su vez, los módulos BIPV que cumplen con la norma IEC 61730 son ensayados y clasificados en pruebas de inflamabilidad, resistencia al fuego y quiebre, entre otros, que resultan en la clasificación para la clase de seguridad y clase de seguridad contra incendios del módulo.

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EPM presentó este lunes 24 de julio su Hub de Hidrógeno, ubicado en Ruta N, que busca generar conocimiento alrededor del hidrógeno en Medellín y el Valle de Aburrá, en un trabajo integrado con las universidades y otros actores relevantes del sector.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, indicó que “nuestro Hub quiere convertirse en un articulador de conocimiento del Hidrógeno, que permita potenciar capacidades y promover su transferencia para la producción de energías limpias, que contribuyan al cuidado ambiental y la descarbonización del planeta.

El Hub de Hidrógeno de EPM tiene cuatro objetivos:

Construir una comunidad de conocimiento para transferir y gestionar el saber en torno al hidrógeno.
Promover el desarrollo de tecnologías y cadenas de valor para generar hidrógeno con bajas emisiones de carbono.
Atraer inversión para la implementación de proyectos de transición energética, relacionados con tecnología de generación de hidrógeno.
Contribuir a la formulación del marco normativo en hidrógeno para la transición energética.

Darío Amar Flórez, vicepresidente ejecutivo de Nuevos Negocios, Innovación y Tecnología de EPM, explicó que “la Organización tiene la visión de generar conocimiento en el Hub del Hidrógeno a través de tres pilares: (1) Un ‘Tanque de Pensamiento’, donde con el apoyo de expertos se desarrollarán análisis y debates relacionados con el hidrógeno; (2) Un espacio de laboratorio y equipos para adelantar investigaciones aplicadas al hidrógeno, y (3) una plataforma virtual abierta a la comunidad para brindar acceso al conocimiento del hidrógeno”.

Innovación con sello verde

EPM tiene como meta la construcción de un plan de negocios que le permita desarrollar proyectos específicos para la producción y comercialización de hidrógeno verde, tanto para la exportación como para el mercado nacional.

En el campo internacional, Colombia cuenta con ventajas geográficas para la producción y exportación de hidrógeno verde a mercados europeos y asiáticos. Allí, EPM explora la posibilidad de convertirse en exportador de hidrógeno.

Por su parte, en el mercado local, hay oportunidades en los segmentos de transporte de carga pesada y producción de acero y cemento, donde la Empresa podría ser un actor relevante.

Para avanzar en estas metas es importante contar con aliados, tanto locales como globales, para adquirir las nuevas capacidades necesarias en la cadena de valor del hidrógeno, posicionando a EPM y a Medellín en el mapa global. El hidrógeno será un actor fundamental en la solución de la crisis climática originada por emisiones de dióxido de carbono (CO2), para lograr un planeta más sano para todos.

Proyectos demostrativos de hidrógeno

Con el propósito de desarrollar capacidades técnicas en la producción, manejo y uso del hidrógeno como vector energético, EPM y su filial Aguas Nacionales, desarrollan un proyecto a pequeña escala para producir hidrógeno verde con electrólisis y su aprovechamiento en la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Aguas Claras, ubicada en el municipio de Bello, al norte del Valle de Aburrá.

En el piloto se producirán, a partir de noviembre de 2023, cerca de 5 kg de hidrógeno al día, a través del proceso de electrólisis y utilización en mezclas con biogás o gas natural para uso interno.

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El formulario de oferta para el tramo 3 del NEPR está disponible en el sitio web del NEPR-IC. También están publicados los pliegos finales de las Bases y Condiciones así como los documentos de referencia para acuerdos PPOA, ESSA y GSA de esta edición.

“Se recomienda encarecidamente a los proponentes que revisen los documentos finales de la RFP y comiencen a completar el formulario de oferta en línea lo antes posible”, comunicó el coordinador Accion Group mediante un anuncio publicado en la plataforma oficial del proceso.

Hay tiempo hasta el 1 de septiembre para participar. Y, si bien algunos usuarios consultaron públicamente si el NEPR podría considerar extender el plazo de presentación de ofertas 30 días más, es decir hasta el 1 de octubre; Accion Group comunicó que no se ofrecerán prorrogas pero invitó a participar de la próxima convocatoria a aquellos que no lleguen debidamente a completar sus ofertas.

“Ha habido dos sesiones de partes interesadas y los documentos RFP han tenido pocas posibilidades desde que estuvieron disponibles por primera vez el 24 de marzo de 2023, informando a las partes interesadas sobre el alcance y los términos de este tramo. En consecuencia, seis semanas deberían ser tiempo suficiente para preparar una propuesta si su proyecto está diseñado. Si no, está invitado a participar en el Tramo 4”.

Lo que sigue 

Puerto Rico anunció que llevará a cabo seis procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para contratar al menos 3700 de generación renovable y 1500 de almacenamiento energético equivalente.

Con el primer y segundo tramo cerrando y el tercero iniciando las expectativas se mantienen ya que restan tres tramos más, no se descarta el requerimiento de más capacidad y se evalúan nuevas convocatorias.

“La cantidad de energía que se está solicitando en cada tramo fue prescrita en la Resolución del Plan Integrado de Recursos de una manera descriptiva, no como un tope. Así que existe espacio para modificar la cantidad que se esté solicitando, dependiendo de la necesidad que se tenga y según estén fluyendo los tramos”, reveló la comisionada Mateo-Santos. 

“Hay espacio y hay flexibilidad. Podría ser que se modifiquen las cantidades que se estén solicitando”, consideró la comisionada en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

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México tenía un gran potencial para producir y exportar hidrógeno verde debido a sus abundantes condiciones para la generación de energía renovable, ubicación geográfica privilegiada y su demanda interna y oportunidades en el transporte.

No obstante, impulsar esta industria representa grandes desafíos. La producción a gran escala y la infraestructura requerida para su transporte y almacenamiento son costosas y requieren inversiones significativas. 

Además, la competencia en el mercado global de hidrógeno es muy intensa y México deberá estar preparado para competir con otros países productores.

Bajo esta premisa, Guillermo Gómez, CEO de Consultoría G2H, empresa mexicana dedicada en apoyar el sector energético brindando asesoramiento en el cumplimiento técnico regulatorio destaca los retos que debe afrontar el país para poder detonar la industria.

“El hidrógeno verde está en sus etapas iniciales y hay muchos desafíos. Vamos a avanzar en esta matriz, sin embargo, hay que trabajar mucho para lograrlo. De entrada el marco regulatorio en esta actividad no existe y, por ende, las empresas no saben por dónde empezar», advierte.

“Si bien se están haciendo pruebas piloto en Puebla (norte de México) y hay mucho interés por parte del Gobierno y el sector privado, estos esfuerzos están siendo un tanto aislados. Hace falta adquirir prototipos para la producción de hidrógeno y el desarrollo de tecnología a nivel nacional”, agrega.

De acuerdo a Gómez, para lograr estos objetivos es fundamental tener una hoja de ruta a nivel nacional. Las asociaciones se tienen que poner de acuerdo con el Gobierno para formalizar los lineamientos clave que permitan avanzar en la matriz.

El especialista también explica que otro reto es la divulgación de la potencialidad del hidrógeno verde porque aún existe mucho desconocimiento en torno a esta prometedora fuente de energía.

“Una buena noticia es que el próximo año se va a celebrar en México el mayor congreso de hidrógeno a nivel internacional. Las asociaciones quieren que el resto del mundo vea a México como una gran oportunidad. Ojalá lo logren y atraigan inversiones”, augura.

El core business de Consultoría G2H

En tanto a la actividad de la compañía, el ejecutivo afirma: “Tanto en proyectos renovables como en tecnologías tradicionales, nos estamos dedicando a las autorizaciones en materia de impacto ambiental y social”. 

“El marco regulatorio es muy técnico y se divide en muchas áreas. Por ello, asesoramos e identificamos lo que necesita cumplir una empresa a la hora de presentar un proyecto”, añade.

En lo que respecta desarrollos renovables, Consultoría G2H se especializa en la energía eléctrica solar y eólica, el aprovechamiento de biomasa, la producción de biogás y la generación de hidrógeno verde.

En este sector, el especialista es optimista y señala: “Por las oportunidades del nearshoring, se vislumbra una gran demanda de proyectos renovables de gran escala. Además, la demanda histórica de energía marcó un antes y un después: todo indica que de ahora en adelante hay buenas expectativas en el avance de las renovables”.

Aunque admite que la generación a gran escala se ha desacelerado en los últimos años por las cancelaciones de permisos de la CRE, asegura que han abierto otras oportunidades permitiendo a nivel nacional que otras empresas mucho más pequeñas puedan contribuir a descarbonizar a través de la generación distribuida.

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La licitación RenMDI de Argentina dejó como saldo la adjudicación de casi 100 proyectos renovables que incorporarán 633,68 MW de capacidad operativa al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Hecho que es visto como positivo desde el sector energético, no sólo porque por primera vez se incluyeron sistemas de almacenamiento de energía, sino también porque fue la primera convocatoria pública tras más de cinco años desde el último llamado del Programa RenovAr (ronda N° 3). 

“La subasta fue un éxito desde la convocatoria, porque nació considerando que la única capacidad disponible en Argentina está dispersa en redes de distribución. Ir a buscar puntos estratégicos del sistema con pequeños proyectos para que pueda ingresar energía renovable que reemplaza a otras fuentes convencionales me parece genial”, señaló Gustavo Daniel Gil, presidente de Goesgreen. 

“Este debería ser el inicio para que no se detenga el proceso y se lance otra convocatoria porque, en definitiva, es un win – win para el país, ya que se generan más proyectos que desplacen tecnologías más costosas y contaminantes con inversión genuina e infraestructura de generación que quedará por muchos años”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Puntualmente, el renglón N° 1, orientado a reemplazar generación forzada, tendrá 46 proyectos adjudicados por 514,08 MW a lo largo de las 6 regiones previstas, a un precio medio de USD 73,826 MWh.

Mientras que para el segundo esquema (destinado a diversificar la matriz energética), la Secretaría de Energía de la Nación confirmó 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW, a un valor promedio de  USD 153,817 MWh. 

Una de las particularidades de los proyectos ganadores es que hay un proyecto solar con almacenamiento, tecnología que poco a poco toma mayor lugar en la escena energética global para complementar la variabilidad de las centrales renovables. 

“Por ello es una licitación pionera en el mundo y es experiencia piloto nos pone en la escena global, ya que no hay muchos países que avancen con un esquema que integre acumulación. Clientes y empresas de afuera se sorprenden que en Argentina hayamos hecho una subasta para proyectos para la venta como para la gestión de la energía con storage”, reconoció Gustavo Gil. 

Dichos parques de generación renovable se sumarán al abanico de emprendimientos activos dentro del Mercado Eléctrico Mayorista del país. En tanto que esa información se puede acceder al detalle a través de la app de Goesgreen, denominada I4 Lens, lanzada a principios de junio 2023. 

En esa herramienta de inteligencia, se integran datos de valor minuto a minuto sobre generadoras de energía solar, eólica, bioenergías y minihidroeléctricas en el SADI, lo que permite que las distintas empresas de productos y servicios conozcan quiénes son sus potenciales clientes. 

“Argentina se merece tener la última tecnología y precio para lograr una oferta competitiva a nivel global para la inversión de los proyectos; sumado a que seguimos trabajando en soluciones de digitalización, hay mucho por optimizar en términos del OPEX”, sostuvo el especialista.

“Asimismo, sería bueno que el país mantenga una agenda de licitaciones e incentivos para que haya un volumen mínimo de negocio que permita mantener el mercado en actividad. El resultado de la RenMDI dará una acelerada para que se construyan los proyectos y para eso hay que ordenar las regulaciones y la macroeconomía para que se puedan financiar”, concluyó. 

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El primero de octubre de este año entrará en vigor el Mecanismo de Ajuste Fronterizo de Carbono (CBAM, por sus siglas en inglés), iniciativa que busca establecer un precio sobre las emisiones de carbono incorporadas en los productos importados, de manera que se evite una ventaja competitiva indebida para los productos de países con regulaciones más débiles.

Este tendría implicancias para México como exportador de productos hacia otros países, especialmente en sectores intensivos en carbono, como la producción de acero, cemento y petroquímicos. Como resultado, las empresas mexicanas que exportan productos intensivos en carbono podrían enfrentar un aumento en los costos asociados con el carbono incorporado en sus productos.

En este contexto, Irene Trujano, Marketing Manager en Regulus, la comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, elaboró un informe en el que describe las condiciones y requisitos principales del impuesto.

«Este arancel se conciben como una herramienta fiscal para la protección ambiental y salud pública, que desde hace años que se aplican en Europa y se han integrado correctamente en la producción de bienes disminuyendo su impacto ambiental. La falta de regulación ambiental podría ocasionar que una empresa fabrique un producto de manera contaminante sin considerar su impacto sobre la salud del planeta o del medio ambiente lo cual se conoce en economía como Externalidad», explica la especialista

«El CBAM tiene como objetivo abordar el riesgo de fuga de carbono, que se produce cuando las políticas climáticas de un país o región se ven afectadas por áreas con regulaciones climáticas menos estrictas. El objetivo de este impuesto al carbono sobre ciertos bienes importados es en función de su huella de carbono, y pretende que las condiciones sean equitativas tanto para la industria nacional, como para la extranjera», agrega el reporte.

El reporte cita a Jordi Joan Cañas, consultor internacional en bioenergía, economía circular y cambio climático, experto del programa de la UE denominado “Low Carbon Business Action in México” quien explica: «La finalidad de los impuestos verdes es obligar a pagar una tasa a los contaminadores bajo el principio de “quién contamina paga” de tal forma que el precio refleje el costo de dichas externalidades».

En conversaciones con Energía Estratégica, Trujano destaca: “La necesidad de impulsar la inversión en tecnologías limpias requiere volver más atractivo el mercado de productos con bajas emisiones de carbono. Aunque el arancel representa un estímulo para sectores clave como la industria de las energías renovables, eficiencia energética y transporte sostenible, sin dudas tomará tiempo que este instrumento sea 100% efectivo y aplicable en todos los países”.

Los factores clave de este impuesto, según la especialista:

Fijación de precios del carbono: implica establecer un impuesto al carbono sobre los bienes importados, lo que refleja la cantidad de emisiones de carbono asociadas a su producción. Esto se logra mediante la medición de la huella de carbono de los bienes y la aplicación de un precio correspondiente.
Igualdad de condiciones: al imponer un precio al carbono sobre los bienes importados, el CBAM busca nivelar el campo de juego entre las industrias nacionales y extranjeras. Esto evita que las empresas nacionales se vean en desventaja debido a las regulaciones climáticas más estrictas a las que están sujetas en comparación con las empresas extranjeras.
Incentivo para la reducción de emisiones: el CBAM brinda un incentivo para que los países y las empresas reduzcan sus emisiones de carbono, ya que aquellos que adopten medidas de mitigación verán reducidos los costos asociados con el mecanismo. Esto promueve la transición hacia una economía baja en carbono.
Cumplimiento con las normas de la OMC: el diseño del CBAM debe estar en línea con las normas de la Organización Mundial del Comercio (OMC) para evitar posibles conflictos comerciales. Es importante garantizar que el CBAM no se convierta en una barrera comercial encubierta y cumpla con los principios de la OMC.

De esta forma, se espera que cada vez más empresas mexicanas adopten energías limpias en sus procesos de producción para no perder competitividad frente a otras compañías ubicadas en otros países. No obstante, muchos especialistas solicitan un marco regulatorio clave a largo plazo con certidumbre jurídica que permita realizar inversiones con un suministro sustentable.

Cabe destacar que el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador y la presidenta de la Comisión Europea, Ursula Von Der Leyen se comprometieron en acelerar este año el acuerdo de libre comercio entre la UE para desarrollar una asociación política, comercial y de cooperación más profunda. Este es considerado por muchos analistas como «la luz al final del túnel» y hace crecer las expectativas del sector privado en México.

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De acuerdo al sector privado, en los últimos años en México, los proyectos renovables a nivel utility scale se encuentran en stand by por las cancelaciones de las subastas por parte del Gobierno y uno de los pocos desarrollos que se ha llevado adelante es el Plan Sonora en Puerto Peñasco.

Mediante este plan que prevé transformarse en la planta solar más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, con una capacidad de 1GW en su etapa final, el Gobierno federal busca demostrar que efectivamente están trabajando en lograr una transición energética justa.

No obstante, el Plan Sonora suscita cierta controversia en relación con su ubicación y distribución estratégica de proyectos, lo cual lleva a cuestionar la necesidad de invertir en infraestructura y redes de transmisión en el país.

En efecto, Carlos Aurelio Hernández González, vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX), explica a Energía Estratégica: “Si bien es bueno que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) realice las inversiones en energías limpias, deberían distribuir esas inversiones en distintos puntos del país para poder reducir las emisiones de centrales eléctricas que son menos ineficientes”.

Para el experto, están generando en un lugar donde hay sobreoferta de energía, lo cual limita el valor de la energía generada en esa área. En tanto no hagan la interconexión de la línea de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) con el sistema de Baja California, esa energía valdrá muy poco. 

“Ese GW que van a instalar se podría haber distribuido mejor en distintas zonas del país donde se requiere más energía como por ejemplo la Península de Yucatán donde también hay buena radiación”, afirma. 

“Hubieras cubierto una mayor parte de la demanda donde ves precios de 10, 12 mil pesos por MW contra los 200 pesos del norte (Puerto Peñasco). Esa energía no funcionará porque está en el norte del país y donde más se necesita la energía es en el sur. Tiene poco valor la energía por allá en tanto no se realice la interconexión”, agrega. 

De esta forma, resalta la importancia de contar con una infraestructura de transmisión adecuada para facilitar el transporte eficiente de la energía generada en diferentes regiones del país. 

Esto permitiría mejorar la integración de los proyectos de energías renovables a gran escala y garantizar un suministro más estable y confiable en todo México.

Estancamiento de proyectos a gran escala

Más allá del Plan Sonora, el Vicepresidente de Energías Renovables de COPARMEX revela que ha habido pocos avances significativos en los últimos cinco años en este segmento.

“Los proyectos privados a gran escala se han frenado y la única intervención que ha habido es por parte de la CFE, a través del Plan Sonora. Si bien es bueno que la CFE invierta en proyectos de energía eléctrica, estos esfuerzos han sido insuficientes”, insiste. 

“La Comisión Reguladora de Energía (CRE) ha estado más reactiva en cuanto a otorgar permisos y la demanda máxima que tuvimos en el país de 50 mil MW en una hora demuestra que si bien México tiene la capacidad instalada, tiene un déficit de energía limpia y barata. Eso se ve en situaciones donde se pone a prueba el sistema eléctrico”. 

Para el especialista, este pico en la demanda histórica indica la necesidad de impulsar políticas y medidas que fomenten el desarrollo de más proyectos renovables a gran escala en el país.

“El mercado está ansioso de energías limpias y la CRE no se ha encaminado al ritmo que avanza el mercado. Como país tenemos que aprovechar el nearshoring y dotar de herramientas a las empresas tanto pequeñas como grandes para que puedan invertir en proyectos de descarbonización”, concluye.

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La Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) criticó el proyecto de ley de transición energética que el Poder Ejecutivo de Chile elevó al Congreso, ya que considera que podría perjudicar a los usuarios finales del sistema al contemplar nuevos cargos a pagar  por los mismos. 

“Estando de acuerdo las necesidades de la transición energética que implican para el país, vemos que, al menos hay cuatro grandes grupos de temas que significan una nueva piedra en la mochila en la cuenta final cliente, tales como ingresos tarifarios, licitaciones de almacenamiento, nueva transmisión y presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional”, sostuvo Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR.

“Y en el proyecto no vemos medidas que apunten a ser más eficientes estos costos ni una forma de balancear, de manera justa, los costos de esta transición energética y que no todo caiga en el cliente”, planteó durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile. 

Puntualmente, la entidad remarcó que, tal como está redactado el proyecto, y tomando los datos de enero 2022 a febrero 2022, aumentaría las tarifas energéticas en aproximadamente $11 por kWh. 

¿Por qué? El impacto por la reasignación de los ingresos tarifarios podría ser de $3,3 a $4 por kWh si los problemas de congestión aumentan y se mantienen valores de combustibles elevados. Mientras que por el lado del cargo para llevar a cabo las licitaciones de almacenamiento con proyectos a mediano y largo plazo, el monto oscilaría entre $3,8 a $4,5 por kWh.

A lo que se debe sumar la planificación de las obras de transmisión (tanto planificadas como urgentes) y la revisión del valor de inversión adjudicado en obras de ampliación. Por lo que tales proyectos de transporte eléctrico sumarían «al menos» $2,6 kWh hacia el 2028. 

“En tanto que las nuevas funciones del CEN hará que disponga de recursos permanentes para realizar y coordinar investigación, desarrollo e innovación en materia de energía, lo que es valorable. Pero hay que recordar que el presupuesto del Coordinador es 100% financiado por los clientes en el cargo por servicio público”, señaló Bustos.

“Hoy en día, el cargo por servicio público está en $0,7 kWh, pero estimamos que, de acuerdo a los requerimientos que pidió el coordinador y mayores recursos, llegaremos al $1 por kWh”, detalló. 

Y continuó: “El proyecto de ley agrega cargos y aumenta otros existentes para los clientes, mientras que la experiencia internacional para la transición energética determina que los costos se comparten y esa es la única manera de tener una transición justa (…) Y hasta será más caro electrificar consumos a futuro”. 

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XM, operador del Sistema Interconectado Nacional, emite señales a la institucionalidad del sector sobre el estado del Sistema en el corto, mediano y largo plazo, a partir del análisis integral de variables y escenarios.

Es precisamente en cumplimiento de dichas funciones que XM tiene la responsabilidad de dar a conocer situaciones como las planteadas en el comunicado emitido el pasado lunes 17 de julio sobre el agotamiento de las redes de transmisión de energía en algunas zonas del país, respecto al cual es importante ampliar las explicaciones técnicas de varios aspectos:

Colombia cuenta con los recursos suficientes de generación de energía y sus recursos primarios (principalmente agua, gas, carbón y combustibles líquidos) para atender la demanda en el país.
XM ratifica que en los análisis del planeamiento operativo energético de mediano y largo plazo realizados a la fecha, no se evidencian riesgos de desabastecimiento energético, incluso ante escenarios de ocurrencia de afectación a los aportes hídricos como el fenómeno de El Niño. Estos análisis se realizan permanentemente, actualizando las variables más relevantes para el mismo.
El agotamiento en la capacidad de transporte de la red en la región Caribe no está relacionado con problemas de desabastecimiento de energía en el país. El agotamiento implica dificultades para la transmisión de energía al usuario final en algunas zonas de dicha región.
Ante el incremento en los últimos meses de la programación de demanda no atendida por agotamiento en la red de transmisión regional en el área Caribe, en junio de 2023 XM declaró en estado de emergencia algunas subestaciones de dicha zona (El Banco, La Jagua, San Juan y Guatapurí en el área Guajira-Cesar-Magdalena; San Jacinto, Calamar, Zambrano, El Carmen y el Plato en el área Bolívar; Sincé, Mompox y Magangué en el área Córdoba-Sucre), poblaciones en las que el servicio de energía eléctrica no se está prestando con la calidad, seguridad y confiabilidad definida en la normatividad vigente.
La demanda no atendida que se viene programando en la región Caribe como consecuencia del agotamiento en la red de transmisión regional, podrá incrementarse en la medida en que crezca la demanda de energía en dicha zona.
La solución estructural a las situaciones de agotamiento en la red de transmisión regional es la entrada oportuna de los proyectos de expansión; no obstante, el desarrollo de estos enfrenta grandes retos en el país. Evidencia de ello es que de las obras de expansión adjudicadas por la UPME que actualmente están en ejecución, el 68% corresponde a proyectos en la región Caribe, cuyos retrasos a la fecha oscilan entre 1 y 4 años.
En relación con los análisis efectuados por XM sobre el comportamiento de la demanda de energía en el país en las últimas semanas, es importante precisar que las metodologías no son comparables sino  complementarias, pues para la operación de tiempo real que coordina XM utiliza una mayor desagregación de la información, es decir, a los análisis mensuales de la UPME, XM les aplica criterios adicionales como análisis diarios, por regiones geográficas, entre otros, para reflejar el comportamiento de corto plazo.

Como ha sido hasta ahora, XM seguirá acompañando a la institucionalidad del sector y a los agentes del mercado en buscar soluciones para mitigar el agotamiento de las redes de transmisión. De la misma manera, XM ratifica su compromiso con atender los desafíos actuales y futuros del sector eléctrico en el país y seguir brindando la mejor energía a los colombianos.

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EDP Renewables (EDPR), líder mundial en energía eólica y solar, ha resultado adjudicataria de una licitación convocada por el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile para la construcción y operación de un proyecto renovable ubicado en la Reserva Eólica de Taltal, en la región de Antofagasta, en el norte del país.

Esta región hoy es protagonista en materia de desarrollo energético gracias a su gran riqueza en recursos solares y eólicos, aportando el mayor porcentaje de capacidad instalada de energías renovables en el país (31% a junio de 2023. Fuente: Comisión Nacional de Energía), lo que le otorga un gran atractivo global para la inversión. El proyecto adjudicado le permitirá a EDPR tener los derechos de uso de alrededor de 2.850 hectáreas para el desarrollo y operación de proyectos de fuentes de energía limpias por un rango de 40 años. Con esta adjudicación, la compañía prevé construir uno de sus mayores proyectos renovables en Latinoamérica: un parque híbrido que combine energía eólica con energía fotovoltaica.

Además, la licitación permite incluir almacenamiento de energía con baterías, por lo que este proyecto será uno de los primeros en Chile en incorporar tres tecnologías (solar, eólica y baterías) en una única conexión a la red. De esta manera, posibilita reservar la energía generada en horarios donde los precios son más bajos, para inyectarlas a la matriz durante las horas de mayor demanda.

Cuando entre en operación, el proyecto ubicado en la Reserva Eólica de Taltal contará con una potencia instalada de más de 323 MW combinada entre la energía solar y eólica.

A través de estas concesiones, que empezaron a licitarse desde 2010, el Gobierno de Chile promueve activamente la descarbonización de la economía en el país. En línea con este compromiso, la primera adjudicación de EDPR en el país demuestra la voluntad de la compañía de colaborar con Chile en sus objetivos hacia la transición energética.

“Los terrenos adjudicados a EDPR para su explotación cuentan con excelente recurso eólico y solar, lo que convierte a la Comuna del Taltal en un entorno ideal para desarrollar proyectos competitivos de generación de energía limpia. Además, nuestra llegada a la región de Antofagasta es una oportunidad de expandir nuestra presencia en el país, contribuyendo con beneficios ambientales, sociales y económicos, así como de acercarnos a la demanda energética del sector minero a través de la descarbonización”, destaca Enrique Álvarez-Uría, Country Manager de EDPR en Chile.

Actualmente, la compañía en Chile cuenta con más de 500 MW en distintas fases de desarrollo en proyectos renovables ubicados principalmente en las diversas regiones a lo largo de Chile.

Presente en el mercado chileno desde 2021, EDP Renewables (EDPR) es líder en energías renovables a nivel global y cuenta con una potencia instalada de más de 15,2 GW en todo el mundo. EDPR ha sido pionera en el desarrollo de proyectos que suponen una importante contribución a un sector más sostenible – inauguró este año en Brasil su mayor complejo renovable, Monte Verde, con 580 MW de capacidad; fue la primera en desarrollar parques híbridos eólicos y solares en Portugal y España, sus mercados de origen, e invierte continuamente en nuevas formas de desarrollar electricidad renovable, como el primer parque solar flotante de Singapur.

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La Secretaría de Energía de la Nación incorporó la figura del usuario – generador comunitario al anexo de Ley N° 27424 (régimen de fomento a la generación distribuida) a través de la Resolución 608/2023 publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina. 

Esto significa que, de acuerdo a su composición, los sujetos que opten por esta alternativa renovable podrán ser “Usuarios Generadores Individuales” (U/G), “Usuarios Generadores Comunitarios” (U/G C) o “Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales” (U/G CV).

De este modo, y tras diversas reuniones del Consejo Federal de Energía sobre el tema, el gobierno finalmente abrió las puertas a un modelo que ya tenía el visto bueno del subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti (ver nota), y que ya se implementa en las provincias como Córdoba, Mendoza y Santa Fe. 

“Da un marco general, principalmente para aquellas que ya habían reglamentado esta opción. Esperamos que apalanque la GD, desde instalaciones que cambien el paradigma de U/G individual y vaya más hacia el agrupamiento de usuarios. El potencial existe y puede ser la punta de lanza de la generación distribuida en el futuro”, aseguró Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación, en diálogo exclusivo con Energía Estratégica

“Resta implementarlo en la plataforma digital de acceso público para el intercambio de formularios entre usuarios, distribuidoras e instaladores calificados. Además, a futuro, la idea es poder otorgar algún beneficio más enfocado en los U/G comunitario, tanto en Certificados de Crédito Fiscal o la línea de crédito con el dinero del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS)”, agregó.

Los sujetos que opten por esta alternativa renovable deberán incluir el porcentaje de participación de cada uno dentro del contrato de generación eléctrica bajo modalidad distribuida comunitaria, a fin de repartir los créditos asociados a la inyección de energía entre los participantes, como por ejemplo el Certificado de Crédito Fiscal, el cual tuvo actualización de montos a principios de año. 

¿Cuáles son las diferencias entre usuarios ? El U/G C refiere a la conformación de un grupo de dos o más usuarios de la red con puntos de suministro diferente cuyas demandas sean abastecidas por el mismo distribuidor y que declaren la administración en conjunto de un sistema de generación distribuida renovable. 

Mientras que el U/G CV es muy similar, con la particularidad que se considerará así a aquellos usuarios – generadores cuya demanda e inyección total esté monitoreada en tiempo real por medidores inteligentes. 

“Esto posibilitará hacer un balance entre las energías demandadas e inyectadas del sistema comunitario, distinguir la inyección del autoconsumo total del conjunto de usuarios y valorizar la energía autoconsumida, demandada e inyectada de manera independiente”, señala la normativa. 

A ello se debe añadir que también habrá una subdivisión conforme a la potencia instalada, considerando que la capacidad del equipo de GD será la suma de los acoples a la red de tales instalaciones (no puede superar los 2 MW): 

Usuarios – Generadores pequeños (UGpe): con equipos menores a los 3 kW.
Usuarios – Generadores medianos (UGme): De 3 kW a 300 kW
Usuarios – Generadores mayores (UGma): De 300 kW y hasta 2 MW de capacidad. 

Y cabe aclarar que U/G C y los U/G CV podrán conectar sus equipos a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las contratadas por cada uno de los usuarios que conformen el grupo. 

Mientras que a los usuarios que no posean una potencia contratada definida, se les considerará la capacidad límite máxima de la categoría a la que pertenezcan. En tanto que aquellos sujetos que contraten distintas potencias, en función de bandas horarias podrán conectar los sistemas renovables hasta el máximo valor de las contratadas.

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S-5! anuncia su nueva sociedad con la empresa latinoamericana Solar Center . Como distribuidor, la empresa ofrecerá la gama completa de soluciones solares y de utilidades de S-5! para techos metálicos en todo México.

Solar Center es un mayorista de equipos solares a nivel nacional con centros de distribución en la Ciudad de México, Mérida y Chihuahua. Además de sucursales en Guadalajara, Monterrey y Querétaro. Junto con sus socios de canal, la empresa busca transformar a México a través de la energía solar.

“Estábamos buscando una marca posicionada dentro del mercado fotovoltaico que pudiera brindar un producto de alta calidad, soporte técnico en el país y asesoría comercial,” dijo Cristhian Arredondo, Gerente de Ingeniería de Solar Center.

“También estábamos interesados en establecer una relación comercial a largo plazo con una empresa que esté presente el mismo tiempo. Las garantías de S-5! son las más completas de la industria y, de hecho, sus productos han superado sus garantías porque la empresa los ha estado fabricando durante más de 30 años.”

“Conocimos al equipo de S-5! en Solar Power International en ellos encontramos al socio estratégico que nos hacía falta para llevar nuestro negocio al siguiente nivel,” continuó Arredondo. “Ahora, nuestros centros de distribución se encuentran completamente abastecidos para brindar una logística rápida y eficaz a todos nuestros clientes a lo largo del país.”

S-5! comenzó a vender en América Latina en 2010. Desde entonces, ha experimentado un crecimiento exponencial con distribuidores establecidos en México, Barbados, Puerto Rico, Ecuador, Costa Rica, Colombia, Jamaica y Trinidad y Tobago. Con un equipo dedicado al servicio del mercado, S-5! se está posicionando para ser el recurso de referencia para soluciones de montaje solar en techos de metal.

S-5! fabrica sus productos en los EE. UU. en sus instalaciones de fabricación con certificación ISO. Con tecnología probada, S-5! tiene una cartera global de más de 6 gigavatios de energía solar instalados en los techos de algunos de los edificios más destacados del mundo, como las sedes corporativas de las tiendas Google, IBM, Apple, NREL y Walmart en todo México, además de más de 15,000 instalaciones solares residenciales en más de 70 países desde la A (Australia) hasta la Z (Zimbabue).

“Damos la bienvenida a bordo a Solar Center, uno de los centros de distribución solar más grandes de México,” dijo Juan Carlos Fuentes, Director Internacional de Ventas y Desarrollo de Negocios de S-5!. “Como innovadores de tecnologías sin penetración de sujeción al techo y montaje solar sin rieles direct-attach ™ , S-5! se complace en ofrecer nuestras soluciones solares en todo México y América Latina. Solar Center es un socio de canal ideal para nosotros, ya que esperamos continuar con el éxito y el crecimiento en la región.”

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Como el producto insignia más nuevo de FusionSolar el SUN2000-330KTL recibió un amplio reconocimiento de la industria durante su debut en Intersolar Europe 2023. Se destaca como uno de los inversores de cadena de alta potencia (330KW) más fiables disponibles en el mercado. El SUN2000-330KTL ha logrado varios avances en la industria:

Funciones de triple protección líderes en el sector: desconexión inteligente a nivel de cadena (SSLD-TECH), detección inteligente a nivel de conector (SCLD-TECH) y diagnóstico inteligente de aislamiento en corriente continua (CC). Puede identificar con precisión problemas como la conexión en polaridad inversa de los conectores MC4, corrientes de retorno y cortocircuitos, etc., aplicando autoprotección como el apagado automático en milisegundos.
Certificación autorizada L5 de la Power Line Carrier Communication de CGC. Tiene una distancia máxima de transmisión de hasta 1.000 metros y puede soportar sub-arreglos con una capacidad máxima de 9MW, garantizando una comunicación estable.
Tecnología de autolimpieza interna inteligente líder en la industria, mejorando significativamente la eficiencia de eliminación de polvo y reduciendo los costes de mantenimiento.
Compatible con todos los módulos fotovoltaicos convencionales (166/182/210), lo que permite «sustituir el módulo sin cambiar el inversor». Esto reduce la complejidad y los costes de adquisición, piezas de repuesto y mantenimiento.

Intersolar Europe es una de las mayores ferias del mundo del sector fotovoltaico inteligente. Ha cosechado la atención y el reconocimiento internacionales por su influencia y sus prestigiosos premios, que ensalzan las fuerzas innovadoras que impulsan el desarrollo de la industria.

FusionSolar se dedica a hacer realidad su visión de «Aprovechar al máximo cada rayo» mediante la investigación y el desarrollo continuos, la integración innovadora de tecnologías digitales, de electrónica de potencia y de almacenamiento de energía, y la promoción de la energía fotovoltaica inteligente como fuente de energía primaria. Este compromiso permite la adopción generalizada de la electricidad verde, beneficiando tanto a los hogares como a diversas industrias.

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El megaevento Europe Future Energy Iberian Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), se llevó a cabo a principios de este mes en el hotel NH Collection Madrid Eurobuilding, con más de 350 profesionales del sector renovable.

Una de las grandes presencias del encuentro fue la del embajador de Chile en España, Javier Velasco, quien participó del panel denominado “Expansión renovable en Latinoamérica, una oportunidad para Europa” y dio a conocer las ventajas del país trasandino para invertir en proyectos sustentables y generación limpia. 

“Chile tiene las condiciones de producción más destacadas del mundo para generar hidrógeno verde, a nivel solar en el norte y eólico en el sur, que se complementa con la capacidad de distribución, transmisión y almacenamiento”, señaló. 

“Además, se invierte fuertemente en storage con torres de condensación de potencia, baterías y la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde”, agregó durante el megaevento de FES.

Justamente el país ya cuenta con una regulación específica y fue uno de los primeros países de Latinoamérica en abrir las puertas a la producción mediante su Hoja de Ruta del H2V, lanzado a finales del 2020.

En la misma marcó un objetivo de 5 GW operativos de electrólisis hacia el 2025 y de 25 GW instalados al año 2030, a un precio de 1,5 dólares por kilogramo de dicho vector energético. 

“Es decir que tendremos la relación de costo – producción más baja del mundo; mientras que al 2040 queremos estar entre los 3 exportadores mundiales más importantes de H2V con un horizonte de descarbonización total al 2050”, remarcó Javier Velasco. 

También, cabe recordar que recientemente el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó un nuevo préstamo de USD 400 millones para apoyar el desarrollo de la industria del hidrógeno verde y sus derivados en Chile, con el objetivo de contribuir a la descarbonización de la economía y generar nuevas oportunidades productivas en el país.

Préstamo basado en resultados anteriores, ya que es la segunda operación de crédito en el marco de la línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión (CCLIP) para la productividad y el desarrollo sostenible en Chile, aprobada el 7 de diciembre de 2022 y que cuenta con un presupuesto total de USD 1000 millones.

Chile y la Unión Europea firmaron iniciativas de cooperación en hidrógeno renovable

Asimismo, días atrás el Ministerio de Energía y el Ministerio de Hacienda de Chile lanzaron el Comité Estratégico para el Plan de Acción de Hidrógeno Verde, que tendrá como objetivo la concreción de la hoja de ruta y alcanzar acuerdos de consenso para su desarrollo, y que estará conformada por funcionarios regionales y agentes del sector académico, como también Michelle Bachelet Jeria, ex presidenta de la República, y Juan Carlos Jobet, ex ministro de Energía y Minería.

“Todo ese proceso es una oportunidad para toda la red productiva que se genere y que se acompañará con minerales críticos, no sólo litio, sino que tenemos 26 de los minerales que la Unión Europea considera críticos”, aseguró el embajador de Chile en España. 

“La exportación más relevante de Chile no es el litio, cobre ni tremendas condiciones de inversión en torno a la nueva infraestructura de transmisión. Sino que lo más importante es la certeza y seguridad. Es un país estable, que se pone de acuerdo ante las diferencias democráticas y respeta las reglas del juego”, concluyó. 

La entrada Desde Europa resaltaron las condiciones “destacadas” de Chile para producir hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que en la regulación de México existe un límite de potencia instalada de 500 kW para proyectos de generación distribuida, cifra bastante inferior a otros países latinoamericanos, las instalaciones de este segmento tanto a nivel residencial como comercial e industrial crecen con fuerza en el país.

De acuerdo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en el podio de los estados mexicanos con mayor generación durante el segundo semestre del 2022, se encuentra Jalisco (407.08 MW), seguido por Nuevo León (282.18 MW) y Chihuahua (176.58 MW).  Esos tres estados acumulan más de la tercera parte de los permisos de generación en el país y de toda la potencia operativa en esta categoría.

No obstante, otras entidades federativas buscan seguir incrementando esta industria. En efecto, Efrain Villanueva, ex secretario de Ecología y Medioambiente de Quintana Roo destaca las expectativas de crecimiento en el corto plazo y describe algunas de las iniciativas que han impulsado a nivel local para cumplir con estos objetivos.

¿En estos últimos años estuvo creciendo la actividad renovable en Quintana Roo?

No a nivel utility scale, pero sí en el segmento de generación distribuida. Si bien todavía no estamos a la altura de otras entidades federativas como Jalisco que tiene el primer lugar en México, estamos a la mitad de la tabla de los demás estados con 39.69 MW de energía renovable fotovoltaica en generación distribuida.

No obstante, en los próximos años esperamos al menos duplicar la generación distribuida actual en Quintana Roo. Desde el estado siempre promovimos la existencia de fuentes de apoyo financiero y al ser cada vez es más accesible, aumenta el volumen de proyectos de esta magnitud.

¿Qué cambios sugieres en el marco regulatorio para aumentar aún más la generación distribuida y cumplir con esos objetivos? 

Un aumento en el límite de potencia para generación distribuida ayudaría muchísimo. Desde hace varios años se planteó la posibilidad de elevarlo por lo menos a 1 MW o inclusive más. Pero la visión que tiene la administración federal actual lo ha impedido.

Incluso había un proyecto para ponerle aún más regulaciones a la generación distribuida que afortunadamente no ha avanzado. 

En resumen, lejos de favorecer la regulación para aumentar la generación distribuida, lo que el gobierno federal ha intentado es poner más trabas. Por eso es muy complicado que suceda un cambio al menos en lo que resta de esta administración.

En este contexto, ¿durante tu gestión han podido tomar iniciativas propias para el desarrollo de energías renovables, más allá de la agenda del gobierno nacional? 

Ante la falta de permisos para proyectos de gran escala, como entidad federativa nos concentramos en proyectos de eficiencia energética y generamos una propuesta de planeación de todo lo que se podría hacer en el estado en materia de energías renovables. 

PLANFEER (1)

En línea con esa estrategia, dejamos proyectos a nivel de prefactibilidad vinculados al aprovechamiento de los residuos para la generación eléctrica. Aunque no logró concretarse, hicimos un proyecto muy interesante para la Isla de Cozumel dentro del rango de generación distribuida para el aprovechamiento de los residuos: la idea era generar composta y producir 300 Kw de energía eléctrica. 

También presentamos otro proyecto interesante para producir biometano en Cancún, el cual podría tener una muy buena rentabilidad. 

Estos fueron algunos de los intentos que pudimos presentar y que están a nivel de prefactibilidad. Espero que las autoridades los retomen. Sin embargo, entiendo que el gran problema son los permisos federales para dar luz verde a esas iniciativas.

¿Qué tipo de tecnologías (solar o eólica) se pueden potenciar en la región teniendo en cuenta los recursos y las redes transmisión de la misma?

Hay una visión muy clara: en el centro y sur del estado el potencial es mayormente solar y en el norte eólico. No obstante, Quintana Roo todavía tiene la necesidad de fortalecer sus redes de transmisión para desalojar esa energía. 

En ese sentido, las autoridades de la CFE han sido muy cautas porque no hay suficiente infraestructura de transmisión para desalojar un proyecto eólico de por ejemplo 250 MW. Siempre ha habido ese temor de las autoridades federales por la intermitencia de las energías renovables. 

Sin embargo, es necesario invertir en las líneas de transmisión para descarbonizar la economía de la región y poder abastecer la gran demanda de energía de manera sostenible.

Teniendo en cuenta la gran afluencia de turistas con las que cuentan, ¿se ha podido avanzar en proyectos de electromovilidad o de almacenamiento?

En electromovilidad todavía tenemos un gran retraso, es otra industria que está todavía sin despegar. Son muy pocas las estaciones de recarga para autos eléctricos en Quintana Roo. Hay un gran déficit todavía en el estado y en el país entero,

Por otro lado, muchos hoteles están incorporando el concepto de vender una experiencia renovable con un manejo sustentable de residuos y proyectos muy eficientes para el consumo de la energía eléctrica y el agua. 

De hecho, aprovechan sus residuos para tener su propia generación de electricidad e impulsan la generación distribuida. Hay potencial para acompañar esto con proyectos de almacenamiento. No es un problema de tecnologías, sino de política pública.

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En el marco de la construcción del parque solar Palmira I liderado por Ventus para su cliente Celsia, se realizó un acuerdo con la Fundación 2 por el Planeta para llevar adelante un EcoTrueque.

El acuerdo consistió en que todos los residuos de obra aprovechables (cartón, PET, plásticos, chatarra, zunchos) reciclados se reconvertirían en mobiliario de madera plástica para la comunidad del área de influencia directa. Adicionalmente, con el reciclaje de los residuos desde Ventus se comprometieron a donar platos de comida a centros comunitarios de Valle del Cauca.

Gracias a los más de 35,000 kg de residuos reciclados, desde la empresa finalmente aportan 141 platos de comida.

Adicionalmente, con la cantidad de residuos plásticos reciclados se realizaron dos parques infantiles, cuatro bancas para parques y dos eco avisos para las comunidades de Matapalo y La Torre.

Desde Ventus continuarán trabajando para generar modelos de economía circular que permitan generar una cultura de reciclaje y aprovechamiento, para reducir el impacto ambiental negativo que genera la construcción de proyectos, conservar recursos naturales y proteger el medio ambiente, al mismo tiempo que generan un impacto social en las comunidades donde opera.

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La fórmula integrada por Horacio Rodríguez Larreta y Gerardo Morales presentó su plan de transición energética hacia fuentes renovables, el cual se prevé implementar en caso de ganar las elecciones presidenciales que se llevarán a cabo en Argentina. 

Los precandidatos de Juntos por el Cambio a la presidencia y vicepresidencia, respectivamente, detallaron más de 10 ejes destinados a cumplir con los compromisos ambientales asumidos en el Acuerdo de París, por lo que proyectan aumentar la participación de las energías sustentables. 

«Al final de nuestro mandato, el 30% de la matriz energética será renovable. Es un objetivo ambicioso, incluso para países desarrollados, pero tenemos todas las condiciones y recursos para hacerlo”, afirmó el actual jefe de Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

“Y por otro lado, promover la biomasa, algo que este gobierno frenó su desarrollo. Queremos promover el campo y todo lo que hace a la bioenergía es una oportunidad más para desarrollarse. Es trabajo argentino con sueldos competitivos y de mayor valor agregado”, agregó. 

Para alcanzar con tales objetivos, el gobernador de Jujuy vaticinó que buscarán actualizar el marco regulatorio nacional de las energías renovables (Ley N° 27191), contar con más licitaciones de compra-venta de energía verde y aumentar las metas de generación distribuida, en pos de garantizar un “crecimiento continuo” en el sector energético; 

“Tras la instalación de parques renovables del Programa RenovAr (más de 5 GW adjudicados), la idea es contar con una nueva ronda, el RenovAr 4, y seguir para lo que debemos construir líneas de transporte”, aseguró Morales. 

“Además, propondremos un Plan Federal de generación distribuida, donde tenemos previstos realizar 10000 MW en pequeñas plantas de 6 y 12 MW en todo el territorio, lo que representará una inversión cercana a los 9000 millones de dólares y la generación de 20000 puestos de trabajo”,  

Es decir que se implementará un modelo similar al Proyecto Solar Distribuido de Jujuy, aquel programa que fue relanzado a principios de septiembre del 2022 y que, en total, acumulará 96 MW de potencia en parques fotovoltaicos interconectados a la red de distribución a lo largo de toda la provincia. 

¿De qué manera se repartirá en Argentina? El precandidato a vicepresidente dio a conocer que habrá metas diferentes para cada provincia, como por ejemplo que a Buenos Aires le correspondan 2500 MW de capacidad, a Jujuy otros 200 MW y a Córdoba, Santa Fe u otras jurisdicciones de mayor territorio y población podrían ser de 800 o 1000 MW. 

También los funcionarios destacaron la ampliación de la capacidad de transporte eléctrico en alta tensión (132 y 500 kV) y la promoción del hidrógeno verde como vector energético dentro de diversos ámbitos.

“El H2V tendrá un gran potencial por su posibilidad de descarbonizar la economía, por lo que generaremos un marco normativo y empezaremos con la producción de 400000 toneladas, lo que demandará una potencia de 7500 MW, una inversión de más de 6500 millones de dólares y ocupará alrededor de 15000 puestos de trabajo. Pero ese proyecto lo pondremos en marcha con una ley que promueva la producción de H2V”, apuntaron.

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La semana pasada, el gobierno de Chile elevó al Congreso su proyecto de ley de transición energética, con el que prevé el desarrollo “eficiente” de infraestructura eléctrica, adecuaciones tarifarias y la promoción de una mega licitación de almacenamiento de USD 2000 millones.

Ana Lia Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), brindó una primera mirada sobre la iniciativa que forma parte de la denominada “Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética”. 

“El proyecto de ley de transición energética es el eslabón no perdido entre el corto y largo plazo. Parece ser parte de muchas de las respuestas para unificar lo que sucede entre ambos períodos”, afirmó durante un evento organizado por el Ministerio de Energía de Chile. 

“Está vinculado a la industria del hidrógeno verde, la minería y agricultura verde, porque da la condición basal de energías renovables que pueden ser más competitivas y sostenibles”, agregó.

Además, la especialista planteó que ya mismo debe comenzar la discusión de varios aspectos del mercado mayorista eléctrico para que haya más penetración renovable y disminuya la alta exposición de costos marginales cero, la presencia de desacoples y la cantidad de vertimientos de energía. 

Y cabe recordar que, de acuerdo a proyecciones realizadas en el sector, los vertimientos durante este 2023 podrían ser de 3170 GWh (271 GWh eólicos y 2899 GWh solares) a 4568 GWh (437 GWh eólicos y 4131 GWh), lo que representaría una alza de poco más de tres veces de los recortes obtenidos durante 2022. 

Mientras que para el final de la década, la cifra sería de 3,9 GW en el norte del país y otros 9 GW en la zona sur, a pesar que haya aumentos de capacidad de transporte entre ambas regiones. 

A ello se debe agregar que diversas empresas Chile persisten por la tarificación de la energía del sistema eléctrico, puntualmente por la modificación de los artículos 166 y 167 del DS 125/2017 (Reglamento de la Coordinación y Operación del SEN) para evitar la salida de compañías renovables del mercado. 

“Por lo tanto hay preocupación sobre cuáles serán los instrumentos, más allá de lo que se presente en la norma técnica de control y programación. Es decir, cuáles serán las medidas que dispondremos para el manejo y asignación de vertimientos”, apuntó Ana Lía Rojas. 

Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile aprobó un proyecto en favor de la geotermia

Por otra parte, todavía hay expectativas sobre el marco regulatorio del almacenamiento y la manera sobre cómo el Coordinación Eléctrico Nacional dispondrá los tiempos e instrucción de carga y descarga que ya existen, considerando que ya se lanzó la licitación de suministro 2023, donde se incorpora un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables.

“Estamos conscientes del valor del territorio y de la coherencia de las zonas que deben tener una determinada métrica y forma de incorporar las energías renovables no convencionales y sistemas de almacenamiento, que en algún momento serán objeto de una mirada específica sobre sus efectos en el territorio”, sostuvo. 

“Sin esa discusión, es difícil que el despliegue de los 22,5 GW requeridos para reemplazar los ciclos a carbón pueda ser posible en los próximos 7 años”, añadió. 

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En el marco de un freno en los proyectos utility scale en México por las cancelaciones de las subastas por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), los desarrollos eólicos han evolucionado pero no al ritmo que esperaba el sector, teniendo en cuenta las condiciones óptimas de viento que existen en el país.

En conversaciones con Energía Estratégica, portavoces de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), cuantificaron el crecimiento del mercado eólico en México en los últimos años y relevaron que si bien ha aumentado la generación renovable, ese incremento aun es leve.

«México tiene un gran potencial renovable: aunque en 2015 estimamos que el potencial eólico es de 50 GW, en la actualidad únicamente se han instalado 7.3 GW. Por su parte, en 2022, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL por sus siglas en inglés) ubicó el “potencial técnico” en más de 3,600 GW eólicos», explican voceros de Amdee.

«Estas cifras demuestran que aún queda mucho espacio para que crezca el sector y continúe aportando al cumplimiento de las metas de reducción de emisiones de  gas de efecto invernadero (GEI). Anualmente, el sector eólico aporta más del 6% de la energía eléctrica que se consume a nivel nacional generada a partir de una fuente renovable y libre de emisiones de GEI», agregan.

AMDEE Evolución del mercado

De acuerdo a los datos de la asociación, estos 7,317 MW son generados por 70 parques eólicos en operación en 15 estados con 3,247 turbinas o aerogeneradores instalados y representan el 8,16% de la capacidad instalada. También existen 909 MW provenientes de proyectos terminados y en pruebas operativas.

Por sus condiciones de viento favorables, los estados que lideran la mayor generación son Oaxaca (2,758 MW), Tamaulipas (1,715 MW) y Nuevo León (793 MW).

En este contexto, según manifiestan los especialistas, el desarrollo eólico en México tiene impactos importantes en la economía nacional y regional: «Toda esta generación significó una inversión de 13 mil millones de dólares . Estos 20.3 TWh producidos al año equivalentes al 6.07% de la generación total en 2022 y al consumo de 11.4 millones de hogares».

Además, reportaron que en 2022, las centrales eólicas en operación contribuyeron a evitar la emisión de aproximadamente 8.8 millones de toneladas de CO2e, equivalentes a quitar de circulación 1.9 millones de autos.

A su vez, otro dato destacado es que el costo nivelado de energía eólica se redujo 63% entre 2009-2023.

En cuanto al capital humano requerido, la actividad representó en 2022 la generación de 9,533 empleos directos, cifra que significó una leve disminución con respecto al 2021 donde se registraron 10,933.

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Comprometida con un futuro con cero emisiones netas, Trina solar, líder mundial en la fabricación de módulos solares, continúa invirtiendo en investigación y desarrollo para ofrecer al mercado soluciones de vanguardia cada vez más eficientes.

Como efecto de las oportunidades del nearshoring y la necesidad de cumplir con sus criterios ESG, sus productos son cada vez más demandados por países latinoamericanos y la expectativa es que esta tendencia se incremente cada vez más.

En línea con estos objetivos, Álvaro García-Maltrás, director general para Latam y el Caribe, enumera los países más atractivos para la compañía y propone cambios en el marco regulatorio que podrían incrementar aun más la adopción de tecnologías fotovoltaicas en la región.

¿Cuáles son los principales mercados de Latam para Trina Solar y por qué ?

El mercado de Latinoamérica tiene muchos retos y nos adaptamos a ellos de la mejor manera posible. Brasil sigue siendo el principal dominador, calculamos que aproximadamente un 70% del mercado latinoamericano se centra en ese país. Esto se debe a su tendencia de generación distribuida súper dinámica, buenas ayudas y una industria local ya establecida y creciente. 

En segundo lugar está Chile con una mezcla entre grandes proyectos utility que muchas veces se deciden fuera del país y un segmento dinámico de proyectos pequeños y medianos de hasta 9 MW de corriente alterna.

Luego aparece México principalmente con generación distribuida. Si bien los proyectos grandes se han estancado un poco, queda poco para que vuelva a ser uno de los países más atractivos de la región.

Por su parte, a pesar de sus dificultades regulatorias, Colombia ha invertido fuerte en el último año y se ha convertido en un mercado estable.

A su vez, Argentina tiene una posición de liderazgo porque aun con condiciones tan complejas sigue creciendo en volumen. Nuestra estimación es que en Argentina se embarquen unos 700 MW de módulos.  En este caso, no dependemos tanto de subvenciones o ayudas, solo solicitamos que no haya impedimentos por parte del Gobierno para que el mercado se desarrolle. 

¿Qué cambios sugieres en el marco regulatorio mexicano? ¿Sería bueno elevar a 1 MW el límite de potencia en generación distribuida?

En el caso de México medio MW no es tamaño suficiente ni responde a las necesidades energéticas del país. Es una pena que tengan limitaciones para beneficiarse de sus recursos solares.

Creemos que con el cambio de administración seguramente habrá un reposicionamiento respecto a las energías renovables. Si bien en los últimos años se ha quedado atrás con respecto a otros países, confiamos en que va a recuperarse rápidamente y volverá a ser uno de los principales mercados de Latinoamérica seguramente detrás de Brasil.

Siempre considerando que hay que cuidar las redes eléctricas y no inyectar más de lo que estas pueden soportar, es bueno quitar las limitaciones para el desarrollo de proyectos solares.

Una de las razones por las cuales el mercado de generación distribuida de Brasil ha sido tan exitoso es que el límite en generación distribuida es de 5 MW. Es una diferencia significativa que permite tiempos de desarrollo de proyectos más rápidos y una menor burocracia. Eso ha dado al mercado mucho dinamismo y el país se está beneficiando de más generación de energía y miles de puestos de trabajo.

Ojalá en México quiten esas limitaciones y sigan el modelo de Brasil que es un caso de éxito de la región.

¿De los trackers y módulos solares que ofrecen cuáles son los más demandados en Latam y por qué?

Nuestros productos tienen una garantía de 30 años y el rendimiento que se puede tener a través de ellos es altamente previsible con lo cual permite hacer planes de largo plazo.

En nuestro portfolio de módulos, los que más estamos fabricando en el último año son los módulos Vertex N que ha sido premiado para aplicaciones comerciales e industriales y para proyectos utility scale. 

Para proyectos de gran escala, se utiliza generalmente un módulo más grande con células de 210 milímetros. En el último año, fue muy vendida su versión tipo P, con potencias de 650 y 655 watts. 

También desarrollamos la versión N type de ese producto, con potencias de 685 y 690 watts. Ya lo estamos entregando en la segunda mitad del año y creemos que será el modelo más utilizado a partir del año que viene. 

Para aplicaciones residenciales, optamos por módulos más pequeños como el producto 19R tanto en su versión N type como P type. Nuestro portfolio de producto abarca módulos desde 415 a 690 watts. 

Por otro lado, vemos una clara tendencia en los trackers monofila con un módulo en vertical. Tienen una instalación sencilla, son muy competitivos y alcanzan niveles de potencia interesantes.

Para disminuir el LCOE fotovoltaico, estamos buscando incrementar la eficiencia y la capacidad de generación de los productos. Buscamos que su desempeño sea mayor ante altas temperaturas manteniendo los costes los más bajos posibles. 

 ¿Cómo se encuentra el mercado del almacenamiento respecto a la venta de módulos?

Las baterías tanto en sistemas de generación distribuida y en proyectos a gran escala se están implementando fuertemente en Europa, China, Estados Unidos y América Latina. Aunque todavía siguen siendo costosas hoy en día ayudan a resolver muchos problemas.

El grado de penetración del mercado depende de varios factores como las redes eléctricas, los precios de la energía y su variación a lo largo del día.

Tienen mucho sentido en países con peculiaridades de redes eléctricas como en islas o sistemas aislados, pero también en lugares con redes eléctricas firmes y establecidas como por ejemplo, Chile, donde estimamos que la mayoría de los proyectos solares a partir del 2025 contarán con baterías. 

Estamos convencidos que a medida que baje el precio, está solución se irá incrementando en diferentes lugares. De hecho, ya tenemos una alta demanda en Chile, Baja California (México), República Dominicana e islas del Caribe.

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Este 19 de julio en Quito, el Ministerio de Energía y Minas, presentó la Hoja de Ruta y la Estrategia para la producción de hidrógeno verde (H2V) en el Ecuador, una vez que se ha concluido la etapa de estudios. El evento contó con la presencia del Ministro de Energía y Minas, Fernando Santos Alvite, del Viceministro de Electricidad, Marcelo Jaramillo, de cuerpos diplomáticos de varios países, autoridades del sector eléctrico, academia y sectores productivos empresariales.

El estudio ejecutado por la Consultora Alemana Fichtner, tuvo un tiempo de ejecución de 9 meses y contó con un financiamiento de Cooperación No Reembolsable del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) por un monto de noventa y cinco mil dólares americanos (USD 95.000).

El Ecuador, a través del Ministerio de Energía y Minas, prevé su visión de desarrollo bajo la perspectiva de la “Transición Energética Justa”. Ésta es entendida como un macro proceso de largo plazo, que orienta la consecución de los compromisos sociales y ambientales del Desarrollo Sostenible, a los cuales el Ecuador es suscriptor a través del impulso de las energías renovables, de la eficiencia energética y de vectores de transición, como es el hidrógeno verde.

El objetivo de la hoja de ruta del hidrógeno verde del Ecuador, está enmarcado en una transición energética justa que coadyuve a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de entre 20 y 25 % para el año 2025 y así contribuir a limitar el calentamiento global a menos de 1,5 °C; y, convertir al H2V en un energético competitivo.

Cabe señalar que el desarrollo de la estrategia y de la hoja de ruta de hidrógeno verde resultan fundamentales para aprovechar los recursos de energía renovable disponibles en el Ecuador de forma competitiva y avanzar hacia la descarbonización de la economía, al tiempo que contribuirá de manera efectiva a la descarbonización y a convertir a nuestra nación en un exportador de hidrógeno verde y de sus derivados.

Durante su intervención el Ministro de Energía y Minas Fernando Santos Alvite indicó: «El Hidrógeno Verde es el futuro de la humanidad. Una nueva forma de energía en la cual nuestro país está iniciándose y a futuro, implementarlo en beneficio de los ciudadanos» y añadió: “Todos los países están en el proceso de buscar nuevas formas de energía y Ecuador es uno ellos. Trabajamos en desarrollar energía que proviene del viento, del sol y ahora del hidrógeno». Para lograr los objetivos de producción de hidrógeno y sus derivados, que se plantean en la hoja de ruta, se ha trazado el desarrollo de tres fases:

Fase inicial-hasta 2025.
Fase de despliegue a mediano plazo-hasta 2030.
Fase de lanzamiento a largo plazo-más allá de 2030.

En dichas fases se abordarán temas basados en: Investigación, desarrollo e innovación, normativa y regulación; infraestructura y cooperación internacional.

Cada una de las fases, conlleva metas e hitos en relación con la implementación de proyectos de energías renovables, implementación de proyectos de producción de hidrógeno verde y sus derivados, capacidades, inversiones y reducción de emisiones de CO2.

En el documento presentado se definieron ejes de análisis vinculados con: evaluación de competitividad del hidrógeno verde en Ecuador, estimación de la demanda interna y potencial de exportación de acuerdo con la evaluación de competitividad, identificación y análisis de riesgos y de brechas, así como lineamientos para el desarrollo y de proyectos piloto de hidrógeno, que promueva la investigación aplicada para las realidades específicas del país.

Entre los resultados más relevantes determinados en el estudio para un corto y mediano plazo se detalla que el H2V:

Puede ser empleado en procesos de refinación y así mejorar la calidad del crudo.
Producir amoníaco como insumo para fertilizantes nitrogenados y metanol.
Con la tecnología de almacenamiento apropiada, mejorará la seguridad, confiabilidad y calidad de los servicios energéticos.
Para su producción, se estima duplicar la capacidad instalada de generación eléctrica al 2030 e incrementarla en un factor de 4 a 7 al 2050.

Debido al gran potencial energético con el que cuenta el país se han hecho evidentes las ventajas del hidrógeno y su flexibilidad para utilizarlo en combustible para transporte y plantas de electricidad, en la industria, insumo para fertilizantes, refinerías, plásticos, productos en metalúrgica, alimentos, acero, vidrios y en un potencial producto de exportación.

El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Energía y Minas, impulsa el uso eficiente de los recursos naturales para garantizar a todos los ecuatorianos energía limpia, confiable, segura y justa, y ratifica su compromiso con Acuerdos Internacionales al fomentar mediante acciones concretas la descarbonización de la economía y su lucha contra el cambio climático.

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Joel Santos, ministro de la Presidencia, juramentó al señor Sergio Antonio Grullón Estrella como miembro del Consejo de la Superintendencia de Electricidad (SIE). Esta designación se realizó mediante el decreto número 268-23.

El acto, que se llevó a cabo en el Palacio Nacional, contó con la presencia de Andrés Astacio, superintendente de Electricidad y Aura Caraballo, miembro del Consejo SIE.

Durante la ceremonia, el ministro Santos juramentó al señor Grullón Estrella resaltando su experiencia en el sector eléctrico y su compromiso con el desarrollo sostenible del país. Asimismo, expresó su confianza en que el nuevo miembro del Consejo de la SIE desempeñará sus funciones con integridad y dedicación, contribuyendo al fortalecimiento del sistema eléctrico dominicano.

Adicionalmente, expresó que las responsabilidades que tendrá a su cargo son fundamentales, ya que el Consejo de la SIE, debe velar por el adecuado funcionamiento del sector eléctrico, buscando siempre el bienestar de los consumidores, el desarrollo sostenible y la eficiencia energética.

Tras la juramentación, Grullón Estrella, agradeció al presidente de la República, Luis Abinader, por su designación, al tiempo que aseguró que está en la disposición de colaborar intensamente para enfrentar, de la mejor manera, los desafíos que se presenten.

Sergio Antonio Grullón Estrella cuenta con más de 35 años de experiencia en el sector público y privado de la República Dominicana. Entre sus principales funciones como titular del Ministerio de la Presidencia de la República Dominicana, se destaca la de conocer, en representación del Poder Ejecutivo, todos los aspectos relacionados a las comisiones de energía, teniendo bajo su cargo analizar las propuestas y proyectos de la normativa legal y reglamentaria, así como la adopción de políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energía.

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BID Invest y Scotiabank Panamá han otorgado un préstamo de US$100 millones a ENSA Grupo EPM (Elektra Noreste S.A.), empresa distribuidora de energía del noreste de Panamá, para aumentar el acceso a la electricidad especialmente a las comunidades que carecen de este servicio en zonas rurales.

El paquete financiero incluye US$50 millones de BID Invest y US$50 millones de Scotiabank Panamá. El proyecto, que servirá para respaldar el plan de inversión destinado a modernizar y ampliar las redes eléctricas en la zona de concesión de ENSA, se ha firmado en el marco de PPP Américas, evento bianual de discusión sobre Asociaciones Público – Privadas más importante de América Latina y el Caribe. La firma contó con la participación de Jordan Schwartz, Vicepresidente Ejecutivo del Grupo BID, Tomás Bermúdez, Representante en Panamá del BID; Jorge Carrillo, Gerente General de Grupo EPM, Daniel Arango Ángel, Presidente Ejecutivo de ENSA Grupo EPM y Soledad Rovira, Gerente General de Scotiabank Panamá.

El proyecto mejorará y ampliará los servicios eléctricos a las zonas rurales y urbanas del área de concesión de ENSA, beneficiando a más de 35.000 usuarios de los cuales cerca de 5.000 carecen de acceso a electricidad. En este sentido, Jordan Schwartz, Vicepresidente Ejecutivo del Grupo BID, destacó que «apoyar el desarrollo de servicios de infraestructura y aumentar el servicio eléctrico, principalmente en comunidades rurales y población vulnerable, forma parte del compromiso de BID Invest de escalar el impacto en la región mediante la movilización de recursos privados y en alianza con socios que comparten la meta de desarrollar proyectos que mejoren la calidad de vida de las personas».

Asimismo, el proyecto apoyará a ENSA en la digitalización de su red eléctrica incorporando nuevas tecnologías que permitirán a la compañía lograr una red de distribución más eficiente y el despliegue de medidores inteligentes y de prepago.

Al respecto, Daniel Arango Ángel, Presidente Ejecutivo de ENSA señaló que, “este financiamiento tiene como principal objetivo continuar con la ejecución de nuestro robusto plan de inversiones que se enfoca en llevar el servicio de luz eléctrica a las comunidades más apartadas dentro de nuestra área de concesión y continuar avanzando con el plan de iluminación pública, ampliar la red de medidores inteligentes y prepago, además, de otras acciones que tienen el firme propósito de seguir garantizando un servicio de calidad a todos nuestros clientes”.

Soledad Rovira, Gerente General de Scotiabank, recalcó la importancia de poder formar parte de una iniciativa social y sostenible que traerá grandes beneficios a la población en cuanto al acceso a servicios básicos y mejoramiento en la calidad de vida. “Este acuerdo es un ejemplo del enfoque sostenible que tiene el banco y que nos hizo merecedores este año de 5 reconocimientos de la revista Global Finance por nuestra destacada participación en financiamientos y emisión de bonos sostenibles. Es motivo de orgullo poner al alcance de nuestros clientes herramientas y soluciones financieras que faciliten sus proyectos y que nos permiten evidenciar nuestro compromiso con el desarrollo de Panamá”.

Además, BID Invest brindará servicios de asesoría técnica para reforzar la estrategia de igualdad de género de ENSA, estableciendo acciones novedosas que adopten y promuevan aún más las prácticas de inclusión en su fuerza laboral. Asimismo, el proyecto apoyará a incorporar una perspectiva de género en el trabajo de ENSA con las comunidades, particularmente en el momento de implementar nuevos proyectos de electrificación y nuevas conexiones.

Se espera que la operación contribuya en cinco Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas: Energía asequible y no contaminante (ODS 7), Trabajo decente y crecimiento económico (ODS 8), Industria, innovación e infraestructura (ODS 9), Acción por el clima (ODS 13) y Alianzas para lograr los objetivos (ODS 17).

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Tras casi dos semanas de retraso con respecto a la fecha de adjudicación prevista en el pliego de bases y condiciones, la Secretaría de Energía de la Nación firmó la adjudicación de la licitación de renovables y almacenamiento denominada RenMDI. 

Energía Estratégica accedió a la resolución antes que se publique en el Boletín Oficial de la República Argentina y a continuación trae quiénes serían los grandes ganadores de la primera convocatoria de renovables tras más de cinco años desde la última ronda del Programa RenovAr. 

El renglón N° 1, orientado a reemplazar generación forzada, finalmente tendrá 46 proyectos adjudicados por 514,08 MW a lo largo de las 6 regiones, repartidos entre 18 compañías, mientras que el precio medio de esta sección de la subasta se mantuvo en  USD 73,826 MWh.

Es decir que se superará el límite de 500 MW, ya que el pliego permitía que la potencia requerida por punto de entrega y/o corredor/red establecido en el Anexo 3 pueda incrementarse en hasta un 20%. 

Y tal como anticipó este portal de noticias semanas atrás, las firmas Energías Renovables Las Lomas SAU y Coral Consultoría serían las dos grandes adjudicatarias de este primer segmento, ya que sumaron 11 y 8 propuestas cada una, por 127 MW y 110 MW de capacidad, respectivamente.

Mientras que peldaños más abajo se ubicaron 360Energy (3 parques por 51,5 MW), Windearth Patagonia (3 plantas solares por 49,52 MW), Parque Eólico Arauco (3 proyectos por 23 MW), Genneia (2 centrales FV por 40 MW) e Industrias Juan F. Secco (2 ofertas fotovoltaicos por 27 MW), entre otras entidades. 

VER DETALLE ADJUDICACIÓN RENGLÓN N°1

Por otra parte, la Secretaría de Energía de la Nación confirmó 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW de los 120 MW disponibles en el segmento de la licitación RenMDI que estaba destinado a diversificar la matriz energética. 

Es decir que resultaron ganadores la mayoría de las ofertas presentadas en el renglón N° 2 (únicamente quedaron fuera 5 centrales presentadas en ese segmento) y otras 5 plantas bioenergética, considerando que como estos últimos no fueron designadas en el renglón N° 1, podían competir en este segundo segmento. 

El monto medio de tales parques renovables es de USD 153,817 MWh y los mismo se reparten de la siguiente manera: 

Biogás: 24 centrales – 29,86 MW – USD 186,02 MWh
Biomasa: 7 parques – 39 MW – USD 144,204 MWh
RSU: 2 plantas – 13,2 MW – USD 157,5 MWh
PAH: 19 proyectos – 37,51 MW – USD 116,234 MWh

VER DETALLE ADJUDICACIÓN RENGLÓN N°2

¿Cómo sigue el proceso? La firma de contratos se llevará a cabo en el lapso de las próximas dos semanas, mientras que los proyectos renovables ganadores del renglón N°1 de la licitación deberán alcanzar la fecha de habilitación comercial a los 3 años desde la firma del contrato con CAMMESA, en tanto que los asignados bajo la etapa destinada a diversificar la matriz, tendrán un año más para lograr la COD. 

La entrada Ganadores de la licitación RenMDI Argentina: en exclusiva el detalle de los casi 100 proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Irene Vélez Torres comunicó su renuncia como ministra de Minas y Energía de Colombia. En el texto difundido en sus redes sociales detalla 35 puntos defendiendo su gestión (ver al pie) y culmina con el motivo de su salida del gobierno.

«Hoy, aunque la tarea no la damos por culminada, con profundo respeto por la institucionalidad decido apartarme del cargo de Ministra para evitar que las investigaciones en mi contra interfieran con la ejecución del programa del Gobierno. Estaré siempre presta a responder a las autoridades cuando así lo requieran», expresó.

En los últimos días, Irene Vélez Torres ha estado en boca de todos porque trascendieron irregularidades que derivaron denuncias e investigaciones por posible tráfico de influencias.

“Presuntamente la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, se habría valido de su cargo para influir ante un agente de Migración Colombia, con el fin de que facilitará la salida del país de su hijo menor de edad, pese a no contar con el permiso exigido por la ley”, señala el auto de apertura de indagación en la Procuraduría General de la Nación.

Adicionalmente, el esposo de Irene Vélez Torres, Sjoerd van Grootheest, fue señalado la semana pasada por polémicas en la firma de un contrato millonario para ejecutar la estrategia de comunicación del Fondo Colombia en Paz, vehículo financiero para la implementación del Acuerdo de Paz, creado como patrimonio autónomo del Departamento Administrativo de Presidencia de La República (DAPRE).

Al respecto, Irene Vélez Torres, también se pronunció mediante un hilo de twitter, publicado el pasado martes 11 de julio, comunicando:

«Debo aclarar que no hay ninguna irregularidad, ilegalidad o conflicto de intereses en cuanto al proceso contractual y actividades que adelanta mi esposo 🧵
Sobre el documento ‘declaración de bienes y conflictos de interés’ publicado por la función pública, hubo un error de digitación durante la última actualización y ya fue corregido 🧵
Las actividades que ejerce mi esposo no son nuevas, las ejecuta desde hace años y su trabajo es reconocido. No hay ninguna relación entre sus actividades y mis funciones. Como cualquier familia en 🇨🇴 trabajamos por la sostenibilidad de nuestros hijos y los gastos del hogar»

De allí que, su renuncia haya sido considerada como “inminente” por varios medios de noticias locales e internacionales en estos primeros días de la semana.

Este anuncio se dio en Colombia, mientras la agenda presidencial continúa en Europa en el marco de la III Cumbre de Jefes de Estado y de Gobierno de la CELAC-UE en la cual Colombia asumió la próxima presidencia de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC) para la realización de su próxima cumbre con la Unión Europea en Bogotá en el 2025.

Horas antes, en redes sociales del presidente Gustavo Petro también se realizaron algunas publicaciones que resultan clave para el futuro energético del mercado colombiano. Entre ellas que el presidente Petro avanzó con nuevas alianzas con sus pares europeos para impulsar más energías renovables. En tal sentido, acordó con el primer ministro de Portugal Antonio Costa una Hoja de Ruta para la producción de energías limpias y alianza para enfrentar el cambio climático y se declaró a favor de la descarbonización de las economías y dar respuesta al cambio climático.

“Si no hay una articulación de poderes públicos; si no hay una planificación de esos poderes públicos, no puede haber una transición hacia la economía descarbonizada en la magnitud que se requiere para salvar la vida en el planeta”, dijo Petro.

«¿Por qué no creamos los mecanismos de planificación?, ¿por qué no cambiamos el sistema financiero mundial, que no está hecho para planificar una transición hacia una economía descarbonizada?», dijo Petro.

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El gobierno de Argentina anunció el primer ganador de la licitación de renovables y almacenamiento denominada RenMDI, tras casi dos semanas de retraso con respecto a la fecha de adjudicación prevista. 

Según trascendió en redes sociales luego de la reunión entre el ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, la secretaria de Energía, Flavia Royón, y el diputado nacional y candidato a intendente de Tandil, Rogelio Iparraguirre, todo indica que ya se confirmó la inversión para el proyecto “Biogás RSU UPyM Tandil USICOM”, ofertado por la Usina de Tandil.

Asimismo, esta información llegó a pesar que todavía resta el anuncio de todas las asignaciones en el Boletín Oficial de la República Argentina (BORA) y su correspondiente publicación en la web de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).

Y si bien se adelantó en redes sociales del diputado nacional que dicha central se enmarca dentro del pasado Programa RenovAr, desde la Usina de Tandil le aseguraron a Energía Estratégica que, en realidad, el proyecto fue presentado a la licitación RenMDI. 

“Esto es una excelente noticia y una gran oportunidad para nuestra ciudad, ya que CAMMESA se compromete a pagarle a la Usina un monto superior por la generación de energía, en comparación a lo que se paga en promedio cuando la planta de biogás esté lista”, señaló Iparraguirre en su cuenta de Twitter. 

La planta de biogás de 1 MW de capacidad por parte de la Usina de Tandil de fue una de las 25 ofertas de BG para el renglón N°2 (destinado a diversificar la matriz energética nacional), puntualmente a un precio de USD 188 MWh (factor de mayoración de 1,113), es decir levemente superior al promedio (USD 186,41 MWh) de esa misma tecnología en ese segmento de la licitación. 

La inversión prevista para el avance de la misma rondará entre 9 y 10 millones de dólares, los cuales serán destinados a la construcción de la planta de biogás y una de separación mecánica de residuos que permita abastecer a la propia central de generación renovable. 

Además, dicho proyecto utilizaría tanto residuos urbanos como industriales y se estima que, una vez entre en operación comercial, podrá abastecer la demanda de entre 3500 y 4000 domicilios de Tandil. 

¿Qué pasa con el resto de las adjudicaciones? 

Tal como adelantó este portal de noticias, fuentes cercanas del gobierno sostuvieron que la demora se debe a la publicación de otras resoluciones de la cartera energética y gestiones con proyectos que no resulten asignados.

Pero a su vez brindaron tranquilidad para el sector e informaron que “la adjudicación ya se encuentra en el circuito de firmas”, y se espera que el próximo jueves 20 de julio se publique en el Boletín Oficial. 

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Después de un proceso de actualización y verificación de dos meses, la base de fabricación de Astronergy Jiangsu Yancheng (base de Yancheng) obtuvo la primera certificación de fábrica de cero emisiones de carbono de la industria fotovoltaica del mundo de TÜV Rheinland el 17 de julio, marcando una señal más de las prácticas de Astronergy para un mundo más verde.

De acuerdo con la verificación de TÜV Rheinland, Yancheng Base obtuvo una calificación de tres estrellas y obtuvo con éxito el Certificado Zero Carbon Factory (Tipo 1), que es reconocido por la Asociación de Conservación de Energía de China.

Para mejorar más fábricas con cero emisiones de carbono, a principios de junio, Astronergy ha llegado a una cooperación con TÜV Rheinland, que es una de las unidades participantes del primer estándar global y reglas de evaluación de construcción de fábricas con cero emisiones de carbono cuantificables y completas: la ‘Especificación de Evaluación de Cero -Fábrica de Carbono’ (T/CECA-G 0171-2022), y una de las primeras instituciones de servicios de evaluación y certificación de fábricas con cero emisiones de carbono.

De acuerdo con las reglas de evaluación y con la ayuda de TÜV Rheinland, para fines de 2030, Astronergy tendrá al menos siete fábricas más que logren un rendimiento integral de cero emisiones de carbono a través de medidas técnicas como la conservación de energía, la reducción de emisiones y la eliminación de carbono durante la producción. procesos de planificación y diseño, construcción, gestión y fabricación.

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DAS Solar, la marca líder en tecnología tipo N, ha creado un nuevo récord con un envío mensual de 2 GW en junio. En el nuevo mercado de la energía, el diseño estable de la base de fabricación es esencial para producir módulos fotovoltaicos de alta calidad y alta eficiencia.

DAS Solar ha posicionado estratégicamente catorce importantes bases de fabricación en China, incluidas fábricas inteligentes en Quzhou y Taizhou, la base de fabricación fotovoltaica más grande del centro de China en Jingshan y la base de fabricación fotovoltaica más grande en Guizhou, etc.

Como fabricante fotovoltaico especializado en la investigación y el desarrollo de células y módulos de alta eficiencia y proveedor de soluciones completas de sistemas de aplicaciones fotovoltaicas, DAS Solar siempre ha considerado el concepto verde y bajo en carbono como la idea central que conduce a un desarrollo de alta calidad.

DAS Solar continuará mejorando la gestión del desarrollo sostenible a través de la gobernanza, los objetivos, las estrategias y las acciones, convirtiéndose así en un defensor y practicante mundial del desarrollo sostenible en energía limpia. Este despliegue integral estimula la transformación económica verde local, ejemplifica su compromiso con los objetivos ESG y acelera el impulso global hacia los objetivos de «doble carbono».

DAS Solar se dedica a la exploración continua y la investigación rigurosa en tecnología de tipo N, superando constantemente los estándares de la industria en eficiencia de celdas y módulos. Este compromiso garantiza que DAS Solar ofrezca a los clientes globales una garantía confiable de valor óptimo a largo plazo. Además, DAS Solar mantuvo una perspectiva global, lo que le ha permitido expandir sus productos y servicios a más de 60 países y regiones en todo el mundo.

La innovación es el motor del desarrollo de DAS Solar

Las células TOPCon de tipo N de DAS Solar alcanzan una eficiencia de conversión media superior al 25,6 % en la producción en masa. La eficiencia del laboratorio ha superado el 26,24%, estableciendo un nuevo récord mundial con una tensión de circuito abierto de 730mV. La potencia máxima del módulo tipo N puede alcanzar los 640 W, mientras que su eficiencia de conversión alcanza un alto nivel del 23 %.

Además, DAS Solar ha establecido estratégicamente cinco caminos tecnológicos: TOPCon 4.0, TBC, CSPC, TSiP y SFOS. Además, DAS Solar colaborará con el Centro de Investigación Fotovoltaica Avanzada de la Universidad de Nueva Gales del Sur, una institución de investigación fotovoltaica internacional líder, dirigida por el equipo del profesor Martin Green, para iniciar conjuntamente el desarrollo de células solares de ultra alta eficiencia SFOS con un eficiencia superior al 35%.

El núcleo de la celda SFOS se basa en la eficiente celda de silicio de DAS Solar como plataforma. Un nuevo material de película delgada de fotoconversión con características de fisión singlete se superpone a la superficie de la célula, lo que permite un proceso de multiplicación de excitones. Este proceso aumenta la eficiencia cuántica de la celda solar a más del 100%. La celda SFOS tiene una eficiencia máxima teórica que puede superar el 40%.

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Ante el auge del nearshoring, la profesionalización del sector de las energías renovables se ha vuelto una necesidad inminente para impulsar la industria.

En primer lugar, se mejora la calidad y eficiencia de los proyectos de energía limpia, lo que a su vez aumenta la confianza de los inversores y reduce los riesgos asociados. Además, se fomenta la creación de empleo y se promueve el desarrollo económico local a medida que las empresas invierten en la formación y contratación de profesionales locales.

Bajo esta premisa, el Consejo Nacional de Normalización y Certificación de Competencias Laborales (CONOCER) coordina y promueve la capacitación para que México cuente con cada vez más empresarios, trabajadores, docentes, estudiantes y servidores públicos más especializados.

Con ese propósito, el organismo tiene sus centros evaluadores, es decir, establecimientos físicos en el cuales se realizan valoraciones en base a los Estándares de Competencia.

Por su alta trayectoria y reconocimiento, Consultoría G2H fue autorizada como centro evaluador del Consejo por lo que la compañía mexicana deberá realizar acciones para respaldar el conocimiento, habilidades y competencias del personal.

En conversaciones con Energía Estratégica, Guillermo Gómez , CEO Consultoría G2H, destaca: “Todavía resta definir los estándares en los que trabajaremos. No obstante, nos enfocaremos en la profesionalización de instaladores fotovoltaicos y en el aprovechamiento de biomasa”.

“Esta designación nos permite homologar criterios que brinden certidumbre sobre la capacitación de los usuarios. Para ello, trabajaremos en conjunto con diversas asociaciones para poder desarrollar estos estándares específicos”, agrega.

Actualmente, la compañía brinda consultoría y asesoramiento en el cumplimiento técnico regulatorio a través de la vinculación con distintas organizaciones del sector como la Asociación Méxicana de Hidrógeno y REDMEREE.

En este nuevo desafío, sus funciones serán: proporcionar un proceso transparente, objetivo e imparcial; evaluar formalmente los conocimientos de las personas; aumentar el nivel profesional en México; dar información oportuna sobre los Estándares de Competencia del RENEC.

“Tras la evaluación, una vez que se avala que el personal tiene el conocimiento suficiente en el estándar designado, se le emite un certificado que comprueba su destreza y habilidad”, explica.

“Estas iniciativas nacen de los tratados internacionales como el de Canadá y México para garantizar la mano de obra calificada. Esto seguirá detonando a efectos del nearshoring porque son estándares establecidos, por la industria, academia y Gobierno”, concluye. 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°292, que aprueba el término anticipado por fuerza mayor de los contratos de suministro de Huemul Energía SpA, filial del Grupo Mainstream Renewable Power, respaldados por el proyecto eólico Ckani.

Dichos contratos de suministro, adjudicados en virtud del proceso licitatorio 2015/01 en agosto de 2016, iniciaron el suministro de energía el 1 de octubre de 2021, por una cantidad de 374 GWh/año a un precio actual de 52,1 USD/MWh, y debían ser respaldados por el proyecto eólico Ckani, de 109 MW de capacidad instalada, ubicado en la región de Antofagasta.

Motivos

De acuerdo con lo informado en la Resolución, el proyecto Ckani enfrentó graves dificultades para completar su construcción, debido a que se verificó el hallazgo de una serie de restos arqueológicos que habrían sido parte de un importante centro ceremonial prehispánico, denominado sitio “Ckonatur Marka”, resultando en la paralización total de las obras de construcción por parte del Consejo de Monumentos Nacionales. 

Es así como, debido a la imposibilidad de concretar el proyecto que respalda el contrato de suministro en las condiciones comprometidas, Huemul y las empresas distribuidoras solicitaron a la CNE el término anticipado por razones de fuerza mayor, según lo establecido en el artículo 45 del Código Civil y de las condiciones establecidas en los respectivos contratos de suministro.

Luego de analizar detalladamente los antecedentes particulares del caso, considerando la magnitud del hallazgo, su importancia arqueológica, el impacto en el desarrollo del proyecto, y el cumplimiento de las obligaciones contractuales por parte de Huemul, la CNE accedió a la solicitud en orden a autorizar que dicho hallazgo constituye un evento de fuerza mayor excepcional que habilita el término anticipado de los contratos.

El Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, indicó que “el término anticipado de contratos de suministro es una evaluación que la CNE realiza caso a caso, con equipos que han analizado en profundidad las circunstancias y los elementos de análisis del caso particular en el que se encontraba el proyecto Ckani, llegando al convencimiento de que ameritaba aprobar el término anticipado de los contratos de suministro. Con todo, dicho término no compromete la seguridad de suministro a los clientes regulados, al existir holgura suficiente de contratación en el sistema para suplir el suministro requerido”.

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“Transformando Escuelas” se denomina el proyecto piloto desarrollado por la empresa Colbún, que busca apoyar a establecimientos educacionales rurales en las zonas en que se encuentra presente la compañía, con el objetivo de contribuir a su transformación a través de soluciones sostenibles e innovadoras que den respuesta a necesidades reales.

La iniciativa beneficiará en una primera etapa a la escuela Río Colorado de la comuna de San Esteban y a la escuela Abel Guerrero de la localidad de San Pedro, en la comuna de Quillota, mediante la búsqueda de soluciones en materia de eficiencia hídrica, confort térmico y energía.

Para ello, y junto a Fundación Colbún, la Consultora Ennomotive y Fundación Desafío Levantemos Chile, se efectuará un desafío de innovación social abierta desde el 12 de julio hasta el 28 de agosto de este año, con la finalidad de encontrar propuestas novedosas y sostenibles que den respuestas a las principales problemáticas de ambas escuelas, como es la interrupción en el suministro de agua de uso diario y las bajas temperaturas en las aulas, brindando la oportunidad de introducir energías renovables.

“En Colbún estamos buscando generar innovación social en temas de energía y agua para las escuelas rurales de nuestros territorios.  En este contexto, hemos tomado contacto con 2 escuelas cercanas a nuestras operaciones en la Región de Valparaíso para, en conjunto con ellas, buscar soluciones a necesidades reales en el ámbito de la sostenibilidad, que mejoren las condiciones en que estas escuelas imparten educación.  Confiamos en que existirá mucha participación en el diálogo con estas escuelas para poder mejorar de manera eficiente la calidad de vida de ambas comunidades escolares”, sostuvo el gerente de Asuntos Corporativos de Colbún, Pedro Vial.

Por su parte, Pablo Díaz, director de la Escuela Abel Guerrero, señaló que “hemos tenido dos reuniones para identificar los desafíos que estas soluciones podrían abordar en la escuela como, por ejemplo, la aislación de espacios o calefacción, sobre todo hoy que nos encontramos en invierno».

«Es esencial contar con estos proyectos para llevar a cabo cambios efectivos dentro de la escuela, según las necesidades que existan, y la innovación juega un papel fundamental. Esperamos todo se desarrolle de manera positiva para poder brindar una mejor calidad de vida a nuestros estudiantes y al personal; así como también entregar un mejor servicio educacional, lo que es, a grandes rasgos, el propósito de este proyecto», agregó.

En tanto, el director de la Escuela Río Colorado, Johnny Boisleve, explicó que “participar en el programa es una aporte real para el correcto funcionamiento de las clases y el desarrollo educativo de los niños.  Es una alegría enorme, ya que levantamos algunas necesidades que tenemos en nuestro establecimiento.

La primera es diseñar un sistema que asegure disponer de agua constante, ya que muchas veces el suministro es interrumpido debido a que pertenecemos a un APR (Sistema de Agua Potable Rural) y, por emergencias o cortes del sistema, las clases son interrumpidas. El segundo foco es el confort térmico, ya que somos de un sector cordillerano donde hay bajas temperaturas y existen salas con un subsuelo que crea bastante humedad y tenemos que interrumpir la clase o calefaccionar el sector para poder retomar la normalidad”.

La participación en el desafío de innovación está abierta a profesionales y empresas, centros tecnológicos, start-ups, ingenieros o académicos a nivel nacional e internacional, de forma individual o en equipos. La iniciativa ofrecerá hasta 15.000 USD en total para premios a las soluciones ganadoras.

Cabe destacar que el proyecto “Transformando escuelas” de Colbún, junto a Fundación Colbún, también busca contribuir con soluciones sostenibles en otros establecimientos educacionales del país, incluyendo además la capacitación a las comunidades escolares para desarrollar y mantener conductas sostenibles.

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La cancelaciones de permisos de proyectos renovables por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) han provocado que la actividad renovable a gran escala en México se encuentre en stand by y el estado de Quintana Roo no es la excepción.

A pesar de que el auge del nearshoring y la fuerte demanda energética que presenta la región por su afluencia turística hace crecer el interés de las empresas por invertir en estos desarrollos, muchos de estos han quedado suspendidos a la espera de un cambio en la agenda política nacional.

En diálogo con Energía Estratégica, Efrain Villanueva, ex secretario de Ecología y Medioambiente de Quintana Roo advierte: “Los proyectos de mayor escala desafortunadamente no han crecido. Hay aproximadamente 500 MW renovables frenados en estado por la falta de permisos”

“Sería extraordinario poder inyectar esa energía al estado porque solo generamos entre un 3% a un 5 % de todo lo que consumimos. El resto lo importamos de otras partes del país como Yucatán. Para la entidad federativa, utilizar esa electricidad es muy caro y muy poco sustentable”, agrega.

De acuerdo al ex funcionario, el gobierno local recibió manifestaciones de varias empresas interesadas en aprovechar el potencial eólico por ejemplo de la Isla de Cozumel y en otras regiones en el norte del estado. 

“Había proyectos en construcción de 170 MW eólicos en el norte;  70 MW en la Isla de Cozumel y de 30 a 50 MW solares en otras regiones del Estado. Pero esos desarrollos necesariamente tenían que transitar por los permisos federales y ahí es donde se atoraron”, explica.

Según Villanueva, no hubo forma de lograr que la CFE y el CENACE los apoyen, ni que la CRE los apruebe por lo que quedaron pendientes. Ante la negativa de solicitudes, muchos de los inversionistas dejaron de tener interés y se llevaron el capital a otros sitios.

En este sentido, el experto reconoce que está situación no solo ocurre en Quintana Roo sino también en el resto del país. En efecto, considera al Plan Sonora ubicado en Puerto Peñasco como el único proyecto renovable a gran escala que se ha realizado en lo que va del sexenio.

“El Plan Sonora puede ser la primera muestra del Gobierno Nacional por apostar más a las energías renovables. Aunque es bueno que se esté haciendo esta inversión por el alto potencial de radiación de esa región, también hay buenas posibilidades en otras zonas como Yucatán”, sugiere.

“Visión y oportunidades han existido desde siempre en México solo habrá que ser consecuentes con ello e identificar con mucha precisión dónde se puede y se debe realizar esfuerzos para la generación renovable y qué es lo que hay que hacer para ello”, añade.

Para el especialista es fundamental mejorar las redes de transmisión para poder desalojar esa energía en otros sitios porque hay mucho potencial, tecnologías y capital para invertir.

“El potencial existe pero el impedimento es la agenda política. Una regulación que priorice la eficiencia energética puede ayudar muchísimo para cumplir con los compromisos internacionales que tenemos de reducir nuestras emisiones”, concluye.

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República Dominicana se está perfilando como un verdadero centro de comercio para componentes competitivos de energías renovables en Latinoamérica. Gracias a su régimen logístico aduanero y los esfuerzos de las autoridades en mejorar la infraestructura y agilizar los procesos, el país se posiciona como un destino atractivo para inversiones en este sector.

La experiencia y especialización de National Freight Service (NFS) en la gestión del transporte y logística de proyectos energéticos ha venido demostrando que contribuye a acortar los plazos y minimizar los obstáculos burocráticos en este mercado.

«Hemos manejado en República Dominicana ya 1 GW de carga acumulado en más de 20 proyectos de energía y tenemos la experiencia en todos los pasos que hay que hacer. Ahí podemos acortar mucho los plazos y los que son 10 días hábiles que es lo que presentan que se convierten en 15-20 días, nosotros somos capaces de rebajarlo a 5-10 mediante solicitudes de concesiones especiales a las autoridades y demás», declaró Adolfo Rudeke, CEO de NFS.

Desde la perspectiva del referente de NFS, la clave está en ser inteligentes, hábiles y en especializarse, no sólo para ser un aliado estratégico para la importación de productos en el mercado dominicano sino también para lograr la mayor competitividad de los componentes a ingresar en este y otros mercados.

Durante su participación en el evento de Future Energy Summit en España, Adolfo Rudeke, CEO de NFS, resaltó las ventajas y oportunidades que este país caribeño ofrece en términos de logística y regulaciones que podrían permitirle ser un hub para toda Latinoamérica.

Una de las principales fortalezas que destaca Adolfo Rudeke es el desarrollo de un régimen logístico aduanero que permite mantener inventarios internacionales en el país, como una zona de libre comercio. Esto facilita la conexión de los inventarios con el resto de Latinoamérica, permitiendo que estén en tránsito sin necesidad de que la empresa titular y el producto estén registrados en República Dominicana.

Y, para aumentar su competitividad es que este referente del mercado recomendó que luego el componente sea nacionalizado en nombre del consignatario, quien podría ser elegible para beneficiarse de los incentivos de energías renovables.

En cuanto a la logística, Adolfo Rudeke además señaló que se ha mejorado significativamente, con disponibilidad de barcos y contenedores que se han regularizado después de los desafíos experimentados durante la pandemia. Lo que ha abierto nuevas oportunidades de alianzas estratégicas a nivel internacional.

En este sentido, Rudeke reveló que NFS ha establecido una alianza especial con Grupo Intermodal Forwarding en España para optimizar la fluidez de los documentos y asegurar que todo esté alineado y declarado correctamente, evitando contratiempos en el proceso.

Y es que, uno de los desafíos más importantes que se presentan a la hora de realizar tareas de transporte y logística son los tiempos y procesos vinculados a las legislaciones y regulaciones para obtener los incentivos fiscales en algunos países.

República Dominicana, por ejemplo, cuenta con la Ley 5707 que exonera de impuestos los componentes principales de generación, interconexión y transformación de la energía renovable. Sin embargo, obtener estas exoneraciones no es un proceso automático. Requiere presentar una solicitud, someterla a revisión e inspección, lo que puede generar cuellos de botella en los puertos.

Para aquellos productos que no califican para la exoneración, Adolfo Rudeke, CEO de NFS,  observó en este país continúan las oportunidades ya que también cuenta con tratados de libre comercio con Europa y, aunque esto no aplique a países de Asia, se han regularizado las ofertas de tránsito y mejorado las condiciones desde países con gran industria renovable como China.

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Los buenos vientos dieron la bienvenida al segundo semestre de 2023. Solo en los primeros cuatro días de julio, la producción eólica registró tasas sin precedentes en el país, señalan datos del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), vinculado al Ministerio de Minas y Energía . Entre ellos se encuentra el mayor monto en generación instantánea y promedio en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 2023. En el primer caso, se registró la producción de 19.720 Megavatios (MW), a las 22:55 horas del 4 de julio. La cifra representa el 27,8% de la demanda en ese minuto de carga nacional, más de la cuarta parte de la carga del SIN.

La generación eólica promedio en el SIN también alcanzó un porcentaje inédito en el año, con una generación de 17.110 MW, lo que representa el 24,3% de la demanda del SIN. El subsistema más destacado fue el Nordeste, que alcanzó récords consecutivos en generación eólica instantánea: a las 23:59 horas del 3 de julio alcanzó los 17.135 MW, en menos de 24 horas alcanzó la cota de 18.401 MW, lo que representó el 149,1% del subsistema demanda. Es decir, en estos momentos todo el submercado podría ser atendido con la carga generada por la fuente eólica con excedente.

El Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, celebró este destaque de las energías renovables en el país, lo que no hace más que reforzar el compromiso del gobierno brasileño, bajo la dirección del Presidente Lula da Silva. “La región tiene el potencial natural para convertirse en la gran fuente de energías limpias y renovables del mundo. Estamos trabajando para fortalecer los marcos legales y normativos; atraer inversiones para generar energías renovables y desarrollo, así como oportunidades que beneficien a nuestra población”, dijo el ministro.

Otro destaque de estas primeras jornadas fue que a las 12:00 horas del martes (04/07) las fuentes eólica y solar, en conjunto, fueron responsables del 45% de la generación eléctrica en todo el país. La generación solar llegó a 18.528 Megavatios (MW) y la eólica a 14.818 MW, según datos del ONS. La demanda fue de 73.096 MW en el SIN.

La temporada de viento dura hasta septiembre.

Según el ONS, la buena temporada de vientos fuente, consecuentemente el aumento de la intensidad eólica en diferentes regiones de Brasil, deberá continuar hasta septiembre de 2023. Con eso, se espera una participación de esa fuente en la matriz eléctrica del SIN.

Crecimiento de las renovables en 2023

Desde principios de año, la participación de las energías renovables en la generación de energía eléctrica en Brasil ha ganado cada vez más evidencia. Según datos de junio de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), vinculada al MME, Brasil cerró el primer semestre de 2023 con un aumento de 5,1 gigavatios (GW) en la capacidad instalada de generación eléctrica. De estos, 2,3 GW (44,53% del total) proceden de la eólica y 2,2 GW (42,76%) de la solar. Un total de 121,5 MW (2,36%) provienen de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y 11,4 MW (0,22%) de tres centrales hidroeléctricas. Sólo 521,4 MW (10,13%) provinieron de plantas termoeléctricas.

La entrada Brasil comenzó el segundo semestre con récords en generación eólica se publicó primero en Energía Estratégica.

Ecuador tiene un gran potencial para la generación distribuida de energía debido a sus prometedores recursos renovables, ubicación geográfica privilegiada y su ley de incentivos para que más usuarios generen su propia energía.

Conscientes de esos atributos, J3M compañía nacional dedicada al autoconsumo revela el número de proyectos que tienen en cartera y sugiere actualizaciones en el marco regulatorio para superar las barreras existentes e impulsar la industria renovable a través de este segmento.

“El objetivo para el 2023 es instalar 200 proyectos que aúnan eficiencia energética y generación solar aislada e interconectada a la red. Ya llevamos instalados 165 proyectos que suman alrededor de 2 MW de potencia”, explica a Energía Estratégica, Juan Jose Del Valle Gasanz, director ejecutivo de la compañía.

“Si bien instalamos generación distribuida al sector comercial e industrial estamos más enfocados en el sector residencial. Eso tiene que ver con nuestro propósito social, para nosotros es muy importante la democratización de energías renovables”, agrega.

En este sentido, la empresa tiene como meta acelerar la acción climática y sus líneas de negocio son la eficiencia energética y generación de energía limpia a través de sistemas fotovoltaicos.

De acuerdo al análisis de la compañía, aproximadamente existen 30 mil hogares con un consumo de energía superior a los 100 dólares al mes en la factura que podrían acoger la tecnología solar fotovoltaica.

“En los últimos años, solo se han hecho 500 instalaciones en Ecuador, lo cual es un número muy pequeño. Podríamos llegar a ejecutar en los próximos años hasta 29.500 instalaciones y que más familias generen su propia energía”, añade.

Las principales barreras para el desarrollo de renovables en el país

A pesar del potencial de crecimiento que existe en Ecuador para el desarrollo de proyectos de generación distribuida,  Gasanz detalla algunos de los desafíos que existen y propone acciones que ayuden a desplegar la industria.

“Tenemos un límite de 1 MW de potencia para instalaciones industriales y 300 kW para instalaciones residenciales. La regulación es estable y generosa en cuanto a incentivos. No obstante, creemos que aumentar esté límite podría ayudar a muchas empresas a apostar aún más a la generación distribuida”, explica.

Por otro lado, el experto señala que en Ecuador hay una pronunciada ineficiencia energética motivada por el bajo costo de la tarifa de luz y gas. Según los informes del Ministerio de Energía y Minas, el precio real de la electricidad está alrededor de 15 centavos de dólar. Sin embargo, las tarifas para el sector industrial rondan los 10 centavos y las del residencial van desde 9 centavos a 25 centavos.

“Ecuador es uno de los países con la energía más barata. El precio de la factura no refleja el costo real de la energía eléctrica. Eso se convierte en un desincentivo para que las personas sientan la urgencia de ser más eficientes y de generar su propia energía. Los subsidios deberían aplicarse a la gente que realmente lo necesita y cobrar un precio real al resto de la población”, comenta.

Además, Gasanz considera una dificultad para el impulso de las renovables que el Ministerio de Energía y Minas coordine la generación eléctrica del país.

“En Ecuador hace falta un Ministerio de Eficiencia Energética y Energía Renovable. Sería bueno separar la actividad de la industria fósil para avanzar mucho más rápido en la transición energética”, agrega.

Por último, sugiere impulsar la formación profesional de los instaladores para dotarlos de competencias técnicas y evitar siniestros.

“Necesitamos enseñarles a realizar instalaciones eléctricas de calidad. Muchas personas en el país que se dedican a la actividad no tienen estudios formales ni han aprendido los oficios. Notamos que hay muy baja calidad en comparación con las instalaciones de Europa lo cual desincentiva a la industria”, explica.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay insiste con la necesidad de incorporar más energía renovable en los próximos años para poder abastecer la creciente demanda energética que se avizora en el país. 

Esto se debe a que los servicios eléctricos aumentan de forma paulatina en medio de un proceso de descarbonización y segunda transformación energética de todos los sectores de la economía, aunque principalmente de los usos térmicos en los que se sustituye la utilización de la leña, gas o el supergas. 

“Esto implica que, si bien las fuentes de energía están disponibles por la incorporación de las renovables en el período anterior y otras centrales que UTE dispone, a partir del año 2026 habrá que empezar a incorporar nueva generación renovable”, aseguró Silvia Emaldi, presidenta de UTE. 

“Se deberán incorporar aproximadamente 100 MW al año para el consumo de lo que provee UTE, aunque veremos que habrá incorporación de más renovables por los proyectos de hidrógeno verde”, agregó durante un evento. 

El principal foco estará puesto en nuevos proyectos solares por sobre los aerogeneradores, debido a que la capacidad fotovoltaica operativa sólo es de 250 MW frente a los 1500 MW eólicos instalados, además que se buscará realzar la “complementariedad” entre ambas tecnologías. 

Aunque cabe recordar que todavía no se vislumbran licitaciones para emprendimientos renovables de mediana o gran escala, a pesar que desde la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) ya insistieron en la necesidad de contar con nuevos contratos de compra – venta de energía limpia y que los los parques estén operativos en los próximos años. 

Uruguay negocia con la Unión Europea sobre cooperación en renovables e hidrógeno verde

¿Por qué? Debido a que el país volvió a importar energía eléctrica como no lo hacía desde 2009, a tal punto que a principios de año hubo momentos en los que se debió importar cerca de 1030 MW para abastecer la demanda, lo que representó casi un 80% de la potencia instantánea. 

“Sabemos que ocurrirá en algún momento y que será renovable, seguramente más fotovoltaica que eólica, pero aún no tenemos cuánto se requiere instalar, la forma de hacerlo y en qué momento”, respondió en aquel entonces Fitzgerald Cantero Piali, director nacional de Energía de Uruguay.

Total electrificación 

Uruguay está muy cerca de lograr que el 100% de su territorio esté electrificado hacia el final de la actual administración. A la fecha dicha situación alcanza cerca del 99,8% y sólo resta electrificar aquellos aproximadamente 2900 hogares que se ubican en los lugares más difíciles para llegar con el suministro. 

“Un tercio lo estará por la extensión de las redes actuales y se sumó a través de los kits fotovoltaicos. Instalaremos energías renovables a aquellos lugares que están a más de 3000 kilómetros y acompañarlos con la entrega de heladeras eficientes, luces LED y baterías correspondientes. Ya llevamos 257 hogares con kits solares y el objetivo es llegar a 1000 al final de la administración”, señaló Emaldi. 

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Argentina y la Unión Europea firmaron un memorándum de entendimiento (MdE) en energía. El objetivo del mismo es cooperar en el despliegue del hidrógeno y sus derivados, energías renovables, eficiencia energética y, también, gas natural y gas natural licuado. 

Este acuerdo prevé utilizar el H2 en procesos industriales, transporte y almacenamiento de energía, mientras que por el lado de las energías renovables, sostiene la importancia de desarrollar tecnologías “seguras y sostenibles” e identificar ideas “innovadoras” para fomentar su expansión e integración en el sistema interconectado, como también de infraestructura eléctrica que posibilite ello.

“En beneficio de nuestro crecimiento y generando empleo, podemos ser proveedores confiables en la transición hacia energías limpias y renovables”, remarcó Alberto Fernández, presidente de Argentina, a través de sus redes sociales. 

“Es un paso importante en el despliegue de la Agenda de Inversión Global Gateway de la UE y nos ayudará a lograr nuestros objetivos en materia de clima y energía”, señaló Ursula von der Leye, presidenta de la Comisión Europea. 

¿Cómo se implementará el MdE? De acuerdo al documento firmado por ambas partes, no sólo se facilitarán las inversiones necesarias para aumentar el comercio de energía entre Argentina y la Unión Europea, sino también se prevé desarrollar una hoja de ruta para lograr las aprobaciones gubernamentales y regulatorias, así como para programas de inversión y cooperación pública y privada en transición energética, hidrógeno y eficiencia energética. 

“Los Participantes se esfuerzan por desarrollar e implementar evaluaciones de impacto ambiental para proyectos de inversión en energía y apoyar la aplicación de las mejores tecnologías disponibles. Además, los Participantes enfatizan la importancia de una transición energética justa que tenga en cuenta, entre otros, los intereses de las comunidades locales”, remarca el MdE.

El lado negativo para las renovables ya que se brinda ciertos guiños al gas natural licuado como “vector en las transiciones energéticas” por sobres otras fuentes de generación, como también la formulación de un plan para la utilización “eficiente” de la infraestructura con el fin de acelerar la exportación y envío de GNL a la Unión Europea. 

Esta no sería la primera vez que se prioriza al gas natural, no sólo por propias contradicciones de Fernández, sino también por el proyecto de ley de promoción al “hidrógeno de bajas emisiones”, el cual el sector ya criticó debido a que la iniciativa del Poder Ejecutivo también contempla beneficios a la industria gasífera en lugar de sólo al H2 verde. 

Compromisos inconclusos

Durante su participación en la sesión inaugural de la Cumbre de Jefas y Jefes de Estado de la UE-CELAC en Bruselas, presidente de Argentina criticó la forma en la que se les exige a varios países de la región que adopten medidas aceleradas de transición energética, como también las complicaciones económicas y financieras para lograr avanzar con los proyectos. 

“Debemos fortalecer la colaboración en este ámbito, adoptando compromisos para mitigar las consecuencias de esta crisis y promover una transición hacia una economía sostenible y respetuosa con el medio ambiente, teniendo en cuenta el principio de las responsabilidades comunes pero diferenciadas y las respectivas capacidades nacionales”, sostuvo Alberto Fernández. 

“Europa y el norte desarrollado saben que somos acreedores ambientales, aunque nunca hemos sido tratados de ese modo. Resulta necesario que Europa y el mundo desarrollado cumpla con el compromiso asumido de proporcionar los recursos financieros necesarios que nos permitan desarrollar energías limpias y sustentables”, acentuó. 

Y cabe recordar que, en el marco de las negociaciones climáticas de la ONU, en 2009, los países desarrollados se comprometieron a transferir a los países en desarrollo 100 mil millones de dólares anuales hasta 2020 (meta ampliada a 2025 en el Acuerdo de París).

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El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, realizó una serie de actividades en Bélgica, como parte de la gira presidencial por Europa, encabezada por el presidente Gabriel Boric, que busca seguir atrayendo inversión extranjera para el desarrollo de proyectos de energías limpias en el país.

Durante esta jornada, el secretario de Estado firmó un compromiso con el Banco Europeo de Inversiones (BEI), con el objetivo de desplegar acciones conjuntas para apoyar el proceso de transición energética que está llevando a cabo nuestro país.

“Esto habilita nuevas líneas de cooperación que debemos empezar a trabajar de aquí en adelante, pero al menos, de manera preliminar, el banco ha mostrado mucho interés en programas que son muy importante para la transición energética, como el de Mejor Escuela, que nos permite mejorar la eficiencia térmica en sectores rurales. También con programas de formación de capital humano, tanto en temas de energías renovables como en temas de hidrógeno verde”, señaló Pardow.

El secretario de Estado, también destacó el carácter que ha tenido esta gira, donde, aseguró, ha quedado de manifiesto el interés de otros países por desarrollar inversiones en Chile: “Esta ha sido una gira muy marcada por el impulso a las energías limpias y a la transición energética, y lo que he visto, tanto de parte de los gobiernos europeos, como del sector privado, es mucho interés en aumentar su participación en Chile y la firma de estos instrumentos así lo muestran”, manifestó el ministro de Energía.

La firma del acuerdo posibilitará acciones conjuntas de cooperación para el desarrollo de proyectos en ámbitos de almacenamiento de energía, hidrógeno verde y sus derivados, electromovilidad y de eficiencia energética con programas como Mejor Escuela y Ponle Energía a tu Pyme. Lo mencionado, en pos de apoyar el proceso de descarbonización de la matriz y acelerar la transición energética del país.

La concreción del convenio, donde participaron el presidente del Banco Europeo de Inversiones, Werner Hoyer; el vicepresidente de esta misma institución, Ricardo Mourinho; la Comisaria Europea para Asociaciones Internacionales, Jutta Urpilainen, y el secretario de Energía de Chile, es el fin de un proceso que comenzó en marzo de este año.

Posteriormente, el ministro Pardow acompañó al presidente Gabriel Boric a una reunión con el presidente del BID, Ilan Goldfajn. Dicha cita tuvo como finalidad seguir estrechando relaciones con la institución multilateral y fortalecer el apoyo en el proceso de transición energética que lleva a cabo nuestro país.

Recientemente, el BID aprobó un préstamo de US$400 millones para apoyar el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados en Chile.

En su última actividad de la jornada, el jefe de la cartera sostuvo una reunión con la ministra de Energía de Bélgica, Tinne Van der Straeten, para dar seguimiento a los acuerdos suscritos en marzo de este año y dar a conocer detalles de la Agenda de Segundo Tiempo y del Proyecto de Ley de Transición Energética, iniciativa legislativa presentada la semana pasada al Congreso.

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XM tiene como responsabilidad la planeación operativa del Sistema Interconectado Nacional -SIN-, para lo que realiza permanentemente análisis energéticos y eléctricos en horizontes de corto, mediano y largo plazo, considerando la variabilidad y comportamiento de la hidrología y demanda, disponibilidad de combustibles, los recursos de generación y redes de transmisión, entre otros, por medio de escenarios que permitan garantizar la operación segura, confiable y económica del sistema.

Durante la operación del SIN y en los más recientes análisis de la situación eléctrica de mediano plazo, se evidencia un incremento en la demanda nacional que, en ocasiones, ha superado los valores pronosticados por la UPME en su publicación de octubre de 2022. Lo anterior ha dado lugar a que en algunas zonas del país se opere la infraestructura de transmisión cerca de los límites de seguridad de la red y que, dada la cargabilidad de los equipos usados o la ocurrencia de fallas, es alta la probabilidad de no poder atender completamente la demanda de los usuarios.

“En cumplimiento de las funciones a nuestro cargo, desde XM hemos venido dando las respectivas señales a la institucionalidad sectorial y también a los agentes del mercado sobre la existencia de condiciones de riesgo para la atención segura de la demanda en algunas partes de las subáreas del país: GCM (Guajira – Cesar – Magdalena), Córdoba – Sucre y Bolívar por sobrecargas de la infraestructura y bajos voltajes en condición normal o frente a fallas en los equipos de la red; la misma condición sucede con la red que atiende la demanda del departamento de Chocó pues presenta una alta vulnerabilidad a fallas, dando lugar a desconexiones continuas de demanda.

“Ante la presencia de estas situaciones, en XM hemos tomado acciones operativas con los operadores de red que en ocasiones han permitido reducir la demanda no atendida para minimizar el alto impacto en las regiones antes mencionadas, acciones que, dado el agotamiento de la red y el crecimiento de la demanda, son insuficientes” indica Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho en XM.

Las principales razones

En la Costa Atlántica se vienen presentando las siguientes situaciones:

Desde hace varios años hay un agotamiento generalizado en la capacidad de transmisión de la red; esto significa que los equipos operan muy cerca o sobre los límites máximos de operación y han llevado a que cerca del 61% de la demanda no atendida total del país se produzca en esta área, tanto por causas programadas (mantenimientos a la red) como no programadas (fallas en la infraestructura de transporte).
Cuenta con el 74% de los esquemas especiales de protección que se tienen implementados en el país para la detección de condiciones particulares indeseadas e inusuales del Sistema; estos esquemas permiten operar las redes haciendo un mayor uso de su capacidad y, ante la materialización de fallas, causan demandas no atendidas puntuales para minimizar el impacto de la falla.
Incremento constante de la demanda por encima del promedio nacional, agudizado por mayores consumos en condiciones de altas temperaturas.

Las situaciones antes mencionadas, sumadas a los retrasos en las fechas de puesta en operación de los proyectos de transmisión y distribución, han dado lugar durante los últimos meses a desconexiones de demanda que podrían agudizarse en el mediano plazo (2 años).

El agotamiento de la red en el área Caribe, zona que presenta alta concentración de cargas especiales asociadas al uso de aires acondicionados y fuertes sistemas de refrigeración (algo natural como consecuencia de las altas temperaturas), ha dado lugar a diversas situaciones que han afectado la prestación del servicio en varios departamentos y que motivaron a que XM venga proponiendo la instalación de tecnologías que fortalecen la red y mejoran la calidad en la atención de la demanda de los usuarios, como los compensadores síncronos, dispositivos que la UPME está analizando su inclusión en los planes de expansión de la red.

“Si bien, en términos generales, Colombia cuenta con altos niveles de seguridad y confiabilidad en la atención de la demanda de energía, nos preocupa la situación de algunos territorios en los cuales se identifica que, con los incrementos esperados en la demanda, sería muy complejo prestar el servicio con la seguridad y calidad acostumbradas. Este es el caso, por ejemplo, de las poblaciones atendidas desde las subestaciones El Banco, La Jagua, San Juan y Guatapurí en el área GCM; San Jacinto, Calamar, Zambrano, El Carmen y el Plato en el área Bolívar, así como Sincé, Mompox y Magangué en el área Córdoba-Sucre, donde la red presenta señales claras de agotamiento que afectan la prestación del servicio y en donde ya se han presentado situaciones operativas puntuales que han requerido la programación de demanda no atendida”, afirmó Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho en XM.

Si bien en el corto plazo las situaciones del área Caribe y del departamento del Chocó requieren una urgente atención, también lo es en el mediano plazo la situación del área Oriental que plantea la necesidad de acciones en la ejecución y estructuración de proyectos en el Sistema de Transmisión Nacional, debido al crecimiento de la demanda en el Norte y Occidente de la Sabana de Bogotá y al retraso de proyectos estratégicos como la subestación Norte 500 kV, el refuerzo Virginia – Nueva Esperanza 500 kV y los Transformadores 2 y 3 500/115 kV de Nueva Esperanza, lo que indica que para el periodo 2025 – 2026 dicha área podría no contar con la infraestructura de red necesaria para atender de forma confiable y segura la demanda esperada para este horizonte de tiempo.

XM trabaja de la mano con el Ministerio de Minas y Energía, la UPME, la CREG, el Consejo Nacional de Operación, CNO, y los agentes del mercado para encontrar soluciones operativas a estas condiciones; sin embargo, si el impulso de crecimiento de la demanda continúa, si no se ponen en marcha las obras de transmisión y distribución y no se definen nuevos equipos que fortalezcan la red, el Sistema Interconectado Nacional sería menos resiliente y, debido a las fallas a las que está expuesto, podrían ser necesarios cortes de energía en algunas zonas del país durante los picos de demanda para conservar los niveles de seguridad y confiabilidad en la prestación del servicio en el territorio nacional.

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La Licitación Abierta PEG-4-2022 avanza a paso firme en Guatemala. El pasado viernes 14 de julio se llevó a cabo la presentación y apertura de ofertas técnicas con gran convocatoria del sector privado.

48 empresas fueron las que participaron, de acuerdo con declaraciones del viceministro de Energía Manuel Eduardo Arita, quien asistió a este encuentro que tiene entre sus fines el cumplimiento de la Política General de Gobierno, la Política Energética, la Ley General de Electricidad y su Reglamento.

“¡Se recibieron ofertas por más de 1500 MW!”, expresó Claudia Marcela Peláez Petz, directora en la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Aquello supera con creces los objetivos de adjudicación de este proceso. Es preciso recordar que la Licitación Abierta PEG 4-2022, promete la contratación de 235 MW de potencia garantizada para el cubrimiento de la demanda firme y suministro de energía eléctrica.

«Guatemala ha demostrado a lo largo de los años su compromiso en cumplir con la certeza jurídica en el sector eléctrico; esto junto a una demanda de energía creciente en el país, su estabilidad macroeconómica, así como, la geo posición privilegiada de Guatemala (acceso al mercado eléctrico mexicano y al MER) son factores importantes que han contribuido al éxito en la convocatoria en la recepción de ofertas técnicas en la licitación de largo plazo PEG4», añadió la directora de la CNEE  en sus redes sociales.

¿Qué es lo que sigue? El cronograma previsto para este proceso a cargo de la Distribuidora de Electricidad de Occidente, la Distribuidora de Electricidad de Oriente y la Empresa Eléctrica de Guatemala, tiene como fecha de evaluación económica de las ofertas al 2 de agosto del 2023.

El objetivo es que la adjudicación pueda llevarse a cabo en el mes de agosto del 2023 (más tardar septiembre) para que la suscripción de cada contrato de abastecimiento pueda llevarse a cabo efectivamente este año, ya que en el periodo de firmas se prevé que suceda en los tres meses posteriores a la adjudicación.

Pero aquello no sería todo. Las expectativas siguen en alza de cara a lo que será la próxima convocatoria a largo plazo, la Licitación Abierta PEG-5 que podría contratar en torno a los 1200 MW.

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El almacenamiento cada vez toma más lugar a lo largo del mundo, pero en Chile en particular las empresas planifican la introducción de esta tecnología para afrontar las dificultades vinculadas a costos marginales cero y desacoplamiento de sus proyectos renovables. 

AES Andes no es la excepción y así lo reconoció Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de la compañía, durante el mega evento físico Europe Future Energy Iberian Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), que se llevó a cabo a principios de este mes en el hotel NH Collection Madrid Eurobuilding, con más de 350 profesionales del sector renovable.

“Estamos en muchos proyectos eólicos y solares en varios países de Latinoamérica. Pero en particular en el norte de Chile, que se lleva varios años con la famosa curva de pato, estamos instalando muchas baterías porque el precio se va a cero, sobre todo en horas de verano”, señaló. 

Tal es así que, según explicó el especialista, actualmente tienen algunos proyectos de storage en marcha: “Estamos instalando 80 MW de 4 horas, empezaremos 130 MW a 5 horas, a final de año arrancamos con otro de 170 MW de 3 horas. Y somos uno de los players, considerando que hay un montón de proyectos solares que están en una situación similar y que la única defensa es instalar baterías para aplanar poco a poco la curva”. 

Y cabe recordar que, a mediados de febrero del corriente año, AES Andes ingresó a Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile el proyecto solar Cristales, iniciativa que sumará 379 MW de capacidad fotovoltaica y aumentará la flexibilidad del sistema eléctrico nacional al incorporar un sistema de almacenamiento de baterías BESS de 542 MW por hasta 5 horas.

Por lo que, de ese modo, la firma ampliará su cartera energética en el país trasandino, en donde ya poseen y operan 3361 MW, pipeline compuesto por 2.129 MW termoeléctricos, 771 MW hidroeléctricos, 282 MW eólicos, 104 MW solares fotovoltaicos, 13 MW de biomasa y 62 MW de baterías de almacenamiento, además de plantas desalinizadoras de agua de mar y sistemas de transmisión. 

“El almacenamiento es un reto, sobre todo en Chile, ya que faltan por salir muchísimas plantas de carbón que se construyeron cuando hicieron falta para temas de minería. Pero la única forma que tiene Chile para intentar hacer una transición relativamente rápida, es añadir almacenamiento, esa es su oportunidad”, señaló Enrique de Ramón.

Otras ventajas para LATAM

El vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes también reconoció que se da una chance muy grande a partir de todo el conocimiento generado en otros mercados que se podrían implementar en la región, tanto a nivel servicios como de equipo técnico y humano.

“Hay una oportunidad muy fuerte por el lado del capital humano, de hacer intercambio y fortalecer el sector en Latinoamérica. Y de igual manera, lo hay a largo plazo en exportar recursos, aparte de cobre, litio o los metales esenciales para la transición energética, el propio recurso solar y especialmente el eólico, pudiera ser exportable a través de hidrógeno”, remarcó. 

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Por las oportunidades del nearshoring, los proyectos de generación distribuida en México se vienen incrementando a un ritmo acelerado y cada vez más empresas buscan la adopción de paneles solares para disminuir las emisiones de CO2 y cumplir con los criterios ESG.

Para dar respuesta a esta demanda, Finsolar, startup mexicana de financiamiento permite a las grandes y pequeñas empresas invertir en energía solar a través de su cadena de suministro, maximizando los incentivos disponibles y sin necesidad de desembolso de capital.

Con su modelo de negocio, la compañía tiene proyecciones de crecimiento en la generación distribuida en México con potencial de alcanzar una capacidad instalada de hasta 13,869 MW para 2035.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ian de la Garza, CEO de Finsolar destaca sus expectativas de crecimiento a corto plazo y detalla las soluciones que ofrecen para cumplir con esos objetivos.

¿Qué expectativas y objetivos de venta tienen planeado para este 2023? 

Actualmente, estamos en un proceso de levantamiento de capital importante por lo que nuestro contrato nos pide no divulgar por ahora nuestros números. Lo que sí podemos decir es que el año pasado crecimos al menos 400% comparado con el anterior y que este año tenemos también el mismo objetivo ambicioso de crecimiento.  

¿Solo financian proyectos para el sector industrial y comercial o también al residencial? 

Únicamente Industrial y Comercial. Los proyectos residenciales que hacemos únicamente son bajo el programa Sociality en el que donamos energía solar a colaboradores de las empresas que invierten a través de nuestro Modelo Finsolar.  

¿De las opciones de financiamiento que ofrecen cuales son las más competitivas? 

El PPA Solar con plazo de 5 años y ahorros mayores al 30% sobre tarifa vs CFE. Es un PPA Puro, es decir solo OPEX. No es un arrendamiento flexible. Por lo tanto los contratos son muy sencillos y el riesgo es cero para el tomador de la energía ya que si no ahorran no pagan. Los costos de operación y mantenimiento también van por nuestra cuenta.  

¿Financian también proyectos de almacenamiento? ¿En cuánto ha crecido la demanda en los últimos años? 

Fuimos pioneros en adoptar el financiamiento de baterías ya que empezamos hace más de 3 años integrando la solución. Sin embargo, nuestro producto principal es el financiamiento de los paneles solares.   

¿Qué cambios sugieren en el marco regulatorio? Aumentar el límite de capacidad instalada en generación distribuida a 1 MW es necesario para detonar la industria?  

Poponemos un aumento mayor a 1MW, una regulación de community solar más robusta y flexible y más incentivos a nivel estatal y federal.  

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En el marco del “Europe Future Energy Iberian Renewable Summit, realizado en Madrid, portavoces de bancos multilaterales de desarrollo, administradores de fondos de inversión y otros reconocidos profesionales del sector renovable analizaron la rentabilidad de los proyectos de hidrogeno verde.

Uno de ellos, fue Sergio Martinez Guzman, Senior Loan Officer Global Partners, Corporates, Energy and Infrastructure LATAM en el Banco Europeo de Inversiones (BEI), entidad que ofrece financiación a las empresas mediante capital riesgo y otros instrumentos tanto en Europa como en Latinoamérica.

Durante el panel “Renovables e Hidrógeno: Energía limpia 24/7”, el especialista respondió las siguientes preguntas y detalló los requisitos más importantes a tener en cuenta a la hora de solicitar el financiamiento de proyectos del vector energético.

¿Qué condiciones necesita un proyecto de hidrógeno verde para obtener financiamiento?

El mensaje que doy a las empresas es muy claro y duro a la vez: “Traigan proyectos, no ideas”. En el mercado vemos millones de ideas muy buenas que sobre el papel funcionan, pero cuesta mucho volcarlas a la realidad.

Hay que preguntarles a los clientes cual será el ingreso estimado de ese proyecto y el uso de ese hidrógeno. No estamos viendo que todos estos proyectos tengan un modelo de negocio detrás por lo que es muy difícil que una empresa llegue a invertir en ellos y que un banco pueda financiarlo.

Para que un proyecto de hidrógeno verde obtenga financiamiento hace falta un modelo de negocio, un plan de viabilidad y una demanda capaz de pagar el premium.

Como banco podemos aportar financiación competitiva junto con otras entidades financieras, soluciones y mecanismos de garantía, pero eso solo va a disminuir el costo de la deuda. El resto del viaje depende de los desarrolladores y fabricantes de equipos.

¿Cuál es el precio que deberíamos tener de hidrógeno para superar las barreras de competitividad?

No hay un precio específico. Si bien todos sabemos que el precio mínimo es la alternativa más eficiente, eso no va a ocurrir en un futuro próximo.

En Latinoamérica y en la Unión Europea vemos muchos proyectos piloto que consisten en pequeños estudios que hacen las empresas para entender cómo funcionan y operan los equipos, calcular costos de mantenimiento e identificar sus averías más frecuentes, entre otros factores.

Debido a que no hay experiencia operativa suficiente no tendría sentido sacar proyecto de 1 GW porque nadie los financiaría. Por eso creemos que es mejor empezar con pequeños proyectos piloto.

Los precios de esos proyectos seguramente van a ser más altos que los proyectos más grandes porque no hay economía de escala en la cadena de valor de los electrolizadores y el resto de los equipos. No obstante, necesitamos una demanda que esté dispuesta a pagar el premium y que gran parte pueda ser transferido al consumidor final. 

Vemos usos muy interesantes en industrias donde el costo del hidrógeno no tiene una transferencia grande al precio final del producto como refinerías, explosivos y el nicho de la química industrial. Esas absorben parte de esos sobrecostes de hidrógeno verde produciendo un producto final.

Hay empresas que si invierten en estos desarrollos por su responsabilidad social corporativa y por querer ser los primeros en apostar en energías verdes y dar ese mensaje al mundo.

Desde el BEI miramos con buenos ojos esos proyectos que tienen off takers con ganas de comprar el producto, desarrolladores claves y socios industriales.

Tenemos apetito por proyectos bien desarrollados con efectivos modelos de negocio para brindarles las mejores condiciones financieras del mercado. Buscamos ser un actor clave en la financiación de proyectos competitivos vinculados al hidrogeno verde que con garantías públicas puedan absorber el riesgo tecnológico.

Completamente enfocados con las políticas de descarbonización, el BEI tiene los instrumentos financieros y los equipos técnicos para financiar los proyectos con estas características.

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En el marco de una Audiencia Pública organizada por Osinergmin , 23 empresas de distribución eléctrica presentaron su Plan de Inversiones en el en el período 2025-2029.

Las inversiones propuestas que totalizan 781 millones de dólares se centran en proyectos de transmisión eléctrica para atender el crecimiento de la demanda y fortalecer el sistema de subtransmisión.

Enel Distribución y Luz del Sur fueron las empresas con mayor cantidad de proyectos presentados con una inversión aproximada de USD 259 millones y USD 123 millones, respectivamente.

A través de estas inversiones, las empresas de distribución eléctrica esperan atender el crecimiento de la demanda de electricidad y fortalecer el sistema de subtransmisión (líneas eléctricas de 60 KV), a fin de que la ciudadanía cuente con un suministro eléctrico continuo y confiable.

En tanto, Osinergmin, organismo público de Perú encargado de supervisar que las empresas eléctricas cumplan las normas legales de las actividades que desarrollan, revisará los estudios técnicos y económicos presentados, brindará observaciones y visitas técnicas a las instalaciones eléctricas.

De esta forma, de acuerdo con las disposiciones de la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, el ente regulador alienta la participación de los usuarios, empresas concesionarias, especialistas y demás interesados en el proceso regulatorio para la expansión de la red de transmisión, en un entorno de fortalecimiento permanente de los principios y mecanismos de transparencia de la regulación.

Cabe destacar que del evento participaron Enel Distribución, Luz del Sur, Coelvisac, Electro Dunas, Adinelsa, Electroperú, Statkraft, Electronoroeste, Electrocentro, Unacem, Electro Sur Este, Egemsa, SEAL, Electro Puno, Electro Ucayali, Electro Oriente, Electronorte, PEOT, Hidrandina, Engie y Enel Green Power.

Transición hacia energías renovables

Durante la Audiencia Pública organizada que se realizó el 22 y 23 de junio, se destacó la participación de empresas de distribución eléctrica que presentaron proyectos de inversión en transmisión para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Entre estas empresas se encuentra Enel Green Power, quien propuso proyectos de energía renovable con una inversión significativa. Su enfoque se centra en impulsar el uso de fuentes limpias y sostenibles como la energía eólica y solar, para contribuir a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y fomentar una matriz energética más limpia en el país.

Comprometidos con descarbonizar la economía peruana, la empresa avanza en la construcción de la central solar Clemesí en Moquegua y la central eólica Wayra Extensión las cuales entrarán en operación a finales del 2023 y serán parte de los complejos de energías renovables más grandes del país. En la actualidad, ambos desarrollos generan energía limpia para cientos de miles de ciudadanos, evitando la emisión de 385,000 toneladas de CO2 y creando empleos locales.

Según pudo saber Energía Estratégica, Marco Fragale, Country Manager de la compañía destaca: «Estamos a poco tiempo de que las plantas Clemesí y Wayra Extensión entren en operaciones comerciales para seguir avanzando hacia la transición energética y llevar energía renovable a más peruanos. Gracias a los avances que hemos logrado, a finales del 2023 se abrirán nuevas posibilidades para iniciar actividades comerciales que impactarán de forma positiva en Perú».

«Este logro también implica una diversificación de nuestra matriz energética, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y, a largo plazo, la disminución de los costos de energía al fomentar el desarrollo tecnológico», agrega.

«El Perú está demandando más energías renovables y es una necesidad ligada al crecimiento económico del país. Este es un llamado apremiante para seguir impulsando y liderando las energías renovables, que hoy por hoy venimos desarrollando en Nazca y Moquegua, con nuestros parques eólicos y solares», concluye.

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Uruguay transita su segunda transformación energética y espera atraer nuevas inversiones en proyectos de energías renovables e hidrógeno verde y así generar sinergias con otras empresas e inversionistas del sector. 

Para ello, ya abrió la puerta de más participación extranjera y avanza en gestiones en distintos países del mundo para convertirse, a futuro, en protagonista del mercado y ser uno de los principales exportadores del H2V hacia aquellas zonas demandantes. 

Bajo ese contexto, la embajadora de Uruguay en España, Ana Teresa Ayala, participó del megaevento Europe Future Energy Iberian Renewable Summit – organizado por Future Energy Summit (FES) – y explicó cómo es la relación con el viejo continente y cuáles son los próximos pasos asociativos en términos energéticos. 

“Uruguay observa con atención las políticas de agenda verde, paquetes de estímulo sectorial y la reconversión energética. Y, en particular, los anuncios de Europa sobre la necesidad de importar H2V en favor de su neutralidad climática y posibilidades de cooperación con terceros países”, sostuvo.

“Estamos negociando un memorándum de entendimiento con la Unión Europea sobre cooperación en energías renovables, transición energética e hidrógeno verde. El mismo tiene como principal objetivo el desarrollo de cadenas de suministro fiables y sostenibles para los mercados globales de H2V y derivados”, detalló. 

A lo largo de los últimos años, el gobierno uruguayo estrechó lazos con naciones de la Unión Europea (por ejemplo Francia, Italia y Países Bajos, entre otros) y mantuvo reuniones con autoridades y empresarios de más de decenas de entidades a fin de acentuar los negocios que puedan ser satisfactorios para ambas partes. 

Incluso, a finales del año 2021, el país ya conversó sobre la posibilidad de que el Puerto de Rotterdam (el más grande de Europa) se constituya como la puerta de entrada para el H2 producido en tierras uruguayas.

“Continuaremos esta senda con la UE porque existen numerosas oportunidades para el sector en el marco de la relación América Latina – Europa”, amplió Ana Teresa Ayala

¿Por qué ese camino? Uruguay tiene la mirada puesta en ser productor – exportador neto del hidrógeno verde, por lo que en su hoja de ruta del H2V puso el objetivo de 20 GW renovables y 10 GW de electrolizadores al 2040.

“A ello se debe añadir que, además de los beneficios generales que ofrece la ley de promoción de inversiones, el H2V pasó a integrar la matriz de indicadores para proyectos de inversión presentados ante la Comisión de aplicación de la Ley”, complementó la embajadora en España. 

“Esto implica que estas inversiones obtendrán el máximo puntaje para descontar el impuesto a la renta de las actividades económicas, pudiendo llegar hasta el 100% del beneficio”, concluyó. 

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La Subsecretaría de Energía de la Provincia de Buenos Aires organizó, junto al Consejo Federal de Inversiones (CFI), un taller de promoción sobre la reglamentación de la generación distribuida en el Salón “Nunca Más” del Anexo del Senado bonaerense. 

La normativa publicada en el Boletín Oficial provincial en abril de 2023 habilita a que todos los ciudadanos que instalen paneles solares fotovoltaicos en sus hogares, puedan inyectar la energía excedente a la red eléctrica y por ello recibir descuentos impositivos.

El objetivo del encuentro fue convocar a los distintos actores participantes del proceso de esta reglamentación, tanto los potenciales usuarios generadores, como instaladores, distribuidoras eléctricas, empresas, entre otros, para que conozcan en profundidad la implementación, potencialidad y beneficios de la adhesión a la Ley Nacional N° 27424. 

A su vez, el Taller se realizó para fomentar el interés en las temáticas vinculadas al medio ambiente y la eficiencia energética, al mismo tiempo que se presentaron las facilidades relacionadas con el financiamiento de los paneles solares fotovoltaicos que proveen la banca y los organismos públicos. 

Al término del evento, Energía Estratégica conversó en exclusiva con Gastón Ghioni, subsecretario de energía de la provincia de Buenos Aires, sobre la continuidad de la GD y las expectativas de cara a los próximos meses del corriente año. 

“El encuentro cubrió ampliamente nuestras expectativas ya que hubo muchos interesados, tanto como actores de las cooperativas, importadores de productos, instaladores e interesados del sector que desean invertir en ese segmento”, manifestó.  

“Hay que apuntar a la generación distribuida como al resto de la energía, trabajando en capacitaciones y formando a los posibles instaladores, que es una de las principales preocupaciones de las distintas cooperativas y distribuidoras eléctricas. Por lo que la idea es realizar este tipo de actividades en otros puntos de la provincia”, agregó. 

Y si bien Ghioni reconoció que todavía no hay nuevos proyectos de GD en la jurisdicción bonaerense, sí planteó que están a la espera de que surjan emprendimientos gracias a que ya está activo el Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable de la provincia de Buenos Aires (RUGER) y por el contacto generado como catalizador de intereses e inquietudes, tanto por actores del sector como aquellos usuarios que ya contaban con un equipo de autogeneración instalado y, ante la posibilidad de inyectar el excedente, buscan blanquear esa situación en el nuevo régimen.

“La idea es seguir vinculando el sector productivo con el financiero y con los usuarios que deseen convertirse en U/G, es decir, acercar los beneficios para todos los interesados”, insistió el subsecretario de Energía de PBA. 

GDC

Luego de la labor realizada con la adhesión a la ley nacional N° 27424, desde el gobierno provincial no le cierran las puertas a la alternativa de GD comunitaria/colectiva y ya trabajan en la herramienta más que permita fomentar las energías renovables. 

“Estamos avanzando en la reglamentación, es cuestión de tiempo. Hasta el momento no hay ningún proyecto de esa índole que esté esperando, pero sí conversamos para avanzar de manera normativa”.  

“Terminaremos con la GD individual y nos pondremos para avanzar con la comunitaria. No es una cuestión difícil, sino de aclarar ciertos vacíos normativos para ese beneficio, incluso algunas dudas ya están saldadas. Por lo que entendemos que es algo necesario y avanzaremos en ese sentido”, concluyó.

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En medio de la discusión por la iniciativa del Poder Ejecutivo de Argentina para fomentar el hidrógeno de bajas emisiones, la Cámara de Diputados de la Nación recibió un nuevo proyecto de ley que podría favorecer al sector renovable. 

Para ser precisos, el diputado nacional por Río Negro del bloque Frente de Todos, Pedro Dantas, presentó una iniciativa legislativa para la creación de un régimen de promoción para las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs) definidas en la Ley N°25300 y que sean fabricantes de aerogeneradores e insumos destinados “exclusivamente” a la construcción de tales sistemas. 

¿Por cuánto tiempo? De acuerdo al escrito de Pedro Dantas, tendrá vigencia por un término de 10 años desde la sanción de la ley y la misma regirá en todo el territorio de la República Argentina. 

En tanto que el régimen contempla diversas actividades de la cadena de valor, desde la creación, diseño, innovación, desarrollo o producción de los equipos para la generación renovable hasta la certificación y puesta a punto de aerogeneradores de baja y media y alta potencia. O mismo para aquellos insumos 

Además, los beneficiarios podrán convertir en un bono de crédito fiscal intransferible hasta el 50% de las contribuciones patronales que hayan efectivamente pagado sobre la nómina salarial total de la empresa con destino a los sistemas y subsistemas de seguridad social. 

Y utilizar dichos bonos para la cancelación de tributos nacionales que tengan origen en la presente actividad, incluido el impuesto al valor agregado y otros impuestos nacionales y sus anticipos, excluido el impuesto a las ganancias. 

Mientras que las empresas alcanzadas por la normativa que estén radicadas en la zona patagónica gozarán de un mayor beneficio, ya que se proyecta que puedan convertir en un bono de crédito fiscal hasta el 70% de las contribuciones patronales mencionadas. 

“Los beneficios que otorgue este Régimen no serán agregables ni podrán superponerse con beneficios promovidos por otro Régimen nacional creado o a crearse”, aclara el documento elevado al Congreso.

¿Cómo se promocionará? Si bien la iniciativa legislativa señala que la autoridad de aplicación sea la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo del Ministerio de Economía (o el organismo equivalente que le suceda), también remarca que el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva (MINCYT), a través de la Agencia I+D+i, deberá implementará “los instrumentos necesarios” para financiar la investigación y el desarrollo en la fabricación de aerogeneradores. 

“Los fondos que asigne la Agencia I+D+i serán contra la presentación de proyectos de investigación y desarrollo (I+D) en los que intervenga una universidad o un organismo científico tecnológico pertinente”, especifica el documento que deberá pasar por las Comisiones de Energía y Combustible, Pequeñas y Medianas Empresas, y por la de Presupuesto y Hacienda, antes de su debate parlamentario. 

Además, preferencia en la asignación del financiamiento a quienes: 

Adhieran al presente régimen de promoción 
Se encuentren radicados en regiones del país con menor desarrollo relativo, y en especial en la región patagónica; 
Generen mediante los programas promocionados un aumento cierto y fehaciente en la utilización de recursos humanos; 
Generen mediante los programas promocionados incrementales de exportación.

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JA Solar, líder en diseño, desarrollo, fabricación y comercialización de células y módulos fotovoltaicos, ha decidido compartir su conocimiento y experiencia con profesionales del sector energético renovable en Latinoamérica.

En colaboración con el medio de noticias Energía Estratégica, JA Solar ha organizado un emocionante webinar titulado «Claves para potenciar la energía solar con tecnología N-Type de JA Solar«, que se llevará a cabo el próximo 26 de julio.

Este evento gratuito promete brindar valiosa información sobre los beneficios de las últimas innovaciones en el sector fotovoltaico y su oferta disponible para todo el mercado latinoamericano.

PARTICIPAR

JA Solar se ha consolidado como uno de los fabricantes de módulos Tier 1 líderes en el sector fotovoltaico. Su experiencia y liderazgo en la industria son garantía de calidad y confiabilidad.

En este webinar, contarán con la participación de destacados expertos como Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de JA Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de JA Solar, quienes compartirán aquel conocimiento en detalle.

Durante el evento, los expertos de JA Solar profundizarán en las peculiaridades de la tecnología tipo N, también conocida como celdas TopCon. Explicarán las nuevas potencias y eficiencias que se pueden lograr utilizando esta tecnología, así como los avances en la reducción de degradaciones.

Será una oportunidad única para entender cómo la tecnología N-Type puede impulsar el rendimiento y la viabilidad de los sistemas fotovoltaicos.

INSCRIPCIÓN

Además, los asistentes podrán obtener información privilegiada sobre los nuevos diseños de celdas rectangulares que JA Solar tiene previsto implementar en la próxima generación de módulos. Estos diseños se adaptarán de manera más eficiente a diferentes tipos de sistemas, maximizando la producción de energía solar en cada caso específico.

No pierda la oportunidad de participar en este webinar y estar al tanto de los últimos avances en tecnología solar.

Inscríbase de forma gratuita y asegúrese de reservar su lugar para el 26 de julio. Amplíe su conocimiento y establezca contactos con profesionales del sector mientras descubre cómo potenciar la energía solar con la tecnología N-Type de JA Solar. 

PARTICIPAR

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De acuerdo al informe de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), el segundo semestre del 2022, registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares. 

Estos números demuestran la fuerte apuesta que tiene el país por la generación distribuida tanto a nivel residencial como comercial e industrial. Para satisfacer esta demanda, cada vez más empresas se están abocando a proyectos de autoconsumo.

Una de ellas es Kin Solar, que permite a sus clientes ahorrar hasta el 99% de su recibo de luz a través de la instalación de paneles solares. Abocada más al sector residencial, la compañía busca seguir aumentando su presencia en el mercado.

En conversaciones con Energía Estratégica, el ingeniero Noé López Loyola, director general de la compañía revela: “Este año tuvimos un incremento del 15% en generación distribuida que esperamos mantener en el 2024. Llevamos 12 MW instalados y buscamos seguir creciendo”. 

“Aunque nos dedicamos más al sector residencial, también tenemos proyectos del ámbito industrial y comercial. La mayoría están ubicados en el centro del país: estado de México, Querétaro, Hidalgo, Puebla y Morelos”, agrega. 

En tanto a la instalación de sistemas de almacenamiento, afirma: “Nos pide mucho incorporar baterías. Todavía el costo es elevado lo cual frena un poco la tendencia. No obstante, sin dudas, la demanda de esas tecnologías está creciendo fuertemente”. 

De acuerdo al especialista, la empresa brinda un servicio integral y profesional a precios justos respetando las normas y los estándares de calidad.

“Los paneles solares brindan energía a largo plazo y el dinero que inviertes lo recuperas con el ahorro de energía rápidamente. Además, es importante tomar conciencia del beneficio que le estamos dando al país al adoptar estas tecnologías”, argumenta.

Retos de la industria

Para López Loyola, si bien se ha incrementado bastante la generación distribuida en México en los últimos años, aún queda mucho potencial por explotar. Para ello, hacen falta normas claras que permitan desplegar la actividad.

“México está perdiendo oportunidades porque no tiene la capacidad instalada preparada para desarrollar su potencial al máximo. Es tiempo de invertir en infraestructura y cambiar el marco regulatorio de manera acelerada”, destaca.

“Elevar el límite de potencia en la generación distribuida a 1 MW es un paso muy adecuado que debemos tomar. México tiene una posición global privilegiada y tenemos que acelerar los cambios. Estamos viviendo el auge del nearshoring y si no tenemos la capacidad instalada vamos a perder muchas oportunidades”, agrega.

De acuerdo al experto, otro de los grandes desafíos que enfrenta la industria es la profesionalización del sector.

“En la actualidad, muchos actores se involucran en las industrias sin estar capacitados y eso perjudica al sector y al usuario final”, explica.

No obstante, reconoce que en el país se están adoptando regulaciones para impulsar la capacitación del personal. 

“Para hacer trámites de interconexión de cualquier sistema a nivel residencial y comercial e industriales, deberás presentar certificaciones del personal que hace la instalación. Eso ayuda a que la industria se profesionalice”, explica.

También considera favorable que se exijan dictámenes de verificación de la instalación eléctrica, no solamente de la planta sino del sitio donde se desarrollará el proyecto.

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“Hay una prioridad en todo nuestro país por la inversión en energías renovables”, aseguró Juan Bolívar Díaz, embajador de República Dominicana en España.

Durante su participación en el evento organizado por Future Energy Summit en Madrid, el diplomático animó al sector privado a evaluar nuevos negocios en el mercado dominicano por su ubicación estratégica conveniente para el desarrollo eólico y solar.

“Hay que mirar más profundamente el sector energético porque hay una oportunidad de inversión muy grande en el mismo”, consideró.

Y es que, República Dominicana se encuentra en una posición privilegiada en el centro del Caribe, con una oportunidad única para impulsar la inversión de tecnologías eólicas y solares.

Además del potencial en energías renovables, el embajador Juan Bolívar Díaz subrayó que el crecimiento económico de los últimos años en República Dominicana es uno de los más altos en la región y el país a su vez se destaca por su estabilidad democrática, “sin explosiones sociales significativas”, en los últimos años.

Siguiendo con el análisis del embajador durante el evento de Future Energy Summit, la fortaleza institucional y el combate a la corrupción también han contribuido a la garantía de inversión en el país.

En los últimos años, se han implementado políticas para fortalecer las instituciones y la justicia. Este enfoque ha generado una mayor seguridad jurídica y ha atraído el apoyo internacional, como el reciente respaldo del Banco Mundial con una oferta de 400 millones de dólares para incentivar proyectos de energías renovables.

No es menor que el evento realizado la semana pasada en España haya incluido entre sus invitados a embajadores latinoamericanos como Bolívar Díaz. Los embajadores tienen un mes con una agenda cargada por la Cumbre América Latina, el Caribe y la Unión Europea (EU-LAC) de Jefes de Estado y Gobiernos que será en Bruselas los días 17 y 18 de julio de 2023, y donde España ostentará la Presidencia rotatoria del Consejo de la Unión Europea.

“Agradezco esta invitación a Future Energy Summit ahora que la Unión Europea tiene en su agenda un mayor acercamiento al mercado y a las relaciones con América Latina que se expresan en los preparativos de la cumbre que se va a realizar ahora en los próximos días”, declaró el embajador Juan Bolívar Díaz.

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 Genneia colocó tres Obligaciones Negociables (ON) Verdes por un monto equivalente a USD 71 millones, habiendo recibido ofertas por más de USD 126 millones y superando ampliamente su objetivo inicial de USD 40 millones. Este logro ratifica una vez más la sólida confianza que el mercado deposita en Genneia, reafirmando su posición como líder y referente de una transición energética sustentable que asegura la creación de valor para todos los grupos de interés y trabaja para preservar el ambiente.

Estas tres ON ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, para un total de diez bonos verdes de Genneia en dicho panel. De este modo, la empresa refuerza su liderazgo en el mercado argentino de bonos SVS donde ha emitido hasta el momento un valor aproximado de USD 700 millones.

La compañía licitó tres ON Verdes que cumplen con las siguientes características, todas ellas con una calificación AA-.ar de Moody’s Local:

ON Clase XXXIX denominadas en dólares y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable al vencimiento por USD 30,0 millones, tasa de interés fija del 2% y vencimiento a los 5 años.
ON Clase XL denominadas y pagaderas en dólares estadounidenses por USD 10,9 millones, tasa de interés fija del 5,5% y vencimiento a los 2 años. 
ON Clase XLI denominadas en dólares y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable al vencimiento por USD 30 millones, tasa de interés fija del 0%, precio de emisión del 113,2% (rendimiento de -4%) y vencimiento a los 3 años.

Las órdenes provinieron en su mayoría de inversores privados e institucionales interesados en proyectos sustentables que generen un impacto positivo en el medio ambiente y ayuden en la mitigación del cambio climático. Esta operación se realizó bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities, Banco Santander, Banco BBVA, Banco Patagonia, Banco Galicia, BACS, Banco Hipotecario, Balanz, Facimex, MAX Capital y TPCG actuaron como Colocadores.

Genneia continúa con la construcción del proyecto eólico La Elbita (162 MW) en Tandil, provincia de Buenos Aires, y el proyecto solar fotovoltaico Tocota III (60MW), en la provincia de San Juan. Ambos proyectos producirán energía para satisfacer la demanda de grandes usuarios industriales, contribuyendo con el desafío de reducir su huella de carbono. 

En línea con el compromiso de la descarbonización de la economía y la lucha contra el cambio climático, Genneia cuenta hoy con más de 14 proyectos (operativos y en construcción) financiados con bonos verdes que contribuyen al abastecimiento de 942.000 hogares  y alrededor de 1.96 millones de toneladas de CO2 evitadas anualmente.

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En el corazón de la estrategia de Growatt se encuentra su enfoque en la localización. Por esta razón, la empresa tiene planes de duplicar su equipo de ingenieros para finales de este año. La nueva oficina será principalmente la sede del equipo de soporte técnico, y contará con un almacén para el envío de piezas de repuesto.

Frank Qiao, vicepresidente de Growatt, subrayó la importancia de esta estrategia, afirmando: “La localización es de vital importancia para Growatt. Nos permite no solo comprender mejor las necesidades de nuestros clientes, sino también proporcionar un servicio más rápido y eficiente. A medida que seguimos expandiéndonos y adaptándonos a los mercados locales, esperamos reforzar aún más nuestra presencia y nuestras relaciones en México y en toda América Latina."

La presencia de Growatt en México no solo permitirá una mejor ejecución de su estrategia de localización, sino también la oportunidad de ofrecer productos diseñados específicamente para las condiciones locales y mejorar los servicios para los clientes en toda la región de América Latina.

Es importante mencionar que Growatt ha sido reconocido por la empresa internacional de investigación de mercados EUPD Research con el premio Top Brand PV en México, Chile y toda América Latina, un logro que demuestra su compromiso y contribución a la energía sostenible en la región.

Mientras Growatt sigue consolidando su posición como la marca de inversores más recordada, invita a todos los interesados a seguir de cerca sus próximas actualizaciones y a formar parte de su crecimiento en los países de América Latina.

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Como parte de la Agenda de Transición Energética del país, el Consejo de Gabinete aprobó la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados de Panamá (ENHIVE) y que crea el Comité Interinstitucional del Hidrógeno Verde y derivados de Panamá (CIHIVE), a efectos de que se realicen los trabajos necesarios para su adopción e implementación, con el apoyo de las instituciones públicas, universidades, empresas y asociaciones del sector privado.

Esta estrategia nacional busca facilitar el uso de derivados del hidrógeno verde en el transporte marítimo y aéreo, convirtiéndose en el “hub” de energía sostenible a corto, mediano y largo plazo.

También busca posicionar a Panamá como la ruta global de hidrógeno verde y sus derivados, potenciando su ubicación geográfica e infraestructuras para abastecer con energéticos renovables al sector logístico, doméstico, marítimo, aéreo y transporte terrestre, desarrollando a la vez capacidades que permitan establecer un mercado innovador de este sector energético en el país.

ENHIVE proyecta una visión y metas claras para el 2030; 2040 y 2050. Para el 2030 se espera que el 5% de la oferta de bunkering en Panamá provenga del Hidrógeno Verde (H2V) y/o derivados; y producir 500,000.00 toneladas de H2V y sus derivados localmente.

Para el 2040, se espera que el 30% de la oferta de bunkering en Panamá provenga de H2V y/o derivados; y producir 2 millones de toneladas de H2V y sus derivados localmente; además, que el 20% de los vehículos de transporte de carga pesada y maquinaria use H2V y sus derivados.

La proyección al 2050 es que la oferta del bunkering alcance 40% y que la oferta de energéticos para la aviación provenga en un 30% del H2V, derivados y/o SAF.

La Estrategia (ENHIVE) está disponible en nuestra web www.energia.gob.pa o en este link: click aquí

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Enel Colombia y el Distrito trabajan conjuntamente para garantizar un mejor servicio público de energía y atención de calidad a los usuarios, que demandan información o trámites ante la empresa.

Para fortalecer la atención a los usuarios, se implementan soluciones innovadoras que optimizan el Centro de Control y el de Atención, con sinergias entre entidades como la Secretaría del Hábitat que permiten fortalecer el trabajo interinstitucional. Esto deriva en un servicio de energía eléctrica confiable en términos de estabilidad y seguridad para la ciudadanía, además de promover el desarrollo sostenible de la ciudad.

Con el propósito de atender los frentes que garanticen un buen funcionamiento del sistema de distribución de energía en Bogotá y Cundinamarca, se invirtieron en 2022 alrededor de 960 mil millones de pesos en expansión de infraestructura, mantenimiento de redes e instalación de nuevas tecnologías y sistemas. En este mismo sentido y para darle continuidad al plan de mejoramiento, en lo corrido del primer trimestre del 2023 se invirtieron 259 mil millones de pesos en la implementación de soluciones tecnológicas que le permiten a sus más de 3,8 millones de clientes tener un servicio de energía estable con tiempos de atención más rápidos y satisfactorios.

Pero ¿cómo se traducen estas inversiones en beneficios para los clientes? El año pasado se obtuvieron mejoras en la calidad del servicio en Bogotá y Cundinamarca, disminuyendo la duración de las fallas en un 5 %, así como la frecuencia en un 1 % con respecto a 2021. Esto se logró implementando acciones como la construcción de más de 390 km de nuevas líneas de media tensión y la digitalización de redes con más de 600 km de conexión a fibra óptica para 1.149 equipos de telecontrol y 39 subestaciones eléctricas.

Todas estas innovaciones permiten que el personal especializado de Enel Colombia pueda atender la mayoría de las fallas y reconexiones desde su Centro de Control. Desde estas instalaciones, se realiza el monitoreo y control de las redes de distribución en Bogotá y Cundinamarca y se gestionan las intervenciones sobre la red, manteniendo los estándares de seguridad tanto de las personas como de los activos a través de una operación 7*24 los 365 días del año.

Igualmente, a partir de 2022 la compañía invirtió más de 2,3 mil millones de pesos para realizar unas intervenciones de mejora en sus operaciones, con un enfoque a los siguientes tres frentes:

Modernización de las consolas de Operación, con el fin de garantizar una mejora en la Seguridad Operacional y concentración de nuestros operadores, logrando incrementar la capacidad operativa de la sala en un 15%
Actualización del hardware y ofimática para asegurar una mejora en los tiempos de gestión a las cuadrillas en terreno
Modernización de la última versión disponible de nuestro sistema SCADA ST, lo que nos lleva a tener mejores tiempos de atención, oportunidad y eficiencia en cada una de nuestras operaciones.

Estas mejoras en los procesos de atención y distribución de energía en nuestra ciudad permiten una mayor eficiencia energética en el distrito de Bogotá, garantizando un servicio más confiable, rápido y de calidad a los usuarios. Esto tiene impactos positivos tanto en la comodidad y satisfacción de los usuarios como en la contribución al desarrollo energético sostenible de la ciudad.

Enel es uno de los aliados del Distrito Capital para unificar el catastro de redes de servicios públicos que permitirá contar con datos para los distintos proyectos de infraestructura de la ciudad, ya que se podrá tener información georreferenciada de las redes en la ciudad y, sin duda, esto aporta en los procesos de toma de decisiones.

Francesco Bertoli, gerente de Enel Grids en Colombia, afirma que “el 2023 ha sido un año lleno de proyectos ambiciosos e innovadores que, en conjunto con los resultados logrados en 2022, reafirman el compromiso de Enel Colombia como habilitador de la transición energética a través de la prestación de un servicio de energía con estándares de calidad, confiabilidad, seguridad y constante mejora. Es aquí donde nuestro Centro de Control y el de Atención toman toda la relevancia, ya que es allí donde se centralizan las diferentes incidencias y su correspondiente solución”.

Otros proyectos que han permitido mejorar la confiabilidad y la reducción de las fallas, incluyen la instalación de 117 equipos de telecontrol en el 2022, alcanzando un total de 8.112, que permiten gestionar la red de manera remota y automatizar las acciones para minimizar los tiempos de fallas. Adicionalmente, a corte de 2022 se cuenta con más de 75.000 Km de redes aéreas y subterráneas, en baja, media y alta tensión, para atender la demanda.

En materia de atención, El Centro de Atención de Enel Colombia ha invertido en un sistema de atención capacitado a través del canal telefónico 7*24 (línea de Emergencias 115 y Comercial 601-5115115) en donde se recibe un promedio de 900 llamadas al día de usuarios que consultan su estado de facturación y realizan reportes de emergencias asociados a la prestación del servicio de energía.

En cuanto a inversión se refiere, durante 2022 se destinaron más de 18 mil millones de pesos en gestionar las solicitudes y requerimientos de los clientes a través de los diferentes canales de servicio de los que dispone la compañía y el Distrito, tales como el Contact Center, oficinas propias y Red Cade, entre otros. Igualmente, se realizó la construcción de un nuevo centro de servicio ubicado en Santa Librada, invirtiendo más de 1.000 millones de pesos, ampliando así la red de atención; Y a su vez, se realizaron mejoras en el Contact Center, por más de 150 millones de pesos.

Una alianza por el hábitat

Teniendo en cuenta todo lo anterior, las alianzas interinstitucionales cobran vital importancia en la construcción de sistemas de atención confiables en la prestación del servicio de energía. Por esta razón, Enel Colombia y la Secretaría del Hábitat se aliaron en busca de promover la eficiencia del servicio a través del apoyo a profundidad de los sistemas y protocolos de la operación, la eficacia en la gestión de incidencias y la capacidad de respuesta ante situaciones críticas.

El catastro de usuarios y redes es un proyecto que busca consolidar un sistema de documentación, visualización y análisis de datos geográficos de redes, infraestructura y usuarios de servicios públicos, que permitirá robustecer esta herramienta para identificar redes eléctricas, pluviales e interceptación de infraestructura de servicios públicos para conocer las necesidades de cara a futuros desarrollos urbanos.

Enel y el Distrito avanzan en la construcción del Plan Maestro de Hábitat, con se podrá realizar la proyección de necesidades de servicios públicos y garantizar su desarrollo, encaminado a implementar instrumentos de financiación, planeación y políticas públicas de gestión integral del Hábitat, de la infraestructura de servicios públicos y la gestión integral de residuos sólidos, para lograr el equilibrio entre la producción de viviendas, la producción de empleos y la calidad en la prestación de los servicios. Adicionalmente, esto contribuye al cumplimiento de Los Objetivos de Desarrollo Sostenible -ODS- especialmente el # 11 – Ciudades y comunidades sostenibles: ya que esta alianza entre Enel Colombia y la Secretaría del Hábitat promueve la eficiencia del servicio de energía eléctrica creando una ciudad inclusiva, segura, resiliente y sostenible.

“El trabajo en conjunto con nuestras empresas de servicios públicos busca garantizar la adecuada prestación de los servicios tan vitales como la energía y mejorar los canales de comunicación y de atención a las diferentes emergencias. Adicional a esto, nos encontramos en la formulación de nuestro plan de desarrollo de infraestructuras para garantizar nuestras necesidades en el marco de la implementación del Plan de Ordenamiento Territorial”, comenta Nadya Rangel, secretaria distrital del Hábitat.

Para Enel y la Secretaría del Hábitat, la mejora constante en la atención a través del fortalecimiento de la infraestructura eléctrica, con innovación y desarrollo de nuevas conexiones para Bogotá y Cundinamarca, representa un avance en materia de bienestar para sus usuarios, quienes con sistemas de energía más estables pueden compartir más tiempo en familia y garantizar la seguridad de los suyos.

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El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina volvió a tener nuevos proyectos presentados luego de que quedara vacante el llamado del primer trimestre del corriente año- 

Según dio a conocer la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), las firmas 360Energy y Luz de Tres Picos SA (subsidiaria de Petroquímica Comodoro Rivadavia) son quienes ahora compiten por la prioridad de despacho en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Para ser precisos, 360Energy presentó el parque solar 360 Energy Colonia Elía, que tendrá una capacidad instalada de 300 MW en la provincia de Entre Ríos. Aunque la empresa no solicitó prioridad de despacho para la totalidad de la potencia de su central renovable, sino que lo hizo por 175 MW para en el PDI Colonia Elia 132 kV del corredor Litoral. 

Mientras que la subsidiaria de PCR hizo lo propio con el parque eólico La Escondida (Buenos Aires), de 158 MW de capacidad. Pero en este caso, la compañía solicitó entre 48 y 90 MW de prioridad de despacho en el punto de interconexión línea 132 kV Chascomús – Verónica del corredor bonaerense. 

Y cabe aclarar que la potencia máxima en el PDI Colonia Elia es de 300 MW, en tanto que en en la LT 132 kV Chascomús – Verónica, el límite es de 90 MW, de acuerdo a la última actualización del Anexo III de CAMMESA. 

Antecedentes en el MATER

Las dos firmas que se postularon al actual llamado del Mercado a Término de Energías Renovables ya tienen proyectos ganadores en este segmento, principalmente a partir de la segunda mitad del 2021, año en que se aliviaron algunos requisitos para el desarrollo de ese tipo de emprendimientos. 

Luz de Tres Picos cuenta con 44,2 MW de prioridad de despacho en MATER (todos en el 3er trimestre 2021) entre el parque eólico Mataco III (14 MW adjudicados de 36M MW de la primera etapa – 201,6 MW hacia futuro) y el PE Vivoratá con el que poseen 31,2 MW en el mercado entre privados de los 49,5 MW de la primera etapa (tendrá 399 MW al culminar la totalidad del proyecto) 

En tanto que 360Energy también obtuvo su oportunidad en el MATER con 155 MW asignados con prioridad de despacho entre fines del 2021 y mitad del 2022, repartidos de la siguiente manera: 

PS Cañada Honda IV por 5 MW
PS La Rioja por 50 MW
PS La Rioja II por 20 MW
PS La Rioja III por 22 MW
PS Villa Unión por 58 MW

Retraso en la adjudicación de la licitación de renovables RenMDI de Argentina

¿Cómo sigue el proceso? El próximo viernes 28 de julio CAMMESA informará la asignación de despacho, mientras que el 17 de agosto es la fecha límite para el pago de la reserva de potencia y la designación correspondiente (en caso que la hubiera). 

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El gobierno de Chile presentó al Congreso su proyecto de transición energética, con el que se busca  modernizar la regulación del mercado eléctrico y que el sector eléctrico sea habilitante para ser un país carbono neutral al 2050 y dinamizar las economías locales. 

La iniciativa forma parte de la Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética que encabeza la gestión de Diego Pardow, ministro de Energía, y también prevé destrabar algunas dificultades que actualmente atraviesa la industria renovable.

¿Cómo? Mediante acciones “urgentes” para incentivar las inversiones requeridas para la descarbonización, considerando que hay un conjunto de proyectos por más 16 GW de capacidad que poseen RCA vigente pero no fecha de construcción

“El primer pilar está vinculado con el desarrollo eficiente de obras de transmisión, el segundo con adecuaciones del sector eléctrico al cambio climático y, finalmente, la promoción de competencia y fomento al almacenamiento”, aseguró el titular de la cartera energética de Chile. 

Es decir que el proyecto de ley contempla la necesidad de acelerar el paso en infraestructuras habilitantes para la transición, especialmente en transmisión, dado que algunas regiones del país no cuentan con capacidad disponible para transportar la energía renovable generada. 

Ya sea por falta de planificación para tales regiones o mismo para hacerse cargo de redes abandonadas o con atrasos importantes, como por ejemplo la línea Charrúa – Chillán que no posee avance a pesar que sea una obra aprobada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) correspondiente al plan de expansión 2018. 

Además, tal como adelantó Energía Estratégica a mediados del mes pasado (ver nota), la iniciativa del Poder Ejecutivo fomentaría la mega licitación de almacenamiento de gran escala anunciada días atrás por Gabriel Boric a través de un artículo transitorio que habilite a la CNE a desarrollar un proceso de licitación por única vez “que responda al diagnóstico común establecido en distintos instrumentos de política pública”.

“Este es el proyecto de ley que lo viabiliza y nadie del sector renovable discutirá la necesidad de desplegar sistemas de almacenamiento, la congestión de nuestras líneas de transmisión en 8 de 24 horas del día”, manifestó Pardow.

“El storage es una necesidad y así queda reflejado en nuestra planificación de largo plazo. ¿Por qué a través de una licitación? Porque el tiempo es apremiante en la transición y, por ello, significa que después de largas conversaciones con actores, especialmente del mundo financiero, los proyectos de almacenamiento, al menos stand alone, están sometidos a un efecto de canibalización”, agregó.

Y continuó: “Sus ingresos por arbitraje de precios dependen mucho de lo que hagan otros proyectos, de que se vayan situando conjuntamente. Es parte de las reglas del juego, pero también por ello es difícil encontrar financiamiento externo para un emprendimiento de esas características y, por lo tanto, toma más tiempo y se carga excesivamente del lado del capital”. 

Con ello se proyecta replicar un mecanismo ya conocido para el sector y brindar certidumbre de las zonas y precios de los sistemas de baterías y mirar al 2024 con “mayor tranquilidad” respecto de los compromisos renovables y climáticos del país. 

Otras normativas 

El PdL reformula el proceso de Planificación Energética a Largo Plazo (PELP), la incorporación de nuevo concepto de la operación coordinada tal como la “operación baja en emisiones”, la modificación del proceso de estudio de franjas y de la definición de potencia de punta. 

Pero a su vez, el gobierno de Chile propuso redefinir la reasignación de ingresos tarifarios por retrasos de líneas de transmisión y por acumulación de renta extraordinaria, mediante la modificación al Art. 114° bis de la Ley General de Servicios Eléctricos más una disposición transitoria de aplicación inmediata. 

VER PRESENTACIÓN DEL MINISTERIO DE ENERGÍA

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La Empresa Generadora Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID) ha experimentado un crecimiento significativo en el mercado eléctrico dominicano. En lo vinculado a la expansión de su parque de generación, está llevando a cabo un importante despliegue de nuevos proyectos de energías renovables.

En una entrevista con Energía Estratégica, Rafael Salazar, administrador general de EGEHID, compartió los avances y la posición estratégica que tiene la empresa en relación a los nuevos proyectos.

En exclusiva, el administrador de la EGEHID reveló que se encuentra en una posición estratégica en el sector energético dominicano, avanzando con proyectos renovables que abarcan diversas tecnologías.

Según precisó, en tecnología hidroeléctrica avanzan con La Gina (0,6 MW), Artibonito (50,8/52MW), Guayubin (1,8/2MW) y Las Placetas (204 MW/300MW); además de otras obras en seguridad en presa como en el Vertedero Bao, soluciones de Sedimentación en Tavera – Presa de Boma y manifestaciones de interés con el embalse de Valdesia, Aguacate, Altillo y Rincón para trabajar la limpieza de esos embalses.

Adicionalmente a los proyectos antes mencionados, la empresa se ha adentrado en la energía solar, eólica e hidro-bombeo, aprovechando sus instalaciones existentes, combinando diferentes fuentes de energía en un esfuerzo por maximizar la producción y contribuir a la estabilidad del sistema eléctrico nacional.

En detalle, entre proyectos en marcha y otros en etapas avanzadas de desarrollo actualmente suman 10, dos de tecnología eólica, cinco solares y tres de hidrobombeo:

Brazo Derecho Solar Fotovoltaico de 3 MW  (ingresa en octubre/noviembre 2023)
Brazo Derecho Eólico de 9/10 MW  (se realizará tan pronto finalice el solar)
Parque Eólico Tierra Nueva de 50 MW
Domingo Rodríguez Solar Fotovoltaico de 20 MW
Sabaneta Solar Fotovoltaico de 20 MW
Sabana Yegua Solar Flotante de 10 MW
Sabana Yegua Solar de 20 MW
Hidrobombeo Sabaneta Solar de 100 MW
Hidrobombeo Sabana Yegua de 100 MW
Hidrobombeo Camú-Guaigüí de 300 MW

De esta manera, el enfoque en la generación hidroeléctrica, combinado con la incursión en energía solar, eólica e hidro-bombeo, permite a la EGEHID contribuir en el fortalecimiento del sistema energético del país, brindar estabilidad y contribuir al desarrollo nacional.

Según explicó el administrador, su apuesta por diversificar su parque de generación renovable ha sido impulsado por la meta establecida por el gobierno de eliminar los apagones en el país, brindando electricidad disponible las 24 horas del día a todos los consumidores, tanto residenciales como industriales y comerciales.

En ese sentido, EGEHID está desempeñando un papel estratégico al garantizar el suministro en momentos en que el sistema eléctrico nacional no tiene la capacidad suficiente para cubrir la demanda. Esto es especialmente relevante durante las horas pico, cuando la precariedad del sistema energético se hace evidente debido a la limitada capacidad instalada en comparación con el consumo.

“En situaciones donde alguna planta sale de funcionamiento por mantenimiento o avería, EGEHID interviene para asegurar que no haya apagones y que la energía esté disponible para todos los usuarios del sistema”, aseguró Rafael Salazar.

Además de enfrentar los desafíos relacionados con la capacidad de generación eléctrica, EGEHID ha tenido que gestionar la escasez de agua debido a la sequía que ha afectado al país en los últimos meses.

Dado que buena parte de la matriz energética proviene de fuentes hídricas, la administración del agua se vuelve crucial para garantizar su disponibilidad en los momentos de mayor demanda. En tal sentido, el administrador de la EGEHID garantizó que la empresa trabaja en estrecha colaboración con el Gabinete Eléctrico y la Unidad Coordinadora para realizar el despacho diario de la energía disponible, considerando las condiciones del sistema y la demanda del momento.

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LONGi Solar Technology Co., Ltd. y CELTEC S.A, distribuidor mayorista solar en Panamá, han firmado un importante acuerdo de distribución por 50 MW, que pretende abastecer al demandante mercado fotovoltaico de pequeña escala en Centroamérica, con módulos solares de última generación que se convertirán en la pieza estratégica para el desarrollo de nuevos proyectos residenciales, comerciales e industriales.

Para LONGi, esta alianza representa el compromiso de la empresa por contribuir a la transición energética y el desarrollo sostenible de la región.

El fabricante líder fotovoltaico ha encontrado en CELTEC un aliado estratégico que comparte sus valores y su misión por hacer que la energía limpia sea igualmente accesible y asequible para todos.

Este acontecimiento tuvo lugar durante la presentación de la serie de módulos fotovoltaicos Hi-MO 6 en Panamá, un producto sólido y un best seller en el mercado distribuido que incorpora la novedosa tecnología de celdas solares de alta eficiencia HPBC (Hybrid Passivated Back Contact), única por su diseño sin busbars en la parte delantera que lleva la estética del módulo más allá de lo visto en el mercado.

Acerca de CELTEC

CELTEC es una compañía panameña dedicada a la venta y distribución de los materiales necesarios para el desarrollo de proyectos solares en diferentes escenarios. Con una vasta experiencia en proyectos de generación distribuida (GD), la compañía ofrece confianza y estabilidad para todos sus clientes.

Darío Torres, CEO de CELTEC, mencionó que “nuestros planes de expansión incluyen la apertura de operaciones en cada país de Centroamérica con personal en sitio, ofreciendo servicio de soporte y calidad a las empresas instaladoras. Tenemos el objetivo principal de ofrecer los precios más competitivos para que estas mismas empresas puedan trasladarlos al consumidor final, acelerando así la transición energética de Centroamérica que tanto se necesita”.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de » Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com

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Según PV Inverter Market Tracker de S&P Global Commodity Insights, Growatt ha asegurado su posición número 1 en envíos globales de inversores residenciales en 2022.

Además, la compañía se ubica entre los 4 principales proveedores de inversores fotovoltaicos a nivel mundial, lo que indica su sólida ganancia en el sector comercial. y el sector solar industrial (C&I).

Con más de 12 años de experiencia y un sólido equipo de I+D compuesto por más de 1.100 ingenieros, Growatt está a la vanguardia de las innovaciones tecnológicas y de productos para la energía solar residencial.

«Nuestros inversores residenciales combinan fiabilidad, inteligencia y alta eficiencia, y sus características compactas y livianas facilitan una instalación perfecta para los instaladores», destacó Lisa Zhang, vicepresidenta de marketing de Growatt.

Con un diseño elegante y fácil de usar, sus productos han ganado una inmensa popularidad entre los hogares de todo el mundo.

Más allá de empoderar a los hogares, Growatt continúa logrando avances significativos en C&I y plantas fotovoltaicas a gran escala, reforzando su posición entre los 4 principales proveedores de inversores fotovoltaicos del mundo.

La serie de inversores MAX, una de las carteras destacadas de la empresa, ofrece rendimientos altos y estables a los inversores al tiempo que reduce los costes de operación y mantenimiento a través de sus potentes e inteligentes funciones.

Con sus soluciones de inversores fiables y robustas, Growatt ha aumentado su cuota de mercado global hasta el 4,7 % en 2022, según las estimaciones de S&P Global Commodity Insights.

Al comentar sobre los logros, Lisa Zhang destacó que con sus productos instalados en más de 180 países en todo el mundo, Growatt ha establecido una sólida red de soporte local de 42 sitios representativos en todo el mundo para ofrecer un servicio de soporte eficiente y la mejor experiencia al cliente para los clientes.

«Nuestro objetivo es permitir que todos se beneficien de la energía sostenible y, al proporcionar productos y servicios fiables, construimos una colaboración mejorada con socios de ideas afines en todo el mundo para acelerar la transición energética», agregó Zhang.

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Amara NZero, grupo multinacional, especialista en energías sostenibles y proveedora integral de productos y servicios para proyectos relacionados con la Transición Energética, abre nueva delegación en Bogotá y un centro de almacenamiento en Cali, apostando así por un mercado en pleno crecimiento y con una importante proyección a corto y medio plazo.

El grupo, con sede central en España y fuerte implantación en México y Brasil, tiene presencia en 8 países en los que actúa como partner estratégico para proyectos de Transición Energética desde sus tres divisiones: Renovables/Descarbonización, Electrificación/Digitalización y Servicios para la Transición Energética.

Como colaborador de sus clientes, los auténticos actores de la Transición, Amara NZero ofrece no sólo productos y servicios, sino que va más allá con una oferta de soluciones enfocadas a impulsar y facilitar la actividad, con formación, potentes herramientas digitales y servicio de financiación.

En palabras de Gonzalo Errejón, CEO Grupo Amara NZero, “tenemos una decidida apuesta por Colombia. Un país que, además de contar con un regulación clara y estable en materia de sostenibilidad, está altamente comprometido con la misma, así como con la transición energética. Un compromiso que compartimos plenamente ya que alcanzar el objetivo NET ZERO es el mayor legado que podemos ofrecer a las futuras generaciones. Creemos también que Colombia puede convertirse en plataforma para nuestra expansión en LATAM”.

Tal y como destaca Sergio Buganza, CEO México y Colombia, “Este compromiso, nos mueve a seguir evolucionando constantemente, para ser el colaborador estratégico idóneo en los proyectos relacionados con ella, actuando en proyectos renovables, de solar fotovoltaica, eólica y con una amplia oferta de servicios enfocados a estos proyectos”.

Por su parte, Leonardo Morales, director comercial de Amara NZero Colombia, señala: “Nuestra incursión en el mercado de Colombia no es sólo un paso más en nuestro crecimiento empresarial, sino una muestra de nuestro compromiso a largo plazo con nuestra misión de lograr un mundo ambientalmente neutro en emisiones en 2050”.

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PV Evolution Labs (PVEL), laboratorio de pruebas de fiabilidad de terceros de renombre mundial, publicó su tarjeta de puntuación de fiabilidad de módulos fotovoltaicos 2023, y Trina Solar fue reconocida una vez más como Top Performer entre los fabricantes mundiales por el rendimiento de sus módulos Vertex N 605W. 

Utilizando parámetros rigurosos, PVEL publica cada año el PV Module Reliability Scorecard, proporcionando abundantes datos e investigaciones a la industria que ayudan a guiar su desarrollo, un papel apreciado por todas las partes interesadas.

Tras recibir el galardón, en conversaciones con Energía Estratégica,  Álvaro García-Maltrás, director general para América Latina y el Caribe en Trina Solar destaca: “Es un orgullo y una satisfacción que se reconozca este tipo de tecnología avanzada que estamos aplicando a nuestros módulos”

“No en vano, la inversión de Trina en investigación y desarrollo es de aproximadamente 5,4% de nuestra facturación, un número muy significativo. Cuando nuestras soluciones dan sus frutos se reafirma que vamos por el camino correcto y que merece la pena dedicar esfuerzos y tiempo en continuar mejorando nuestros productos”, agrega

En efecto, todos los módulos de prueba de Trina Solar, tanto los de tipo P como los de tipo N, obtuvieron unos resultados excepcionales en pruebas como LID+LETID y secuencia de tensión mecánica. 

De todas sus soluciones, el módulo Vertex N 605W, que combina la tecnología i-TOPCon Advanced y la tecnología de 210 mm, fue el que obtuvo los mejores resultados en las pruebas DH y PID. 

Este módulo es altamente compatible con seguidores, lo que ofrece una flexibilidad óptima en proyectos a escala comercial en los terrenos más complejos y maximiza el valor para el cliente con un LCOE más bajo.

“Mejorar constantemente nuestras soluciones es parte del ADN de Trina Solar. Este módulo genera más energía, degrada menos, se comporta mejor ante altas temperaturas y es más eficiente”, asegura  García-Maltrás.

Además, la compañía fue reconocida como una de las empresas con mejores resultados en casi todas las categorías en las que se probaron sus módulos.

De esta forma, el galardón refleja no sólo la calidad de sus módulos, sino también la confianza que los clientes de todo el mundo depositan en ellos. 

Trina Solar ha sido reconocida en otros lugares por el excelente rendimiento de sus productos, su innovación tecnológica y su alta bancabilidad, con una calificación del 100% durante siete años consecutivos por BNEF, y ha recibido la calificación AAA, la más alta, en el informe Module Tech Bankability Ratings de PV-Tech.

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Ginlong (Solis) Technologies, uno de los productores de inversores más experimentados del mundo, ha sido clasificado como el tercer fabricante de inversores más grande del mundo por segundo año consecutivo. Este último éxito se basa en una serie de premios y reconocimientos para Solis durante los últimos 18 meses.

Recientemente, la empresa fue presentada con el sello «top inverter brand 2023» para Bélgica por la respetada organización de investigación de mercado mundial, EUPD; habiendo obtenido recientemente el mismo sello para los Países Bajos y Sudáfrica.

Este es el octavo año consecutivo en el que Solis ha sido reconocido por el EUPD, basado en 100,000 entrevistas en más de 50 países. Al reflexionar sobre el desempeño de la compañía en 2022 y más allá, Sandy Woodward, Gerente General de Solis para Europa y Sudáfrica, dijo:

«Estoy encantado de que Solís haya sido clasificado tan alto por otro año, y que hemos mantenido nuestra posición como el tercer fabricante de inversores más grande del mundo. Estoy particularmente orgulloso de nuestro progreso durante 2022 en el segmento de inversores de almacenamiento de energía, en el que Solis logró un crecimiento interanual de más del 500 por ciento; representando el 18 por ciento de nuestros ingresos operativos totales».

«Esta notable expansión se puede atribuir en primer lugar a nuestro dedicado equipo de más de 4500 personas en todos los continentes principales, pero también a nuestro alto reconocimiento de marca, fuerte competitividad de canales y un profundo compromiso con la I+D (Investigación y desarrollo)».

En 2022, el gasto en I+D de la compañía aumentó significativamente en un 74 por ciento, alcanzando una inversión total de USD 45 millones. Solis actualmente cuenta con una capacidad de producción anual de 40GW, que está programado para duplicar a 80GW en julio de 2023.

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En el marco del Future Energy Iberian Renewable Summit que tuvo lugar en Madrid, diferentes players de envergadura explicaron que la expansión renovable en Latinoamérica como efecto del nearshoring se ha convertido en una oportunidad para Europa.

Uno de ellos fue Luis Rafael Ordoñez Segura, CEO de Telener 360, compañía que diseña, fabrica, instala y mantiene torres de recurso eólico y meteorológico en diferentes países del mundo.

De acuerdo al especialista, si bien es más complejo desarrollar proyectos eólicos en América Latina que en Europa porque requieren diversas condiciones de medición y un marco regulatorio claro que otorgue certeza jurídica, existe un gran potencial en la región.

“Aunque en la actualidad existe menor cantidad de torres eólicas en Latinoamérica que antes, hemos desarrollado torres muy complejas y muy altas al día de hoy en Latinoamérica”, reveló.

De esta forma. revela la cartera de proyectos que han desarrollado desde la compañía.: “Empezamos en México con torres eólicas desde 80 a 100 metros, velocidades de diseño de 34 metros por segundo y hoy en día estamos en República Dominicana y en Puerto Rico con torres de 140 metros y 70 metros por segundo”. 

“También tenemos proyectos en Magallanes (Antártica chilena) en condiciones muy complejas por el tema del hielo y en Norteamérica desarrollamos una torre de 180 metros”, agregó.

La compañía cuenta con más de 200 torres meteorológicas levantadas, incluyendo las fases de diseño, ingeniería, instalación, monitoreo, operación y mantenimiento. 

Actualmente brindan servicios de mantenimiento a más de 20 torres meteorológicas con SCADA a través de registradores de datos CR.

No obstante, el experto señaló que el establecimiento de un marco regulatorio adecuado es fundamental para impulsar el desarrollo de proyectos eólicos en Latinoamérica. Esto implica la promulgación de leyes y regulaciones que fomenten la inversión en energía eólica y establezcan condiciones claras para su desarrollo. 

Una normativa sólida proporciona certeza jurídica, facilita los procesos de obtención de permisos y establece incentivos y mecanismos de financiamiento para los proyectos.

Bajo esta premisa, el experto argumentó: “Si bien tiene validez técnica, el LiDAR todavía no llega a implantarse como una metodología madura en Latinoamérica. Por ello, como empresa tomamos la decisión de hacer una torre de 210 metros en el sur de Texas como a 100 km de México para poder llevar a cabo proyectos de verificación y calibración”.

Con este tipo de desarrollos, el objetivo es tener mayor fiabilidad y menor movilidad de los LiDAR  para la verificación.  

La importancia del capital humano en proyectos utility scale

Para el especialista, el capital humano con experiencia en energías renovables es fundamental para la planificación y ejecución exitosa de proyectos eólicos.

“El factor más relevante de las inversiones es el capital humano. Tuvimos la oportunidad de hacer proyectos en varios países en Chile, Argentina y Colombia donde los jóvenes tienen una capacidad muy valiosa”, comenzó,

“Solo les hace falta tener más movilidad hacia Europa y Estados Unidos para que puedan incorporar más conocimiento y puedan regresar a sus países y eficientar el desarrollo de nuevos proyectos“, concluyó.

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Días atrás, se llevó adelante la Sesión Ordinaria de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) del mes de junio (ver transmisión), para discutir y tomar decisiones sobre el rumbo que tomará el sector energético nacional.

Si bien la CRE otorgó una serie de permisos para generar energía eléctrica, entre los cuales se destacan el proyecto de abasto aislado de Audi en Puebla y otro por parte del gobierno mexicano, la mayoría de los permisos solicitados siguen siendo rechazados.

De acuerdo a la Manifestación de Impacto Ambiental (MIA) por parte de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat), el proyecto de Audi en Puebla consiste en la generación de energía eléctrica mediante la construcción y operación de un parque solar integrado por obras permanentes como lo son la instalación de nueve mil 620 módulos fotovoltaicos bifaciales de alta eficiencia con potencia nominal de 540 MW cada uno, que se distribuirán aproximadamente en 164 filas para generar cinco mil 195 kilowatts de corriente directa y cuatro mil 200 kilowatts en corriente alterna.

Con la construcción de este parque solar, Audi busca reducir el consumo de energía eléctrica proveniente de fuentes térmicas y sustituirlo por generación renovable en sitio, en línea con sus compromisos ambientales por descarbonizar la actividad. En efecto, el año pasado, la empresa prometió fabricar autos eléctricos en Puebla para lograr la reducción de la huella de carbono en sus productos volcándose hacia la electromovilidad.

En diálogo con Energía Estratégica, un consultor experto del sector energético explica: «La liberación del proyecto de abasto aislado de Audi tiene que ver con un seguimiento constante por parte de los privados hacia las instancias gubernamentales que forman parte del proceso. Este proyecto llevaba detenido desde marzo de 2022 debido a que la CRE no había liberado el permiso de generación pertinente”.

«Por otro lado, la denegación de permisos para empresas con intenciones de generar energía renovable es una constante. Hace años que no se aprueban y los proyectos a nivel utility scale se han estancado. Por ello ha crecido tanto la generación distribuida: debido a que si instalas un proyecto menor a 500 kW no necesitas un permiso generación por parte de la CRE», agrega.

Para el experto, existe un fuerte apetito por invertir en proyectos renovables en México. Solo se necesita claridad y seguridad política de no se van a cambiar las reglas de juego y que entes actuarán conforme a los procesos regulados.

En este clima tan complejo para el avance de proyectos renovables, el analista sugiere: “Es muy importante ser muy meticuloso y tratar de no equivocarse en nada. Debido a que cuando se solicita algún trámite ante entidades gubernamentales hasta un error en una coma relacionado a tu razón social, o una fecha, te impide seguir avanzando en el proceso. Hay que ser muy meticulosos con la documentación e información compartida para ayudar a estas entidades con sus actividades y evitar para que existan justificaciones para no no darte la habilitación”.

“Las industrias de México no están listas para tomar esas acciones solas. Necesitan de consultores que las apoyen para no quedar atoradas. Conozco empresas que llevan 5 años tratando de llevar a cabo algún proceso ante estas entidades y aun no lo logran”, agrega

De todas formas, el especialista es optimista y cree que la situación cambiará en el futuro: “Por los efectos del nearshoring vamos a llegar a un punto en el que la Unión Europea, y socios comerciales como Estados Unidos y Canadá nos van a presionar. No nos dejarán exportar si no cumplimos con ciertos estándares y ahí el Gobierno deberá cambiar su actitud».

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DAS Solar, en colaboración con ocho empresas fotovoltaicas, ha lanzado conjuntamente una iniciativa para estandarizar las dimensiones de los módulos rectangulares de obleas de silicio.

Después de la discusión, se llegó a un consenso unánime sobre las dimensiones estandarizadas y la distancia del orificio vertical del lado largo para los módulos de obleas de silicio rectangulares.

Como marca fotovoltaica de primer nivel, DAS Solar se esfuerza por reducir costos, mejorar la eficiencia y acelerar la integración de la cadena de valor de la industria, facilitando así una nueva fase de colaboración con asociaciones dentro del ecosistema fotovoltaico.

Al abogar por la estandarización de las dimensiones de los módulos, las empresas pueden 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.

Promover la estandarización de las dimensiones de los módulos rectangulares de obleas de silicio es crucial para abordar los desafíos que surgen de las variaciones de tamaño. Sobre la base de la sinergia colaborativa dentro del ecosistema fotovoltaico, DAS Solar y las empresas fotovoltaicas líderes llevaron a cabo investigaciones y debates en profundidad.

El módulo rectangular de 72 celdas de DAS Solar adoptará unas dimensiones de 2382 mm x 1134 mm, lo que ofrecerá un apoyo valioso para la búsqueda de estandarización y armonización de la industria en toda la cadena de valor.

Como líder en tecnología de tipo N, DAS Solar optimizó las dimensiones de los módulos con ocho empresas fotovoltaicas, mejoró la encapsulación de módulos e introdujo un diseño de módulo 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.

Actualmente, las celdas TOPCon tipo N de DAS Solar logran una eficiencia de conversión promedio superior al 25,6 %, mientras que los módulos de 72 celdas brindan una potencia de salida superior a los 620 W, con una impresionante eficiencia de conversión del 23 %. Estos avances permiten menores costos por vatio, lo que reduce significativamente el costo por kilovatio hora de electricidad generada.

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La Agencia Danesa de Energía, con el apoyo del Ministerio de Minas y Energía (MME), y la participación de entidades relevantes en el proceso competitivo de energía eólica costa afuera en Colombia, llevó a cabo un espacio de transferencia de conocimientos sobre asuntos  relacionados con evaluación ambiental estratégica y relacionamiento con comunidades pesqueras.

A través de esta mesa de trabajo, que contó con la participación de más de 30 personas pertenecientes al MME, la ANH , Dimar, ANLA, Invemar y MinAmbiente, se abordaron los pasos para el primer proceso de asignación de permiso de ocupación temporal relacionados con los licenciamientos ambientales y los impactos en comunidades pesqueras que deben considerarse.

Esta actividad hace parte de los espacios de intercambio de experiencias y soporte técnico concretados con la Agencia Danesa de Energía, durante la misión legal desarrollada en Colombia el pasado mes de junio relacionada con la preparación del primer proceso competitivo de energía eólica costa afuera en Colombia.

En esta misión también se desarrollaron mesas de trabajo conjuntas entre la Dirección General Marítima (DIMAR), la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y el MME, sobre asuntos relacionados con la estructuración de pliegos para el proceso competitivo de permiso de ocupación temporal, criterios de asignación, estabilidad regulatoria y requisitos para las diferentes fases del proyecto, entre otros.

“Tanto la misión legal como las mesas de trabajo interinstitucionales se reciben en el marco del plan de cooperación entre el Ministerio de Minas y Energía, la Embajada de Dinamarca y la Agencia Danesa para impulsar la transición energética justa en Colombia, y permite, entre otros aspectos, que nuestro país tenga acceso a la gran experticia de la Agencia para así fortalecer el proceso competitivo de energía eólica costa afuera.” afirmó la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres.

En este sentido, el Embajador de Dinamarca en Colombia, Erik Høeg destacó que “Dinamarca lleva los últimos 2 años poniendo gran atención sobre Colombia y su desempeño energético. Nuestra cooperación bilateral está avanzando fuertemente y estoy muy contento de arrancar esta nueva etapa con visitas estratégicas de nuestra agencia de energía para avanzar en el desarrollo técnico del sector”.

Dinamarca es un referente mundial en el desarrollo de la energía eólica costa afuera desde hace más de 30 años. Recientemente, en este país se anunció la licitación de un mínimo de 9GW adicional de energía eólica costa afuera para su construcción antes del 2030. Por su parte la Agencia Danesa es la encargada de desarrollar la planificación, las evaluaciones ambientales y otros estudios, sobre las áreas identificadas.

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Quedó inaugurado oficialmente el Parque Solar Fotovoltaico ubicado en La Calera, a 72 km de la capital de San Luis, creado gracias a la alianza entre las empresas Cementos Avellaneda S.A. (CASA) y la compañía líder en servicios de generación de energía, Industrias Juan F. Secco.

Se realizó un evento interno con 36 representantes de ambas empresas, directores, gerentes y líderes de los equipos que formaron parte del desarrollo, la gestión y la puesta en marcha.

Está emplazado en un predio de 49 hectáreas con alto potencial para la generación fotovoltaica por su ubicación geográfica y condiciones climáticas favorables.

El proyecto renovable cuenta con 46.800 paneles solares monocristalinos bifaciales y una capacidad instalada de 22 MW que evitará la emisión a la atmósfera de 22.600 toneladas de CO2 anuales. Además contribuye al abastecimiento eléctrico de la planta industrial de Cementos Avellaneda. Durante todo el desarrollo estuvieron involucradas más de 240 personas y se requirió una inversión de U$D 25 millones.

“La puesta en marcha del Parque Solar La Calera representa todo un hito dentro de los objetivos de sostenibilidad de nuestra empresa y nuestro plan de descarbonización a lo largo de todo el ciclo de vida de nuestros productos. Nos va a permitir abastecer el 55% de la demanda eléctrica de nuestra Fábrica con energía renovable, generada en nuestro propio predio, reduciendo nuestras emisiones de CO2, de manera equivalente al CO2 absorbido por más de 300 mil árboles en un año”, afirmó José Luis Maestri, Director General de Cementos Avellaneda.

“Fue clave para el éxito de este proyecto, haber podido encontrar un socio estratégico como Industrias Juan F. Secco S.A., una empresa argentina con más de 80 años de historia y experiencia en el sector energético, que nos aportó todo su profesionalismo y compromiso”, agregó.

Industrias Secco opera tanto a nivel nacional como internacional, y posee más de 250 centrales de generación de energía y compresión de gas, y lleva más de 1.500 MW y 225.000 HP instalados.

“Desde hace ya muchos años en SECCO apostamos por la generación de energía verde, especialmente por las de fuente solar”, explica Georgina Balán, Directora de Planeamiento Estratégico de SECCO.

“Así lo refleja la gran cantidad de proyectos solares que estamos desarrollando y, en este puntualmente hemos encontrado en Cementos Avellaneda un aliado estratégico fundamental con quienes compartimos los mismos valores de empresa y el compromiso con la concreción de un verdadero futuro sustentable”.

Cementos Avellaneda es una empresa con más de 100 años en el mercado, dedicada a la fabricación y comercialización de productos para la construcción (cementos, cales, hormigones, pegamentos, morteros, pastinas y áridos). La compañía ha estado siempre comprometida con ofrecer productos de la más alta calidad, y ha alcanzado estándares de excelencia mundial como resultado de la importante inversión en el desarrollo tecnológico, priorizando la sostenibilidad en cada fase del proceso productivo.

La empresa apostó a la sustentabilidad con una importante inversión en modernas tecnologías para desarrollar sus procesos productivos, disminuyendo la huella ambiental a lo largo de toda la cadena de valor, impulsando la economía circular a través del coprocesamiento y la protección y preservación del entorno natural mediante acciones de remediación y rehabilitación en sus yacimientos.

La inauguración de este Parque Solar posiciona a Cementos Avellaneda como una cementera pionera en Argentina en proyectos de sostenibilidad y utilización de energía eléctrica renovable generada a gran escala en su propia planta “La Calera”. También se convierte en la primera empresa cementera del país en lograr la autogeneración a partir de un contrato de provisión de energía con un tercero.

Por su parte, y en diferentes lugares del país, Secco apuesta con sus servicios a la generación de energía limpia trabajando con la última tecnología en proyectos solares, de aprovechamiento de biogás de diferentes orígenes (relleno sanitario, aguas servidas o desecho de animales) y de cogeneración o híbrida. También fueron pioneros en soluciones con almacenamiento de energía siempre con el fin de ofrecer soluciones a medida de cada cliente.

Este proyecto refleja el compromiso de ambas empresas en acompañar el desarrollo de las energías renovables en nuestro país y el incremento de puestos de empleo verde, lo que las posiciona como líderes en soluciones innovadoras con foco en la sostenibilidad.

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El probable tránsito de un mercado de costos auditados, actualmente vigente, a uno de ofertas, es un tema que el Coordinador Eléctrico Nacional volvió a poner sobre la mesa a raíz de su llamado a una licitación internacional para contar con un estudio para el diseño de un mercado mayorista de energía en base a ofertas. Si bien Chile fue pionero en los años ochenta con la apertura de los mercados hacia la competencia, ha frenado ese impulso precursor y con ello se ha masificado el constante juicio de la industria respecto a que la regulación no está actualizada según los retos y exigencias de nuestro sistema eléctrico que ha mutado desde uno hidrotérmico a otro con un alto componente de energías renovables.

Esta crítica tampoco estuvo ajena en el webinar organizado por ACEN denominado “Los desafíos de transitar hacia un mercado marginalista de ofertas”, oportunidad en que los panelistas coincidieron además en que la transición hacia un mercado de ofertas surge como una necesidad en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) frente a los desafíos que significan valorizar adecuadamente las energías renovables o aquellas que se almacenan.

Según Matías Negrete-Pincetic, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la UC, éste sería un cambio de relevancia que involucraría un vuelco radical en cómo se ha operado el sistema durante décadas. “Un esquema de mercado basado en ofertas ciertamente facilita la integración de nuevas tecnologías y entrega una mayor posibilidad de gestionar sus propios riesgos a los agentes. Su implementación requiere ponderar los beneficios y riesgos, un diseño adecuado y, lo más importante, una correcta ejecución con expectativas claras de plazos y recursos asociados”. 

En su presentación, Negrete-Pincetic propone una transición basada en 3 etapas en que destacó “que la operación en tiempo real no esté basada en el uso de la lista de orden de mérito, sino que sea con el uso de mecanismos de despacho más automatizados, que es algo en que el Coordinador está trabajando. Un aumento de la granularidad de los precios. Ojalá tener tanto para la energía como para los sistemas complementarios bloques de 1 hora y no estos bloques de varias horas que tenemos en la actualidad. Que el cálculo mismo del costo marginal emerja de modelos y no de medidas heurísticas que se aplican a esta lista de mérito”.

El diseño de este probable mercado de ofertas requiere de cambios en la regulación, para que ésta no se transforme en un verdadero cuello de botella, continuó el profesor de la UC. Los estudios prevén que las 3 etapas podrían implementarse en alrededor de 4 años, siempre y cuando ya esté resuelto el tema regulatorio. 

Por su parte, Andrea Kuster, Legal Counsel en Grenergy Renovables, mencionó “que se pueda obtener la información en forma descentralizada, como en un mercado de ofertas, puede ser una ventaja frente a un escenario donde se observa que es más costoso y complejo poder auditar los costos. Un mercado estructurado en ofertas, si está correctamente implementado, podría llevar a que los participantes trabajen por una eficiencia en sus costos para poder presentar las mejores ofertas”.

En la práctica, bajo el esquema de costos auditados, señaló Iván Rudnick, director de Nuevos Negocios en Systep, que “el que tiene que auditar, el Coordinador, tiene que tratar de descubrir cuál es el costo real de las empresas y eso en un escenario donde hay miles de unidades, hay nuevas tecnologías, es casi imposible. Por otro lado, en el mercado de ofertas deberían generarse las condiciones para que no haya abuso de posición de poder de mercado. El gran desafío que vemos en los dos esquemas es que los distintos actores presenten sus costos reales de producción”.

Al respecto, Rudnick señaló que, si se logra que los costos reales se reflejen en este mercado mayorista, “se dan las señales adecuadas para que nuevos actores entren, se logre más eficiencia y eso en el largo plazo lleva a menores costos en el suministro, ya sea por la señal del costo marginal como también por los costos laterales, que cada vez más van aumentando”. 

Kuster aclaró que hacer el monitoreo de las barreras regulatorias que puedan existir es un punto relevante en la implementación del mercado de ofertas y, pese a que la dilación en la discusión regulatoria puede ser un obstáculo poderoso, según Negrete-Pincetic, “ya debiésemos trabajar en todas las mejoras habilitantes para un potencial cambio a una transición de ofertas y eso va a mejorar el sistema sí o sí”. 

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Innergex Energía Renovable obtuvo recientemente el primer lugar en la clasificación 2023 de Corporate Knights, de los 50 mejores ciudadanos corporativos de Canadá.

El ranking anual de desempeño de sustentabilidad corporativa reconoce a las corporaciones canadienses que llevan a cabo una forma más humana de capitalismo, priorizando a las personas y al planeta, y transformando los negocios en una fuerza para el bien.

“Es un honor ser reconocido como el Mejor Ciudadano Corporativo de Canadá. Como productor de energía 100% renovable durante más de 30 años, este premio confirma que nuestro modelo de negocio que equilibra a las personas, nuestro planeta y la prosperidad, es una de las principales herramientas que tenemos para abordar la crisis climática”, señaló Michel Letellier, Presidente y Director Ejecutivo de Innergex.

“Nuestro compromiso con la sostenibilidad es una fuerza impulsora en todo lo que hacemos en Innergex. A medida que avanzamos en nuestro viaje hacia el cero neto junto con las comunidades indígenas y locales, continuaremos aumentando la transparencia en nuestras prácticas de informes, ya que creemos que se lo debemos a nuestros socios, inversionistas y partes interesadas, para proporcionar una contabilidad más completa del impacto ambiental y social de Innergex”.

Los compromisos y difusiones de sostenibilidad de Innergex están guiadas por los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas (UNSDG) y alineados con el Consejo de Normas de Contabilidad de Sostenibilidad (SASB) y el Carbon Disclosure Project (CDP).

El 4 de abril de 2023, Innergex publicó su Informe de sostenibilidad de 2022 que describe el compromiso de la Corporación de mejorar su desempeño ambiental, social y de gobierno corporativo (ESG, por su sigla en inglés) mientras continúa creciendo de manera responsable. En noviembre de 2022, Innergex también publicó su primer Informe de evaluación del clima alineado con el Grupo de trabajo sobre divulgaciones financieras relacionadas con el clima (TCFD).

Además del reconocimiento de Corporate Knights, el compromiso de Innergex de mejorar su desempeño ESG también le ha valido una certificación de paridad de bronce de Women in Governance.

Los recientes avances ESG de Innergex incluyen:

Emisión de su primer informe de evaluación climática alineado con TCFD.
Métricas de informes, mejoradas y ampliadas en todos los ámbitos.
Adopción de un código de conducta para proveedores.
Mejora de los programas de diversidad, equidad e inclusión.
Lanzamiento de un programa de incentivos para vehículos eléctricos corporativos, un programa de recomendación de empleados y un programa de día de voluntariado para empleados.

Los 50 Mejores Ciudadanos Corporativos representan el estándar de oro para el liderazgo en sustentabilidad corporativa en Canadá. Para determinar la clasificación, se analizan 286 grandes organizaciones canadienses frente a pares de la industria canadiense y mundial en un conjunto de 25 indicadores cuantitativos clave de rendimiento.

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El sector energético se prepara para la fecha de presentación de Ofertas Técnicas de la Licitación Abierta PEG-4-2022, prevista para este miércoles 12 de julio del 2023.

A partir de allí, las propuestas serán evaluadas por las distribuidoras a cargo del proceso: la Distribuidora de Electricidad de Occidente, la Distribuidora de Electricidad de Oriente y la Empresa Eléctrica de Guatemala.

Con el objetivo de que la adjudicación pueda darse en agosto/septiembre del 2023 y la suscripción de cada contrato de abastecimiento en los tres meses posteriores a la adjudicación, las fechas antes mencionadas irían a respetarse por los organizadores del proceso.

Las expectativas del sector privado van en alza. Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) observan «con mucho optimismo el proceso de licitación PEG-4-2022» principalmente por ante las circunstancias climáticas por las que atraviesa el país actualmente y por las ventajas que traerá nueva generación en el sistema eléctrico local como evitar el alza en la tarifa y mayor seguridad en la calidad del suministro.

«No dependen de la volatilidad de los precios internacionales de combustibles fósiles y, por lo tanto, brindan estabilidad, seguridad y garantizan la calidad del suministro eléctrico», subrayaron desde AGER.

En exclusiva para Energía Estratégica consideraron que si bien se espera que el proceso de selección de ofertas privilegie energías renovables, no sería posible que el requerimiento de esta licitación pueda ser cubierto totalmente por Contratos de Energía Generada, que es en el cual las renovables pueden demostrar una mayor competitividad.

«Las bases de licitación de este ejercicio no permiten que se pueda cubrir la totalidad del requerimiento de las distribuidoras, dado que el volumen máximo permitido para este tipo de contrato es de apenas 40 MW», explicaron.

Y añadieron: «Lo que sí esperamos es que la participación de tecnologías de generación renovable sea superior al 50 % de las empresas adjudicadas durante esta licitación».

¿Qué variables podrían dejar afuera de la licitación a alguna de las 30 empresas que adquirieron los pliegos? Desde la perspectiva de AGER a priori estarían dadas las condiciones; ahora bien, dos variables podrían sacarlos de competencia: que no cumplan con los aspectos técnicos solicitados en las bases de licitación, o que queden fuera por el precio, el cuál se define en una evaluación económica con varios criterios de subasta inversa y oferta virtual.

Tendencias en comercialización de energía: el rol de las renovables y los contratos a largo plazo

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La adjudicación de la licitación RenMDI de Argentina, aquella destinada a proyectos renovables y almacenamiento de energía para reemplazar generación forzada y diversificar la matriz, debía darse a conocer públicamente el pasado jueves 6 de julio. 

Sin embargo, la resolución de la Secretaría de Energía de la Nación todavía no se concretó y, por ende, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) no publicó los proyectos ganadores de la convocatoria. 

¿A qué se debe el retraso? Según pudo averiguar Energía Estratégica, existen diversos motivos que generaron esta situación, como por ejemplo otros temas de la cartera energética nacional que salieron a la luz a lo largo de los últimos días, tales como la convocatoria MDI para obras de transmisión o el Plan Nacional de Transición 2030 y los Lineamientos y Escenarios 2050, entre otras resoluciones. 

Asimismo, fuentes de la industria renovable allegadas a este portal de noticias señalaron que otra de las razones de la demora se debe al análisis minucioso de los parques renovables a adjudicar y qué sucederá con aquellas ofertas que no sean asignadas. 

“Por los precios publicados hay proyectos complicados, por lo que hay empresas que empezaron a dialogar con la Secretaría de Energía para ampliar el cupo. Tanto desde antes de la apertura de sobres B como posterior a dicho acto”, aseguraron. 

Y cabe recordar que, de acuerdo a una simulación hecha por Energía Estratégica, habría regiones donde no se adjudicaría toda la capacidad disponible en el pliego licitatorio, en tanto que otros proyectos con precios competitivos quedarían fuera debido al límite de asignación por tecnología.

De todos modos, fuentes del gobierno cercanas a este portal de noticias brindaron cierta tranquilidad para el sector e informaron que “la adjudicación de RenMDI ya se encuentra en el circuito de firmas y se estima que saldrá esta misma semana”, puntualmente se espera que sea entre miércoles y jueves. 

¿Posible repechaje? 

Tras estos acontecimientos y los precios observados en la apertura de ofertas económicas, el gobierno analiza la posibilidad de brindar una última oportunidad de seguir en competencia a aquellas empresas que no resulten preadjudicadas, específicamente en aquellos nodos que quedaron sin cubrir la potencia prevista. 

“Aún se debaten algunos criterios, como el valor máximo con el que se hará la re-convocatoria y cómo se hará para trazar los términos de referencia del repechaje. Aunque, de concretarse, se estima que el llamado será recién en agosto”, confiaron desde el sector. 

Ésta no sería la primera vez en una subasta renovable en Argentina. Uno de los ejemplos más recordados es aquel dado en octubre del 2016 y tras el anuncio de la primera ronda del Programa RenovAr, cuando el por entonces ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, y el subsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind, lanzaron la ronda 1.5 a modo de repechaje.

La misma se trató de una licitación 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 no hayan adjudicado por no haber ofrecido un precio ofertado ajustado más competitivo que los ganadores. Por lo que no sorprendería que la administración actual tome una decisión similar. 

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Mediante la emisión de la Resolución Exenta N°284, la Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó las bases definitivas de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica para Abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios, Licitación Suministro 2023/01.

Este proceso licitatorio contempla subastar un total de 5.400 GWh, distribuidos en 2 Bloques de Suministro de 1.800 GWh y 3.600 GWh cada uno, con el propósito de abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir de los años 2027 y 2028 respectivamente.

Además, este proceso de licitación incorpora una segmentación zonal con frontera en las barras del Sistema Eléctrico Nacional desacopladas, otorgando a los oferentes la libertad de ofertar para cualquiera de estas zonas y reducir el riesgo nodal en el Mercado de Corto Plazo. 

Novedades

Uno de los aspectos más relevantes que se incorporaron a las bases definitivas de la licitación es el fomento al ingreso de almacenamiento, mediante la modificación del mecanismo de incentivo a estas tecnologías y a Energías Renovables No Variables, ampliando así el universo de proyectos que pueden optar a este beneficio.

Uno de los aspectos más relevantes que se incorporaron a las bases definitivas de la licitación es una modificación al mecanismo de fomento a proyectos de almacenamiento y energías renovables no variables, donde mediante dicha modificación se amplió el universo de proyectos que pueden optar a este beneficio, incluyendo así a proyectos hidráulicos que puedan aportar flexibilidad al sistema.

Otros cambios incorporados son considerar que el almacenamiento debe ser de al menos 4 horas de duración para acceder al incentivo señalado, además del traspaso de Costos Sistémicos, donde se incluye la posibilidad de incorporar otros costos sistémicos futuros que puedan aparecer, previa aprobación de la CNE.

El Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, destacó la aprobación de las bases- definitivas para el proceso licitatorio: “Este trabajo consideró varios cambios que van en línea con el compromiso de la Agenda Inicial para el Segundo Tiempo de la Transición Energética, incorporando importantes novedades para el incentivo a los medios de almacenamiento y a las energías renovables con capacidad de almacenamiento, energías renovables con capacidad de regulación, y energías renovables de base y sin emisiones contaminantes, lo cual profundiza el proceso de descarbonización de la matriz energética nacional y aporta a la flexibilidad y seguridad del sistema eléctrico”.

Cronograma

Las bases definitivas establecen un nuevo cronograma, donde los principales hitos son:

Llamado a licitación Nacional e Internacional: 14 de julio.

Periodo de consultas:  Hasta las 17:00 horas del viernes 15 de septiembre de 2023.

Fecha de Presentación de las Propuestas: Miércoles 13 de diciembre de 2023, entre las 9:00 y las 13:00 horas en lugar que se comunicará oportunamente.

Fecha de Apertura e Inspección de las Ofertas Económicas y apertura del Precio de Reserva: Jueves 4 de enero de 2024, a partir de las 11:00 horas en lugar que se comunicará oportunamente.

Acto público de Adjudicación (en caso de finalización de adjudicación en Primera Etapa): Miércoles 10 de enero de 2024.

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El megaevento Europe Future Energy Iberian Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), se llevó a cabo a principios de este mes en el hotel NH Collection Madrid Eurobuilding, con más de 350 profesionales del sector renovable.

Durante el encuentro, uno de los focos estuvo puesto en los nuevos desarrollos, interconexiones y subastas de proyectos eólicos offshore. Y allí, Ramón Fiestas, director para Latinoamérica Global Wind Energy Council (GWEC), analizó las expectativas de inversión en LATAM.

«Desde la perspectiva política, los países que expresaron voluntad de avanzar en la introducción de esta tecnología son Brasil y Colombia (ambas tienen hojas de ruta) ya que cuantificaron el potencial y metas indicativas a alcanzar”, señaló. 

Aunque también es preciso mencionar que Costa Rica ya incursionó en estudios en la materia, en tanto que Uruguay avanza con el modelo de negocios de ANCAP y Chile hace lo propio con el hidrógeno verde.

“Sin embargo, estos últimos países no definieron un esquema por el que transitar para llegar a objetivos concretos. Pero sí es cierto que hay una cierta rivalidad para ver quién es el primero en licitar un área de eólica marina en Latinoamérica”, manifestó Ramón Fiestas.

“Desde el punto de vista normativo Brasil es el más avanzado y pendiente de una decisión política de lanzar el llamado público, mientras que Colombia se trabaja a marchas forzadas en las bases de la próxima licitación y los anuncios que hicieron es que este semestre estará listo y probablemente veamos una adjudicación en el primer trimestre del próximo año”, agregó. 

Cabe recordar que, a principios de mayo, la ministra de Minas y Energía de Colombia, Irene Vélez, confirmó que los pliegos se publicarán en el segundo semestre y que la zona de competición será el departamento del Atlántico, con el objetivo de cumplir con su hoja de ruta al 2030 y 2040.

Mientras que Brasil actualizó su hoja de ruta de la energía eólica offshore y trabaja en establecer un marco regulatorio para dicha tecnología y el hidrógeno verde hacia finales de este año, en pos de lograr la primera licitación del país en cuanto a cesión de bloques marinos onerosos para la exploración de energía eléctrica costa afuera, considerando que ya poseen la Ordenanza N° 52/GM/MME, por la que planteó los lineamientos para el aprovechamiento y futuras convocatorias de esta índole. 

“Apoyamos a Colombia en el marco regulador y análisis de potencialidades y necesidades en cuanto a puertos, logística e impacto socio-económico, entendemos que se hace de una forma alineada a los intereses de la industria. Pero en Brasil falta la decisión política de definir la ruta al mercado y de cómo se financiarán esos proyectos”, remarcó el director para Latinoamérica del GWEC. 

Diferencias con Europa

Los casos de LATAM difieren con los del viejo continente ya que este último avanzó más en el proceso de completar la visibilidad y viabilidad de los proyectos, de tal manera que ya se diseñan mecanismos de apoyo a través de contratación a largo plazo de electricidad. 

Punto al que, según Ramón Fiestas, aún no se llegó en Latinoamérica, sino que la discusión está centrada en el modelo de asignación de las áreas marinas para exploración y posterior explotación. 

“Pensamos que el modelo de Colombia supera al de Brasil, porque si queremos buscar la forma más competitiva de producir electricidad con una nueva tecnología, estos mecanismos de asignación de áreas deben realizarse de forma más económica y eficiente posible. Y ese es el caso de Colombia y no de Brasil, donde el estado tiene una expectativa de generar recursos que aplicará a resolver impactos socioeconómicos que puedan derivar de la implantación de los parques”, aseguró.

“Siempre pensamos que el modelo de asignación más eficiente de áreas eólicas marinas es el que lleva al menor coste para el promotor del proyecto. Y trabajamos para que ese sea el modelo”, concluyó. 

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Las dificultades en la cadena de suministro que tuvieron lugar en los últimos años por la pandemia y los conflictos internacionales como la Guerra de Rusia y Ucrania han puesto a México en el centro de la escena como un país ideal para atraer inversiones de energías limpias por su cercanía con Estados Unidos y sus tratados de libre comercio con otras potencias mundiales.

En el marco del auge del nearshoring, en colaboración con la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León y la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey,  IFEMA MADRID lanza GENERA MÉXICO,  la nueva propuesta ferial para el sector de las energías renovables.

El evento que abre nuevas expectativas de negocio y expansión para el sector de las renovables en Latinoamérica se celebrará del 7 al 9 de noviembre en el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX.

Alineado con los ODS por Neutralidad Climática, la Descarbonización y otras estrategias sostenibles, la alianza ofrece al sector una oportunidad de promoción y apertura al mercado mexicano que dotará a las empresas participantes de un escenario para la expansión internacional de sus negocios bajo la referencia y el valor que representa la marca de GENERA.

En diálogo con Energía Estratégica, Edgar Medina Rubio, coordinador general y contacto principal en México de la megaferia, revela las expectativas del evento y el perfil de las empresas que participarán.

¿Qué valor agregado ofrece asistir a esta primera edición de Genera en México?

El buen desempeño de la inversión extranjera directa en Nuevo León se debe, entre otros factores, a las oportunidades del nearshoring. Esto da la posibilidad de tener mejores expectativas de crecimiento para los industriales de productos y servicios de eficiencia energética.  El objetivo de esta mega feria es hacer una integración de la oferta y demanda de productos, servicios y tecnologías en la eficiencia energética.

¿Qué perfil de empresas participarán con stand?

El perfil del expositor está centrado en compañías proveedoras de equipos, tecnologías, servicios y productos para diferentes sectores. Un ejemplo de estas tendencias son: los sistemas fotovoltaicos; infraestructura de red, almacenamiento, transporte y distribución.

Además, también se contempla la participación de entidades académicas y de investigación, instituciones de apoyo y fomento, asesoría y consultoría, entre otros.

¿Por qué eligieron Monterrey como sede para realizar el evento?

El estado de Nuevo León es el segundo estado a nivel nacional en inversión extranjera y proyectos de desarrollo para eficiencia energética. La participación de empresas en este proyecto da la oportunidad de conectar con la creciente demanda de usuarios de energía.

¿Cuáles son las expectativas en cuanto a la convocatoria del evento?

Consideramos que vamos a tener una buena participación y colaboración de expositores que quieran expandir su mercado, su rango de cobertura de servicios en eficiencia energética y producción de energías limpias.

En respuesta a la creciente necesidad del ahorro energético por parte de la industria en Nuevo León, las compañías siempre están buscando mejores formas de eficientar su consumo.

En este contexto, una exposición como Genera México, da la oportunidad de ofrecer a través de sus expositores, las nuevas tecnologías, productos y servicios para la creciente demanda de la eficiencia energética.

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Por las oportunidades del nearshoring y la alta demanda de energía que presenta México, la inclusión de mujeres en el sector energético en el país es un pilar fundamental para impulsar la innovación y el crecimiento económico sostenible respetando la equidad de género.

Bajo esta premisa, cada vez más organizaciones y empresas están implementando políticas de igualdad de género, programas de capacitación específicos para mujeres y medidas para promover la participación de las mujeres en posiciones de liderazgo.

Además, se están llevando a cabo iniciativas para promover la educación y el acceso a oportunidades en ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas (STEM, por sus siglas en inglés) para las mujeres desde etapas tempranas de su educación con el objetivo de fomentar el interés de las mujeres en carreras relacionadas con el sector renovable.

En línea con estos esfuerzos, ENGIE México, líder mundial en energía ha firmado un convenio de promoción de empleo con el Gobierno el Estado, el municipio de Altamira y la Comisión de Energía del estado de Tamaulipas para atraer a más mujeres tamaulipecas para las posiciones laborales disponibles de la compañía en la Región.

Teniendo en cuenta que la diversidad de género en los equipos de trabajo promueve la creatividad, el pensamiento crítico y la toma de decisiones más informadas, el acuerdo busca incorporar a más profesionales mujeres a la industria de la energía y con ello avanzar en la consolidación de una industria más equitativa y diversa.

Con presencia en el estado de Tamaulipas desde hace 25 años, la compañía se desempeña en tres segmentos del sector: Gas Natural, Energía Renovable y Energía Térmica.

Actualmente la multinacional opera una planta de Cogeneración Eficiente de 50MW en Altamira, y cerca de Ciudad Victoria se encuentran los parques eólicos Tres Mesas 3 y 4 con una capacidad de más de 150MW de generación libre de CO2.

La firma del convenio se enmarca en el evento “Mujeres en Energía” en el cual también se desarrolló un panel para reflexionar y alentar a las mujeres hacia la incorporación en la industria.

El panel contó con la participación de Felisa Ros, Country Manager de ENGIE México; Ana Laura Ludlow, Vicepresidenta de Asuntos Gubernamentales y Sustentabilidad de ENGIE México; Claudia Fernández, Directora de Desarrollo Económico del municipio de Altamira; y Rosy Luque, Presidenta del Sistema DIF Altamira.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ana Laura Ludlow, destaca: «Para Engie este convenio es un hito que concreta la voluntad firme de dar pasos sólidos en los temas de diversidad e inclusión. Si bien el espectro es muy amplio, la manera como se ha identificado avanzar en esta primera etapa es impulsando la paridad de género en todos los niveles de la organización».

«Este acuerdo se da en el marco de la creación de más de 20 vacantes en Altamira y también en el norte en Reynosa para mujeres en diversos rubros, principalmente técnicos. A través de la bolsa de trabajo del Municipio de Altamira se abren los espacios para identificar el talento femenino que puede ocupar estas vacantes. De esta forma, se abre la oportunidad a recién graduadas y mujeres de todas las edades de involucrarse en el sector energético donde tendrán un acompañamiento para aprender de los temas de energía.», agrega.

En efecto, al evento fueron invitadas más de 100 estudiantes de carreras STEM, recién egresadas y profesionales quienes pudieron escuchar en voz de las representantes de la industria privada, el sector público y la Academia que cuando las mujeres se lo proponen pueden ser exitosas en cualquier campo que se lo propongan.

Durante el acontecimiento, ENGIE México anunció las vacantes e instaló mesas de recepción de currículums para las asistentes; y en general para todas las mujeres del estado que estén buscando sumarse al sector.

Estas iniciativas buscan superar barreras y fomentar la participación equitativa de las mujeres en esta industria clave para el desarrollo sostenible del país.

«Nuestro objetivo es generar los espacios para que más mujeres participen en el sector energético. Es un esfuerzo que continuares con la voluntad de alcanzar para el 2030 paridad de género, es decir entre 40 y 60% de participación de mujeres en la compañía», concluye Ludlow.

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El sistema educativo continúa desarrollando un papel crucial para ser garante de la sostenibilidad del planeta, siendo uno de sus retos educar acerca de la importancia que tiene la preservación del medio ambiente. En línea a ello, tres centros educativos de Panamá han decidido ir más allá para que en conjunto con ENSA Servicios, puedan integrar soluciones energéticas innovadoras con la instalación de paneles solares, dando paso a un futuro más sostenible.

Se trata de la iniciativa que han tomado el Colegio Nuestra Señora del Carmen, Colegio San Agustín y Smart Academy para generar y proveer su propia electricidad con tecnología fotovoltaica que se utilizará para las diferentes funciones de los centros académicos, teniendo como principal protagonista la luz solar, con lo que contribuirán significativamente no solo para enfrentar el cambio climático y reducir la huella de carbono, sino que también será una oportunidad para promover una conciencia ecológica entre los estudiantes y la comunidad educativa en general sobre el valor del ahorro que implica el uso de energía solar.

Los representantes de estos colegios concuerdan que “las actitudes de los alumnos deben estar influenciadas no solo por las lecciones específicas de cada materia, sino también por lo que experimentan y observan en su entorno escolar, por lo tanto, la colocación de estos paneles solares resulta ser una forma de inculcar los valores medioambientales a los más jóvenes y orientarlos hacia un modelo sostenible cada vez más necesario.”

ENSA Servicios ha facilitado algunas de estas transiciones gracias a alianzas que mantiene con actores bancarios del país como es el caso del banco panameño Global Bank, permitiendo ofrecer financiamiento accesible y favorable a los colegios participantes, allanando el camino para la adopción de energías renovables en el sector educativo.

Por su parte Johnier Montoya, Gerente Comercial de ENSA Servicios, indicó que “en ENSA Servicios nos enorgullece acompañar a estos colegios que se han sumado a ser modelos que aspiran a transformar el sector energético. A la fecha, ya culminamos los trabajos en el Colegio Nuestra Señora del Carmen, que conllevó la instalación de 262 paneles solares y ahora está viendo reflejado el ahorro que ésta iniciativa les representa; estamos próximos a terminar en el Colegio San Agustín con 1,768 paneles, donde una de las particularidades es que cerca del 80% de las cubiertas son de teja de barro siendo el proyecto más grande de este tipo en el país, lo que conlleva más delicadeza y tiempo para su instalación; y ahora iniciaremos trabajos en Smart Academy para la instalación de 663 módulos en este recinto académico.”

Los paneles solares en los centros de enseñanza demuestran a los jóvenes lo que la energía solar es capaz de aportar a las generaciones venideras, y es que cada proyecto representará una contribución significativa en la preservación del ambiente como:

• Colegio Nuestra Señora del Carmen que reemplazó el 100% de su energía convencional, proyecta una reducción de CO2 de 41 toneladas al año, equivalentes a sembrar 247 árboles

• Colegio San Agustín permitirá reemplazar el 88% de su consumo de energía, que se traduce en una reducción de CO2 de 626 toneladas al año equivalentes a sembrar 2,268 árboles

• Smart Academy reemplazará el 100% a energía solar, proyectando una reducción de CO2 de 188 toneladas al año, que equivalen a sembrar 1,128 árboles.

Los beneficios de instalar placas solares en colegios son evidentes. No solo porque es una buena forma de producir energía sostenible, sino porque al mismo tiempo puede llegar a suponer un ahorro importante, ya que una parte de la energía producida puede ser introducida de nuevo en la red eléctrica, y como resultado se tendrá una reducción en el importe de la factura de la luz por compensación.

Queda claro que las escuelas verdes pueden convertirse tanto en una herramienta pedagógica como en un ejemplo para otros establecimientos educativos y para ello ENSA Servicios, se convierte en un gran aliado promoviendo un amplio portafolio que incluye tecnologías de eficiencia energética y energías renovables, desde donde aportan a la conservación y protección del ambiente.

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Creamos Energía Estratégica, atentos a las necesidades de un sector que se proyectaba con gran expansión. Desde las primeras publicaciones realizadas en el mes de julio de 2013 mantuvimos como objetivo comunicar a diario las últimas novedades del sector energético renovable.

En el marco de nuestro 10º aniversario, renovamos nuestro compromiso con la promoción de la sostenibilidad energética a través de artículos y eventos de producción propia, informando objetivamente a todas las partes interesadas.

En la última década, pasaron gobiernos, crisis energéticas y hasta una pandemia. A pesar de aquello, seguimos realizando un trabajo con alto valor periodístico, siguiendo de cerca la expansión de una industria que no se detuvo frente a la adversidad.

El parque de generación renovable global continuó en sincero aumento durante estos diez años, de 1.566.487 MW en 2013 hasta 3.371.793 MW en el cierre del 2022, de acuerdo al informe “Estadísticas de capacidad renovable 2023”, publicado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés).

Esto significó nuevas inversiones, una mayor producción de electricidad “verde”, más empleo y oferta académica cada vez más especializada; lo que además repercutió en este medio, sumando una gran cantidad de suscriptores a nuestro newsletter de noticias, que alcanza en la actualidad los 90.000 envíos diarios.

Además, afianzamos una comunidad que sigue en ascenso en las distintas redes sociales. Estamos presentes en Linkedin, Facebook,  Instagram, YouTube, Twitter y Threads; en ellas, nos eligen más de 100.000 usuarios entre nuestras cuentas de empresa principales y vinculadas.

Nuestra presencia en varios canales de comunicación llevó a que rompiéramos muchos récords de audiencia. Logramos artículos periodísticos que superaron las 200.000 lecturas y, tras embarcarnos en el mundo de los eventos, superamos en varias ocasiones los más de 5.000 espectadores simultáneos en línea y los 400 de manera presencial.

Aquello fue el puntapié inicial para estar más activos, producir un ciclo de entrevistas telemático con “Protagonistas” del sector energético, filmar documentales audiovisuales propios, y cofundar la plataforma de eventos Latam Future Energy, actualmente Future Energy Summit, para impulsar debates de alto nivel y sofisticados espacios de networking en plazas estratégicas de Latinoamérica y Europa.

Nuestro crecimiento no sólo se tradujo en números y lo celebramos con mucho entusiasmo porque también involucró potenciarnos personal y profesionalmente para sostener un trabajo de calidad al nivel de las exigencias de una industria disruptiva que innova constantemente en su tecnología, modelos de negocio y financiamiento para proyectos sostenibles.

Pero sabemos que aún queda mucho por hacer. La carrera por las cero emisiones netas no está terminada y acelerar la transición energética es responsabilidad de toda esta generación.

Nuestro alcance entrevistando presidentes, gobernadores, ministros, referentes empresarios y demás trabajadores del sector energético -todos, hombres y mujeres que confían en nuestro rigor periodístico para compartir primicias y su más detallado análisis- esperamos que repercuta favorablemente en brindar mayor transparencia y sentido de urgencia a nuevas inversiones en el sector energético.

Desde nuestro lugar, asumimos un rol como agentes de cambio ante las repercusiones que nuestro trabajo pudiera tener entre tomadores de decisión. Por eso, con profesionalismo, pasión y vocación de servicio, nos seguiremos capacitando, sumando nuevas herramientas y contactos estratégicos alrededor del mundo.

A nuestros lectores, patrocinadores, fuentes de información y aliados estratégicos muchas gracias por acompañarnos en este camino de crecimiento como medio de noticias internacional especializado en energías renovables y comprometido por la sostenibilidad del planeta.

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El gobierno de Argentina aprobó el Plan Nacional de Transición Energética al 2030 y los Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050, que contempla las distintas medidas para descarbonizar el sistema energético y dar cumplimiento sobre el cambio climático conforme al Acuerdo de París. 

¿Qué papel tendrán las renovables? Hacia el 2030 se proyecta no exceder la emisión neta de 349 millones de toneladas de CO2 para toda la economía, por lo que se buscará tanto reducir la demanda, como también más del 55% de participación de renovables en la matriz y alcanzar los 1000 MW de capacidad en generación distribuida . 

Mientras que hacia el 2050, el gobierno prevé que las energías verdes represente entre el 70% y el 90% de la electricidad producida, aunque en ambos objetivos no sólo se incluyen aquellas consideradas en la Ley N° 27191, sino también las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW de potencia. 

Por lo que sí sólo se toman aquellas tecnologías detalladas en el régimen de fomento de la Ley N° 27191, el porcentaje oscilaría en 30% hacia el 2030 y entre 53% y 59% de participación al 2050. Pero en este último caso, el documento señala que cumple las segundas NDC del país pero que “ninguno de los tres escenarios propuestos alcanza las emisiones netas cero de gases de efecto invernadero”.

Nueva capacidad a instalar

De acuerdo a los documentos, durante el transcurso de la corriente década entrarán en operación alrededor de 7548 MW renovables (sin incluir hidroeléctricas > 50 MW) y 140 MW de sistemas de almacenamiento por bombeo y baterías. 

Y si a ello se le suma los 342 MW de generación verde para la producción de aproximadamente 30 ktHz de hidrógeno bajo en emisiones, las inversiones requeridas serán de MMUSD 86.642. 

Mientras que el panorama hacia el año 2050 resulta más complejo, debido a que se consideran tres escenarios para el desarrollo sostenible del sistema energético del país y, en particular, para la incorporación de más proyectos. 

Las inversiones necesarias en nueva potencia al 2050 oscilaría entre los MMUSD 101536 y 113679, pero tecnologías contempladas en la Ley N° 27191 y sistemas de baterías sólo serían entre MMUSD 32656 y MMUSD 34697.

“La generación eólica es la que en mayor crece en los tres escenarios, seguida de la hidroeléctrica y la solar. Aunque en términos porcentuales, la capacidad instalada de fotovoltaica crece mucho más que la hidráulica en los tres escenarios. Asimismo, hay un crecimiento en la biomasa y el biogás pero relativamente menor”, detalla el documento. 

Pero también se debe destacar que se contemplan otros usos para las energías renovables no convencionales: 

Reemplazo de gas natural: de 6072 MW (MMUSD 5200) a 43756 MW (MMUSD 37959).
Hidrógeno verde: 7991 MW (MMUSD 6678) a 32877 MW (MMUSD 19615) en pos de producir de 700, 1.540 y 2.880 ktH2. 
Electrolizadores para H2: 4994 MW (MMUSD 2896) a 20548 MW (MMUSD 11930).

Por ende, si se suman todos esos factores, el país incorporaría entre 73,47 GW y 167,11 GW de nueva capacidad, por inversiones que rondarán entre MMUSD 116310 y MMUSD 183183, en el escenario más ambicioso.  

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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.

Además de ser vecino de Estados Unidos, es la puerta de entrada a América Latina por excelencia. Esta ubicación geográfica privilegiada hace que cada vez más compañías comprometidas con cumplir con los criterios ESG, inviertan en energías renovables en México . 

Ante el fuerte potencial del país, el Gobierno Federal está buscando activamente formas de fomentar la inversión en el país a través de diferentes programas e incentivos fiscales.

De acuerdo a Von Wobeser y Sierra, firma legal de servicio completo que incluye prácticas corporativas, tributarias, de comercio internacional, un claro ejemplo de estos esfuerzos es el “Decreto que promueve la inversión en el  Istmo de Tehuantepec” publicado en junio de 2023.

Este otorga importantes beneficios fiscales y facilidades administrativas a los contribuyentes que realicen determinadas actividades económicas en la región designada. 

Las actividades incluyen la producción de energía limpia, electrónica, autopartes, equipos de movilidad, dispositivos médicos, farmacéutica, agroindustria, tecnologías de la información, entre otras.

Pueden participar del programa todos los contribuyentes, incluidos los residentes en México y las personas físicas o jurídicas extranjeras con establecimiento permanente en el país. No obstante, deben poseer un título de concesión vigente o ser propietarios de inmuebles dentro de los llamados «Polos de Desarrollo», así como tener allí su domicilio fiscal.

En este marco, la reconocida firma de abogados señala los principales beneficios del decreto:

Se otorga un incentivo fiscal equivalente al 100% del impuesto sobre la renta por las rentas derivadas de las actividades realizadas en los «Polos de Desarrollo» durante los tres ejercicios fiscales siguientes a aquel en que se obtuvo el certificado de elegibilidad. Para los tres ejercicios siguientes, el incentivo se reducirá al 50%, salvo que se superen los niveles mínimos de empleo, en cuyo caso el incentivo será del 90%.
Durante los seis ejercicios fiscales de aplicación del incentivo anterior, los contribuyentes podrán aplicar una deducción inmediata del 100% del monto original de la inversión en activos fijos nuevos utilizados para el desarrollo de actividades productivas en las zonas establecidas.
Se otorga un incentivo fiscal en la forma de un crédito fiscal equivalente al 100% del Impuesto al Valor Agregado a pagar por la enajenación de bienes, la prestación de servicios independientes o el otorgamiento del uso o goce temporal de bienes realizados con contribuyentes ubicados dentro mismo «Polo de Desarrollo» o en diferentes.

Según pudo saber Energía Estratégica, Alejandro Torres Rivero, socio de Von Wobeser y Sierra, destaca: «Estos beneficios son solo un ejemplo de los esfuerzos del gobierno para incentivar la inversión en el país, y se espera que se publiquen estímulos adicionales en los próximos meses, tanto a nivel federal como local”. 

“Estamos preparados para ayudar a aprovechar los incentivos y facilidades administrativas que entrarán en vigencia en un futuro cercano, asegurando que sus inversiones sean lo más eficientes posible”, agrega.

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 JinkoSolar, uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, ganó una licitación para venderle a China Huadian Corporation (CHD) 1 GW de los modelos de la serie Tiger Neo de alta eficiencia de tipo N.

Mientras que los paneles de tipo N más eficientes y fácilmente disponibles comparten porcentajes de eficiencia superiores al 21 %, los paneles de la serie Tiger Neo de JinkoSolar con núcleo en la tecnología TOPCon de tipo N tienen la clasificación de eficiencia más alta con un 22,95 % en condiciones óptimas. Con un coeficiente de temperatura de 0,29 %/℃, Tiger Neo supera a su competencia cuando la temperatura supera los 77 grados Fahrenheit.

La compañía multinacional ofrece a los consumidores tres series de modelos de paneles solares TOPCon tipo N bajo el nombre de Tiger Neo. El Tiger Neo de 66 celdas es la línea más reciente de la compañía que presenta clasificaciones de vatios más altas y una eficiencia ligeramente superior. Proporciona hasta 620 vatios con una eficiencia del 22,95 %, mientras que el panel residencial Tiger Neo de 54 celdas proporciona hasta 450 vatios con una eficiencia del 22,52 % y un coeficiente de temperatura de 0,29 %/℃.

Además de una mayor eficiencia, la degradación como LID y LeTID de TOPCon tipo N es mucho menor que PERC debido a las propiedades del proceso de dopaje y difusión. De acuerdo con los datos de comparación de seguimiento monitoreados y registrados de los proyectos existentes de tipo N y tipo P, la degradación inicial promedio de 12 meses de los arreglos TOPCon es de aproximadamente 0,5 %-0,6 %, mientras que la de los arreglos PERC es de aproximadamente 1,5-1,8 %.

El coeficiente de temperatura es otro factor crítico que acelera la adopción de los paneles TOPCon. Por cada grado Celsius que la temperatura del panel suba por encima de 25, la eficiencia del panel disminuirá en el porcentaje de calificación del coeficiente. Por ejemplo, Tiger Neo de JinkoSolar tiene un índice de coeficiente de temperatura de 0,29%/℃.

Cuando la temperatura del panel aumenta 10 grados centígrados (50F), lo que no es poco común bajo la luz del sol, su eficiencia disminuirá en un 2,9 %/℃, mientras que un panel de tipo P con un coeficiente de temperatura de 0,35 %/℃ disminuirá su eficiencia. eficiencia en un 3,4 %/℃, lo que significa un 17 % más de caídas. Esencialmente, produce menos energía cuando hace calor.

Con su alta eficiencia, alta generación de energía, factor bifacial optimizado, baja degradación y bajo coeficiente de temperatura, el modelo se está convirtiendo en la primera opción para el desarrollo de proyectos de servicios públicos, proyectos industriales y comerciales, así como para la azotea residencial.

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El Ministerio de Energía y el Ministerio de Hacienda de Chile lanzaron el Comité Estratégico para el Plan de Acción de Hidrógeno Verde, que tendrá como objetivo la concreción de la hoja de ruta y alcanzar acuerdos de consenso para el desarrollo de dicho vector energético. 

“La idea es que se preserve en el tiempo y que este ejercicio encuentre un relato transversal, común para el país pero también represente las diversidades y los intereses regionales en esta industria”, señaló Diego Pardow, titular de la cartera energética del país. 

“El H2V y sus derivados nos presentan la oportunidad de construir ciudades más limpias y una industria que sea un modelo para el mundo, pero también un motor de cambio para hacer las cosas distintas y mejores, donde podamos contribuir a la descarbonización del mundo y nuestro propio futuro”, agregó.  

La particularidad del Comité Estratégico es que estará integrado por diversos funcionarios regionales y actores académicos, como también por nada más ni nada menos que Michelle Bachelet Jeria, ex presidenta de la República, y Juan Carlos Jobet, ex ministro de Energía y Minería. 

Justamente, la ex mandataria de Chile agradeció el nombramiento como parte de esta comisión y remarcó la importancia y necesidad de mirar a largo plazo y que éste proceso “debe ser una política de Estado”. 

“Con eso ya logramos ser líderes en lo que es transición energética, siendo una evidencia de ello la altísima penetración de energías renovables que tiene nuestra matriz hoy en día”, destacó Bachelet durante la presentación. 

¿Qué iniciativas se prevén trabajar? Las autoridades nacionales del país dieron a conocer una serie de medidas, como la actualización regulatoria del hidrógeno verde, su incorporación como tipología al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) o el desarrollo de capital humano mediante programas de capacitación.

Además, está planteado crear un fondo créditos tributario-imputables al impuesto de primera categoría para inversiones con elevado efecto multiplicador, lo que incluye la dimensión “verde”, a la que podrán optar empresas que desarrollen proyectos de inversión productiva, promoviendo la transferencia de nuevas tecnologías y la descarbonización de la matriz productiva. 

Mientras que en el plano regional, también se proyecta el fortalecimiento de capacidades de los Gobiernos gracias al apoyo del Banco de Desarrollo de América Latina CAF, principalmente  en las regiones de Antofagasta, Magallanes, Biobío, Valparaíso y la zona Metropolitana

Del mismo modo, se destinarán más de 10 hectáreas fiscales para la producción del vector y sus derivados para suministrar la actividad minera de Antofagasta, con una capacidad de 20 MW de electrolizadores. 

Incluso, entre los meses de julio y agosto, Bienes Nacionales espera autorizar tres concesiones que permitirán el desarrollo de dos proyectos en las comunas de Primavera, región de Magallanes y la Antártica Chilena, y Tocopilla, región de Antofagasta, proyectos que suman una potencia de aproximadamente 300 MW de electrolizadores.

“Se ve un interés muy importante de parte de los habitantes de esas regiones por participar de las decisiones que se tomen”, remarcó Pardow. 

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En una entrevista exclusiva con Rafael Velasco, consultor de Raveza Associated & Services, se exploraron los desafíos que enfrenta República Dominicana en el sector de transmisión y almacenamiento de energía y cómo estos afectan al crecimiento de las energías renovables en el país caribeño.

Según Velazco, el sector energético en República Dominicana ha experimentado un rezago significativo en comparación con los avances a nivel mundial. Y, aunque el país cuenta con una capacidad de energías renovables que supera los 800 MW operativos, al sumar aquellos que están en construcción y otros tantos más que avanzan con trámites de concesiones, Velazco advirtió que el sistema de transmisión actual no estaría preparado para recibir la generación actual y la entrante.

“Concretamente en el mercado dominicano, el sistema de transmisión tiene un rezago de muchos años y se constituye una especie de cuello de botella”, alertó.

El consultor señaló que el país tiene una demanda máxima de 3,300 megavatios actualmente que no puede ser cubierto al 100% por renovables a pesar de que estas crezcan a ritmo acelerado, advirtiendo que el sistema requeriría de otras fuentes de energía de base.

«Sí podemos aspirar a un 30% de renovables del total de nuestro parque generador, acorde a lo que La Ley de Estrategia Nacional de Desarrollo ha identificado como el % que puede nuestro sistema puede operar sin contratiempos», sostuvo.

En cuanto al avance del sistema de transmisión que acompañe el despliegue de nueva generación, el especialista añadió que para destrabar el cuello de botella existente en el SENI, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) ya identificó obras necesarias en el Plan de Gobierno.

“Se necesitan unas 14 nuevas líneas dentro del sistema de transmisión dominicano (…) Estos proyectos renovables no pueden entrar hasta que por lo menos 2 de esas 14, que son las principales, se realicen”, argumentó.

Siguiendo con el análisis de Velazco, quien hace un año atrás se desempeñaba como titular de la Superintendencia de Electricidad, con esas dos líneas se liberaría una capacidad de 600 megavatios y 700 megavatios, respectivamente. Estas ya han sido adjudicadas y están en etapa de cierre de Contrato con la ETED.

Ahora bien, el proceso de construcción y puesta en marcha de estas líneas podría llevar entre 24 y 30 meses a partir del inicio de cada cual, de acuerdo con los cálculos de Velazco. Durante este período, se espera que entren en operación varias plantas de generación de base, como los ciclos combinados de gas natural, lo que podría causar dificultades operativas y un aumento en los problemas de estabilidad en la red.

Para mitigar estos desafíos, Velazco destacó la importancia de implementar la generación distribuida con almacenamiento de energía en baterías. Se estima que se necesitan al menos 500 MW de capacidad equivalente para el almacenamiento de energía en baterías para permitir una operación estable del sistema de transmisión en presencia de una alta penetración de energías renovables.

Con la llegada de nuevas Resoluciones este año, se exige a los proyectos renovables superiores a 50 MW tener al menos el 30% de su capacidad nominal en baterías, permitiendo que, cuando la generación renovable fluctúa debido a la intermitencia de fuentes como el sol y el viento, las baterías puedan proporcionar una reserva de energía que permita al operador del sistema estabilizar la red en un plazo de unos minutos. Pero esto no sería suficiente.

Desde la perspectiva del referente de Raveza Associated & Services sería necesario establecer un marco regulatorio más sólido que defina los precios y las condiciones para la participación de las baterías en el mercado de servicios auxiliares para regulación de frecuencia. Actualmente, la normativa existente no aborda completamente este aspecto crucial, lo que podría dificultar una implementación competitiva para proyectos de almacenamiento de energía.

«Lo que falto en la recién Resolución SIE que norma esos puntos, es ponerle un valor o precio para esos fines, no en virtud del costo incurrido para esos kWh, sino en base a su costo de oportunidad para el SENI; es decir, el costo evitado al sistema, cuando al entrar en milisegundos, esos kWh de baterías, ayudan al operador del sistema a regular la frecuencia de la red de transporte rápidamente, evitando tener que sacar carga de distribución o meter carga de generación muy cara», consideró Rafael Velazco.

Aunque el sector de transmisión enfrenta desafíos significativos en la actualidad, se espera que las expansiones y mejoras planificadas en los próximos dos años y medio alivien la presión y permitan una mayor integración de las energías renovables en la red eléctrica de República Dominicana.

Por ello es que las licitaciones de energías renovables empiezan a cobrar sentido en la dinámica del mercado. Al respecto, Velazco destacó que República Dominicana necesita fortalecer su regulación y desplazar las concesiones provisionales y definitivas en favor de licitaciones transparentes y democráticas.

“La regulación dominicana lastimosamente todavía tiene las figuras regulatorias para que exista una concesión provisional y una concesión definitiva y a las licitaciones el gobierno puede hacerlas excepcionalmente y bienvenidas sean porque son la manera más democrática y transparente para avanzar. Aquí en República Dominicana todos estamos de acuerdo en cambiar la ley y en que hay que quitar eso de concesión provisional y definitiva, que son muy discrecionales al ser decididas por una junta directiva de seis personas; mientras que una licitación tiene toda la transparencia que se requiere y el mundo entero lo hace así”, observó.

Y, a partir de allí, concluyó: “El reto de una licitación es cuando entran esos MW. Yo diría, siendo muy sincero, que cualquier proyecto renovable greenfield que empiece de cero tiene posibilidad, porque le tomará 20 o 24 meses y, en ese tiempo, una o dos de las 14 líneas estará lista; pero, hay que tener mucho cuidado con eso, porque si no se hace algo al respecto, acelerando la infraestructura o poniendo baterías, el operador no va a poder operar”.

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