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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”. 

La entrada ACEN señala que un mercado de ofertas podría materializarse en 4 años si la legislación pertinente está resuelta se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada Innergex es nombrado el mejor ciudadano corporativo de Canadá se publicó primero en Energía Estratégica.

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

La entrada Día clave: mañana presentan ofertas técnicas en la licitación de Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

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. 

La entrada Retraso en la adjudicación de la licitación de renovables RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

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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La Secretaría de Energía de Argentina lanzó una convocatoria para que los actores del sector energético puedan presentar manifestaciones de interés (MDI) para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión.

A través de la Resolución SE 562/2023, la financiación puede ser por cuenta propia, o junto a otros interesados o con el Estado Nacional, en pos de incrementar la capacidad de transporte que permita el ingreso de nueva oferta de generación y su traslado hasta los centros de consumo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Tal como adelantó Energía Estratégica a mediados del mes pasado, esta convocatoria ya venía siendo trabajada por la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación para destrabar los cuellos de botella que hoy en día dificultan el avance de las energías renovables. 

Además, los interesados podrán acompañar sus propuestas junto a propuestas de mecanismos de comercialización de energía y condiciones que permitan instrumentar tales manifestaciones de interés. 

De igual manera, las autoridades nacionales convocaron al sector a realizar MDI de interés para concretar aportes económicos para  la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red, mediante la construcción de líneas de transporte a vincularse con el SADI. 

Y en ambos llamados, las entidades interesadas podrán acompañar sus propuestas junto a propuestas de mecanismos de comercialización de energía y condiciones que permitan instrumentar tales manifestaciones de interés. 

“Tiene sentido común porque la Sec. de Energía, a través de MDI, de MATER, RenovAr o GenRen para convocar la instalación de energía renovable, por lo que es un esquema similar para la construcción de líneas en 500 y 132 kV y subestaciones correspondientes”, señaló Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables. 

“También se debe tener en cuenta que en su momento CAMMESA habilitó la construcción de la cuarta línea Comahue – Buenos Aires, de 500 kV, bajo un contrato COM (construcción, operación y mantenimiento) 100% por privados”, agregó.  

Obras bases y plazos  – 34 

La entidad actualmente comandada por Flavia Royón puso a disposición un listado de 34 proyectos de infraestructura a ser tenidos en cuenta por las empresas que se presenten a la convocatoria. Obras que incluyen líneas y estaciones transformadoras en 500 kV en el ámbito federal, hasta la readecuación de ET ya existentes. 

Conforme a la Res. SE 562/23, las manifestaciones de interés deberán realizarse dentro de los próximos 90 días y en formato digital según el procedimiento a establecer por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Luego de recibir el informe correspondiente con las MDI detalladas por cada tramo de línea de transmisión en alta tensión y las expansiones propuestas, la Secretaría de Energía publicará un listado de ampliaciones y condiciones más convenientes. 

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El Directorio del Banco Mundial aprobó un préstamo de USD 150 millones para promover la inversión en proyectos de hidrógeno verde en Chile, acelerando el crecimiento verde del país, la transición energética y apoyando su compromiso con la neutralidad de carbono para 2050. Este es el primer préstamo del Banco Mundial para promover la energía verde hidrógeno para apoyar los esfuerzos de mitigación del cambio climático.

El Fondo de Hidrógeno Verde de Chile para apoyar un proyecto de desarrollo económico verde, resiliente e inclusivo beneficiará principalmente a las comunidades locales donde se producirá y utilizará hidrógeno limpio, y ayudará a crear empleos verdes, estimular la economía y descarbonizar las industrias locales. La Corporación de Fomento de la Producción de Chile (CORFO) implementará el proyecto, estableciendo un fondo de financiamiento combinado para proyectos de hidrógeno verde y desarrollando instrumentos de mitigación de riesgos para mejorar las condiciones de financiamiento. Adicionalmente, se brindará asistencia técnica para promover el desarrollo de esta industria.

“Chile tiene atributos excepcionales para desarrollar una industria competitiva de hidrógeno verde dados sus recursos renovables y su capacidad para atraer inversiones en proyectos de energía limpia a gran escala. El país tiene el potencial de convertirse en un actor global importante en esta industria, y este proyecto puede servir como modelo para otros países de América Latina y el Caribe”, dijo Carlos Felipe Jaramillo, vicepresidente del Banco Mundial para América Latina y el Caribe.

A través de este proyecto, el Banco Mundial está ayudando al gobierno a movilizar recursos financieros del sector privado y otros socios multilaterales para desarrollar esta industria emergente. También se espera que el instrumento financiero recaude recursos adicionales del sector privado que puedan generar inversiones de al menos US$ 280 millones. El proyecto fomentará la inversión temprana en la producción de hidrógeno verde y acelerará la viabilidad de los proyectos desde la escala piloto hasta la comercial.

“Hoy, las oportunidades de desarrollo futuro están precisamente en el desarrollo de industrias en las que Chile, por un lado, tiene una ventaja comparativa en relación con muchas otras economías del mundo. Y, por otro lado, en el hecho de que el mundo está experimentando una cambio significativo, desencadenado por la necesidad de tener una economía más amigable con el medio ambiente. Cuando hablamos de oportunidades, hay que saber aprovecharlas”, señaló el ministro de Hacienda de Chile, Mario Marcel.

Chile espera producir el hidrógeno de menor costo del mundo para 2030 y estar entre los tres principales exportadores de hidrógeno del mundo para 2040. Según estimaciones de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde de Chile, esta industria podría generar hasta US$ 330 mil millones en inversión privada oportunidades y unos US$ 30 mil millones en exportaciones para 2050.

La unidad ejecutora, la Corporación de Fomento de la Producción de Chile (CORFO), también es socia de Hydrogen for Development (H4D), una iniciativa del Banco Mundial administrada por el Programa de Asistencia para la Gestión del Sector Energético (ESMAP), para acelerar el despliegue de hidrógeno en mercados emergentes y países en desarrollo.

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Durante los últimos años, el ritmo de desarrollo de las energías renovables en México ha experimentado una desaceleración significativa, lo que ha llevado al país a caer de la segunda a la quinta posición en América Latina. De acuerdo con la organización internacional Global Energy Monitor, actualmente solo el 21% de la capacidad eléctrica total de en el país proviene de energías renovables.

Sin embargo, México anunció durante la Conferencia de las Partes a finales de 2022, la adopción de medidas para hacer frente al cambio climático indicando su compromiso por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 30% para 2030 dentro de las cuales la adopción de energías renovables es parte de la solución. Una de las opciones más sencillas de adoptar en cuanto a energías renovables es la energía solar, la adopción de estas energías limpias por parte de empresas en nuestro país puede ser un gran aliado para disminuir las emisiones de CO2.

Es así como Finsolar, startup mexicana de financiamiento de energía solar ha desarrollado distintas soluciones que facilitan a las empresas de todos tamaños la adopción de paneles solares sin la necesidad de adquirirlos.

Esta startup, creada en 2019 tiene proyecciones de crecimiento en la generación distribuida en México con potencial de alcanzar una capacidad instalada de hasta 13,869 MW para 2035; además, los proyectos que la empresa tiene instalados reducirán a lo largo de su vida útil 1 Millón de toneladas métricas de CO2e.

“Estamos comprometidos a ser agentes de cambio en la lucha contra el cambio climático, promoviendo una transición energética sostenible y brindando tanto a las PYMEs como a las grandes empresas la oportunidad de generar un impacto positivo en su ambiente y entorno social”, comentó Ian de la Garza, CEO de Finsolar.

Finsolar proporciona soluciones de financiamiento flexibles para todas las empresas

A pesar de la disminución de los costos de los sistemas solares, su instalación a gran escala puede ser prohibitiva para muchas empresas. Sumado a esto, las restricciones regulatorias pueden dificultar su implementación.

Frente a estos desafíos, Finsolar ha desarrollado un modelo de financiamiento y operación a largo plazo que fomenta la adopción de energía solar en empresas de todos los tamaños. Las soluciones ofrecidas, Modelo Finsolar y Power Purchase Agreement (PPA), permiten a las empresas aprovechar los beneficios económicos y ambientales de la energía solar sin la necesidad de instalaciones propias o límites en la cantidad de paneles.

«Nuestra meta es proporcionar opciones de financiamiento accesibles a empresas de todos los tamaños, permitiéndoles aprovechar al máximo los beneficios de la energía solar, con el objetivo de acelerar la transición hacia un futuro sostenible,» destaca de la Garza.

Además de sus soluciones financieras, Finsolar es reconocida por su enfoque social. La empresa destina un 5% de sus fondos recaudados a donaciones, permitiendo a las empresas invertir no sólo en su futuro, sino también en el de la sociedad y el medio ambiente.

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El Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC) ha identificado una limitada capacidad por parte de las organizaciones para acceder a los fondos destinados a implementar proyectos de adaptación al cambio climático así como la dificultad en los procedimientos de acreditación y modalidades de habilitación a estos.

Esta situación forma parte de las principales barreras en materia de financiamiento climático para la adaptación en México, para lo cual se requiere de garantizar el involucramiento y la igualdad de oportunidades para transitar a la democratización.

Derivado de este contexto, en coordinación con el Instituto de Recursos Mundiales (WRI, por sus siglas en inglés) y el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC), el think thank ETHOS Innovación en Políticas Públicas desarrolla talleres introductorios sobre financiamiento dirigidos a organizaciones de la sociedad civil a nivel local en Mérida, Yucatán; Tuxtla Gutiérrez, Chiapas; y Oaxaca.

Esta actividad forma parte de un proyecto que realiza la entidad con el apoyo de la Agence Française de Développement (AFD).

En conversaciones con Energía Estratégica, Laure Delalande, directora de Inclusión y Desarrollo Sostenible en Ethos destaca: “El objetivo es fortalecer las capacidades de pequeños implementadores de proyectos de adaptación al cambio climático para que puedan acceder a recursos que les permitan poner en marcha sus proyectos relacionados con esta temática”.

Luego de este primer acercamiento, en el que se reúnen más de 20 representantes de OSC en cada estado, el siguiente paso es la generación de guías de acompañamiento en el proceso de aplicación a convocatorias de financiamiento climático. La duración del proyecto es de 15 meses (noviembre del 2022 a enero del 2024).

“En los talleres se compartió con 35 organizaciones conceptos clave de cambio climático, con énfasis en adaptación, y sobre la estructura del financiamiento climático en México”, explica Delalande.

“Asimismo, se realizaron diversas dinámicas participativas para conocer de qué forma afecta el cambio climático en las regiones en las que trabajan las organizaciones, las acciones que realizan y cuáles son los principales retos que enfrentan para acceder a financiamiento climático”, agrega.

En tanto a las consultas más frecuentes en torno a proyectos renovables, la especialista explica que se formularon dudas sobre buenas prácticas u otros proyectos de adaptación al cambio climático y cuáles son las oportunidades específicas de financiamiento.

Según Delalande, «algunos de los financiamientos más solicitados son las donaciones de organizaciones internacionales porque los montos son más grandes y a veces suelen ser más flexibles. En general, los financiamientos a fondo perdido son los más demandados por los asistentes de los talleres».

“Uno de los grandes retos de las organizaciones es cumplir con las regulaciones para constituirse y mantenerse como donataria autorizada. La carga administrativa suele ser demasiada sobre todo para las  pequeñas organizaciones”, concluye la experta.

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La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile aprobó el proyecto de ley que perfecciona la ley N°19.657, sobre concesiones de energía geotérmica para el desarrollo de proyectos de aprovechamiento somero de esta alternativa verde.

La iniciativa que ingresó al Poder Legislativo en 2019 busca excluir a las actividades geotérmicas que usen el calor de la tierra hasta 400 metros de profundidad y bajo los 90 grados celsius, del régimen de concesiones con el fin de facilitar su desarrollo.

¿Por qué? La actual ley de geotermia (promulgada en 1999) fue concebida para posibilitar la materialización de grandes proyectos, mediante el otorgamiento de una concesión de exploración o de explotación. Sin embargo, los pequeños aprovechamientos poseen distintas características en cuanto a sus etapas y magnitudes de inversión y superficie, por lo que la vieja normativa no tuvo el mismo efecto. 

Tal es que así que, según datos que compartió la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), la geotermia hace un aporte discreto a la generación eléctrica con tan sólo 84 MW en operación y otros 70 MW aprobados ambientalmente; sumado a que el costo de inversión es de USD 5000 kW, mucho más alto que otras tecnologías limpias. 

Pero en caso que el Legislativo sancione la nueva normativa, ese panorama podría cambiar para ese tipo de emprendimientos como también para sus usos calóricos en más segmentos socio-económicos dentro del país, principalmente para  descarbonizar los procesos de calefacción en el sector PyME y residencial, además de los procesos de frío-calor en el ámbito industrial. 

“La modificación posibilitará el desarrollo de aprovechamientos someros, que se hagan con uso directo de energía geotérmica. Por lo tanto, es positivo con un foco en hogares, calefacción, industrias que puedan beneficiarse en esa escala”, remarcó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, durante la sesión de la  Comisión de Minería y Energía del Senado. 

“Es importante entender que tenemos limitaciones sobre las condiciones de geotermia ya que tienen un proceso complejo administrativo y se requiere excluir estos usos someros a esa gestión administrativa”, agregó. 

“El proyecto de ley está en línea de la transición energética. Resuelve adecuadamente las necesidades del sector de geotermia somera y en línea de otros proyectos ya presentados (o próximos a), pero ahora el desafío es cómo combinar los tiempos de esta discusión”, continuó haciendo alusión a la Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

¿Cómo sigue el proceso? Tras pasar por el comité previamente mencionado, se espera que la Comisión de Haciendo haga lo propio con la iniciativa, antes antes de que el texto sea conocido por la Sala Parlamentaria. 

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La Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, anunció junto al alcalde de Medellín y Presidente de la Junta Directiva de EPM, Daniel Quintero Calle, un acuerdo entre el Gobierno Nacional y la empresa pública EPM para que el parque eólico Jepírachi opere como parte de una alianza público popular con la comunidad wayuu en La Guajira.

“Hoy (por el pasado miércoles) EPM decide que Jepírachi, parque eólico de 19,5mw en La Guajira, pasará a esquema de propiedad con comunidad wayuu. Cumplimos al Presidente Gustavo Petro en su iniciativa de asociatividad público popular para materializar la transición energética justa”, afirmó la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres.

La jefa de la cartera celebró la decisión y reiteró el compromiso del Gobierno del Cambio de hacer partícipes a las comunidades en los proyectos de generación de energía en La Guajira.

Asimismo, la ministra Vélez anunció una inversión por $45.000 millones para complementar los $30.000 millones dispuestos por Empresas Públicas de Medellín para el desarrollo de comunidades energéticas en las áreas de influencia de EPM y Afinia.

“De esta manera EPM y el Gobierno del Cambio, sumamos recursos muy importantes para el país durante este año, en un esfuerzo complementario para consolidar las comunidades energéticas en las regiones donde EPM está trabajando», resaltó la ministra

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Con el objetivo de impulsar la generación de energías limpias en México, Eon Energy presentó ante la Cámara de Diputados un programa de inversión de 500 millones de dólares anuales para energía renovable. 

Con este programa, se busca el redireccionamiento de recursos de años anteriores por medio del estado para que las compañías puedan verificar el porcentaje de energía renovable que consumen.

Esto ayuda a las compañías a cumplir con sus objetivos mundiales de descarbonización, requisito que desde el año pasado se les exige a las empresas que están en la bolsa de valores y buscan cumplir con objetivos ESG.

Uno de los puntos más importantes del programa es que no tiene costo para la industria, ya que es el mismo presupuesto que han destinado anteriormente y el beneficio para el estado.  De esta forma, se puede invertir en centrales eléctricas y tener mayor presencia, un objetivo que es primordial para el gobierno.

Bajo esta premisa, la compañía diseñó Vowat, una herramienta gratuita qué permite trazar el consumo y producción de energía eléctrica. Esta es verificada por un auditor externo lo cual ayudaría al gobierno y a las empresas en la certificación de todos los procesos.

A su vez, mediante el programa se busca involucrar también a los usuarios residenciales que desean conocer qué tipo de energía reciben y fomentar la inversión en centrales eléctricas renovables del estado.

En conversaciones con Energía Estratégica, Arturo Gómez, CEO de EON ENERGY  destaca: “Tenemos muchas expectativas con este plan en México. Encontramos que dentro del sector renovables, todas las compañías multinacionales están con ese proceso de enfocarse a la sustentabilidad y descarbonizar su actividad. Sin embargo, cumplir los objetivos en México hoy es muy difícil entonces compensan con compras de bonos o certificados”. 

“Vimos que estos esfuerzos representan un número grande. Por eso, buscamos encontrar trazabilidad entre el dinero, la energía y el proyecto. Brindamos transparencia a los participantes para que sepan de qué centrales surge la energía que están comprando”, agrega.

De acuerdo con la estructura financiera detallada en la iniciativa, gracias a la inversión directa de 3 mil millones de dólares en los siguientes 6 años, más la emisión de bonos que conllevan este tipo de proyectos, se podría duplicar la capacidad instalada actual para el 2029 sin generar deuda para el estado, con un costo de capital cero.

Además, Gómez señala: “Los bancos han demostrado mucho interés en el avance de este proyecto. Con esta trazabilidad, el programa podría permitirles dar mejores tasas. Lo que queremos es brindar información certera y darle control a los actores de sus decisiones”.

“La energía es el commodity más utilizado a nivel mundial. Debemos tener el control y el conocimiento para detonar la industria de las renovables», agrega el experto.

En línea con sus compromisos de llevar transparencia al mercado, la compañía sigue en pláticas con miembros del Congreso y espera presentar el proyecto ante el Senado en septiembre de este año.

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Si bien los marcos regulatorios no avanzan al ritmo de las tecnologías en Latinoamérica, la apuesta por sistemas de energía solar a través de proyectos a gran escala y generación distribuida ha llegado a la región para quedarse por la competitividad de los precios y la necesidad de cada país de cumplir con las metas de descarbonización.

Para dar respuesta a la creciente demanda, Solis, fabricante líder de soluciones de energía fotovoltaica sigue capturando mercados en todo el mundo con profesionalismo e innovación tecnológica como punta de lanza.

En una nueva edición del ciclo Protagonistas de Energía Estratégica, Sergio Rodríguez, Service Manager para México y Latam de Solis Inverters analizó el mercado fotovoltaico y destacó las nuevas tendencias solares que ofrece la compañía.

¿De los mercados en los que trabajan cuales son los más atractivos de Latam y porque?

México seguirá siendo uno de los mercados más atractivos por la cantidad de recursos solar y la demanda de energía que tiene. A pesar de la coyuntura política sigue siendo un mercado atractivo, ya que están llegando al país muchas empresas que requieren que su producto final sea producido por energía limpia. 

El segundo mercado es Colombia: aunque sigue habiendo retos regulatorios en reactivas y restricciones, tiene mucho potencial y ha hecho mucho avance en proyectos de gran escala.  

En el tercer puesto está República Dominicana que está viviendo un boom en las energías renovables, aunado a sus recursos naturales y su alta dependencia energética.

¿Cuáles son las expectativas y objetivos de venta para 2023 en dichos mercados?

En México buscamos mantener la cuota de mercado que tenemos actualmente que es de entre un 50 y 60% del total de la generación distribuida. Por otro lado, para Colombia buscamos saltar de un 10 a un 30%. 

En el resto de Latinoamérica empezamos a tener presencia de marca y todavía nos falta mucho por hacer. Tenemos especial apetito por Sudamérica y el Caribe en lo que respecta proyectos híbridos para comercial e industrial.

¿En México, la tendencia del mercado se inclina más por el autoconsumo o utility? 

Un punto intermedio. El sector residencial seguirá siendo obviamente la tendencia porque las restricciones regulatorias se van volviendo cada vez más flexibles. La gente empieza a tomar más en cuenta a las energías renovables como una solución palpable, económica y fácil de aplicar en su día a día.

En México, en efecto, los proyectos utility están un poco frenados por temas ideológicos, pero esperemos que en 2024 con el cambio de gobierno haya un boom en proyectos energéticos de gran escala. 

A pesar de todo el ambiente hostil y complicado por parte de las autoridades con esas amenazas de cambios en las regulaciones, la generación distribuida sigue creciendo a un ritmo de un 20 y 30% anual y esperamos que esa tendencia continúe. 

Ojalá que con el nuevo gobierno se quite ese tope que tenemos de 500 kW en límite de capacidad instalada y que se aumente a 1 MW o 5 MW. Eso sería radical para detonar la generación distribuida en México. Como especialistas consideramos que 5 MW sería el límite ideal porque para el sector comercial e industrial medio MW no le hace ni cosquillas a la demanda de una empresa.

¿Cómo se encuentra el mercado del almacenamiento respecto a la venta de inversores en México y en Latam?

Actualmente, uno de los mercados con mayor interés en sistemas de almacenamiento es Chile. Es como el Brasil pero de almacenamiento principalmente por los costos de electricidad al momento de su inyección. Cuando estás generando la mayor cantidad de energía a partir de fuentes renovables al momento de inyectarla a la red tienes un costo negativo incluso cero. De esta forma, el almacenamiento se vuelve muy atractivo para proyectos PMGD con una capacidad de 1 MW hasta 9.9 MW. 

En México aún es un nicho de mercado, tiene un alto costo de inversión inicial pero en el sector residencial se está empezando a mover.  Aún persisten limitaciones por los costos de las baterías, pero se nota el interés por migrar hacia ese tipo de tecnologías.

Por otro lado, queremos enfocarnos en el almacenamiento en el Caribe porque existen muchas islas que siguen dependiendo de generadores diesel y la tecnología solar ya dio un paso agigantado para poder reemplazar esas tecnologías. No obstante, esa transición toma mucho tiempo pero vamos en ese camino. 

Por ejemplo, República Dominicana, a pesar de que está pegado a Haití, sigue siendo una isla energética también muy dependiente de los altos costos de importación de los combustibles. Ellos están haciendo un gran esfuerzo para impulsar las energías renovables. En efecto, ya hay resoluciones para que los proyectos de gran escala requieran cierto porcentaje de almacenamiento.

En conclusión, cada país va caminando a su forma y a su velocidad pero estamos encaminados.

¿Cuáles son las últimas novedades en materia de inversores?

Uno de los modelos más demandados, son las versiones de equipos trifásicos de bajo voltaje que operan a 208, 220 y 240. Antes las capacidades máximas eran hasta 20 o 30 kW. Actualmente tenemos de 50 kW y de 60 kW los cuales se han movido muy bien en México, Colombia y Centroamérica. Además, estamos por lanzar una versión de 75 kW con mayor entrada de corriente, lo cual permite la compatibilidad con los nuevos paneles que están en el mercado.

Esos modelos y los inversores híbridos para configuraciones de fase dividida son los productos más vendidos en toda Latinoamérica. Todos tienen una eficiencia del 98 o 99%. 

Para disminuir el LCOE fotovoltaico, hacemos equipos cada vez más pequeños, compactos y eficientes para que aprovechen más corriente y voltaje en sus entradas. También en el sector residencial, hay nuevas gamas que reducen mucho su peso lo cual es mucho más sencillo al momento de instalar y los costos han ido bajando.

¿Cuáles son los grandes desafíos y retos que presenta la industria?

La profesionalización del sector porque el mercado se mueve por el precio: el usuario final quiere el servicio más barato y eso trae consigo un alto costo. 

Hay muchos instaladores que no tienen la preparación técnica, eléctrica y fotovoltaica necesaria para instalar este tipo de sistemas.

Como el inversor depende de que el panel esté bien instalado para funcionar, tenemos muchos problemas con instaladores cuando no están preparados y no respetan los procesos de servicio ni las garantías. Muchos hacen muy malos trabajos y abandonan a los clientes finales.

También a nivel macro se presentan desafíos en cuanto a los marcos regulatorios de cada país. Necesitamos claridad en las reglas del juego para que sea un ganar-ganar para todos. 

Muchas veces las reglas no están hechas con criterios técnicos y no son claras. Para lograr esa transición energética la regulación requiere de la participación de todos los actores: del gobierno, los entes que producen energía, las asociaciones, los profesionales y la sociedad en general . 

Un ejemplo de ellos son las restricciones en las importaciones y exportaciones que existen en países como Argentina. 

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Aunque la generación distribuida ha tenido un fuerte incremento en los últimos años en el país, la industria podría potenciarse aún más por las oportunidades del nearshoring, donde cada vez más multinacionales tienen la necesidad de cumplir con los criterios ESG. 

Para aprovechar todas esas inversiones, Carlos Aurelio Hernández González, vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX advierte a Energía Estratégica la necesidad de actualizar el marco regulatorio. 

“Tenemos que apuntar a la proyección alta de generación distribuida aumentando su límite de potencia. No es razonable que una empresa en California pueda generar hasta 10 MW y nosotros estemos limitados a 0,5 MW. Es importante aumentarla cuanto menos a 1 MW”, asegura.

“Necesitamos la democratización del mercado eléctrico. México no necesita pocos generadores grandes sino más bien que haya 5 millones de generadores en tanto los hogares como en las pymes”, agrega.

Para fomentar que esas pequeñas y medianas empresas adopten más energías limpias, el representante del sector no solo recomienda aumentar el límite de potencia en generación distribuida, sino también  disminuir el usuario calificado que actualmente es de 1 MW de demanda máxima a 500 kW.

Esta regulación permitiría que las empresas puedan generar más de lo que consumen y aportar su grano de arena a la descarbonización.

En este sentido, sugiere replicar el modelo francés de transición energética: “Necesitamos volver un derecho humano a la energía eléctrica para que cualquier mexicano pueda inyectar a la red. Que no solo quede en manos del distribuidor, sino de cualquier persona. Se necesita la descentralización de la energía eléctrica”.

Para el especialista, aunque en términos de generación distribuida se han aumentado tanto los proyectos en venta totales como el net metering, sigue pendiente la publicación del nuevo manual estatal de CONAMER que sienta ciertas bases para incentivar el net metering. 

“No obstante continúa habiendo oportunidades y apetito de las empresas de instalar sistemas de generación distribuida en varios sitios del país. Ese modelo sigue caminando cada vez con más fuerza y la CRE (Comisión Reguladora de Energía) debe acompañar ese ritmo”, explica.

“Desde COPARMEX, ante los efectos del nearshoring creemos que debemos fomentar la inversión porque sino la relocalización de las inversiones se va a dar en otros estados. Tenemos que tener la capacidad como país de no presentar una limitante para que las empresas internacionales puedan invertir en energía limpia”, concluye.

La entrada COPARMEX alerta sobre la ampliación del límite para la generación distribuida para fomentar inversiones se publicó primero en Energía Estratégica.

Esta semana, el Gobierno declaró la emergencia económica y social, en el departamento de La Guajira.

Hasta el 2 de agosto de este año el Gobierno, vía Decreto (ver al pie), adoptará medidas necesarias para conjurar la crisis e impedir la propagación de sus efectos en La Guajira.

En diálogo con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio de OGE Legal Service, analiza las medidas, las cuales están estipuladas en el Decreto No. 1085 de 2023:

Subsidiar la implementación de techos solares,
Subsidiar las Micro redes,
Subsidiar los proyectos de energía distribuida y el almacenamiento de energía,
Implementar la transformación de Termoguajira,
Implementar la transformación de la distribución de los beneficios económicos provenientes de los proyectos de transición más allá del área de influencia de los proyectos,
Implementar puntos de conexión social,
Implementar esquemas tarifarios diferenciales para áreas con población especialmente vulnerable,
Implementar modelos innovadores de constitución de proyectos de transición energética pertenecientes a las comunidades,
Implementar modelos asociativos público – privados y popular-privados para el desarrollo de proyectos de transición energética,
Implementar el restablecimiento del equilibrio económico en los proyectos de transición energética y el desarrollo de mecanismos de relacionamiento entre comunidades y empresas.

Acompaño el Decreto No. 1085 de 2023 expedido por el Gobierno del Presidente Gustavo Petro, OGE Legal Services invita a todas las compañías interesadas que tengan dudas o inquietudes acerca de los cambios introducidos por el Decreto, para que se acerquen a nuestra firma y reciban una adecuada asesoría legal.



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República Dominicana continúa ampliando su parque de generación renovable. El crecimiento es significativo, con un aumento proyectado de aproximadamente 1800 megavatios de generación en los próximos años.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit en el Caribe, Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean, destacó que esta expansión representa una excelente noticia, ya que más energía renovable significa una energía más limpia, más económica y menos dependencia de la importación de combustibles fósiles.

“Estamos viviendo un momento de transformaciones y el gobierno está comprometido en su objetivo de impulsar la energía renovable y reducir al mínimo las restricciones”, declaró Alfonso Rodríguez.

Esto marca un cambio importante en el escenario para los desarrolladores de proyectos de energía renovable en el país. Por lo que el referente empresario celebró los avances realizados por la actual administración.

El marco regulatorio precedente no había tenido en cuenta el rápido desarrollo tecnológico en el sector de las energías renovables, y desde el sector privado agradecen el esfuerzo conjunto de la Superintendencia de Electricidad, la Comisión Nacional de Energía y el Ministerio de Energía y Minas para adaptar las regulaciones y normativas existentes.

En este sentido, la Comisión Nacional de Energía ha trabajado en dos resoluciones publicadas el lunes 20 de febrero destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023).

La Superintendencia de Electricidad también ha estado trabajando en la adaptación de reglamentos; entre ellos, los relacionados con la Ley General de Electricidad, la generación distribuida y el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución.

Vistos los avances, el CEO de Soventix Caribbean destacó que estas resoluciones generarán cambios necesarios en el panorama energético dominicano. Esto es crucial para superar las restricciones actuales en las redes de transmisión y no frenar la implementación de proyectos de energías renovables.

¿Hay capacidad suficiente en las redes de transmisión? ¿Cuáles son los retos para que ingrese toda esa nueva capacidad sostenible al sistema? Fueron otras de las preguntas respondidas por Rodríguez durante Future Energy Summit. 

Al respecto, Alfonso Rodríguez señaló que el crecimiento económico experimentado en los últimos años, impulsado por las políticas gubernamentales y la confianza en sectores como el turismo y el nearshoring, ha llevado a un aumento significativo en la demanda de energía.

Sin embargo, añadió que si bien es posible inyectar más energía renovable en las redes de transmisión, es difícil para las redes tradicionales mantenerse al ritmo de crecimiento de este nuevo desarrollo. Aquí es donde el almacenamiento de energía juega un papel crucial.

Finalizando con el análisis de Alfonso Rodríguez, la implementación de sistemas de almacenamiento permitirá que más plantas solares, que están conectadas a líneas de transmisión o distribución saturadas, puedan almacenar energía durante el día y suministrarla durante la noche. Esto sería una herramienta valiosa para las empresas de transmisión y un medio para mantener la red eléctrica más sostenible.

Siete proyectos solares con baterías avanzan en el proceso de concesiones en República Dominicana

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De cara a las elecciones presidenciales previstas para el 2 de junio de 2024 en México, reina la incertidumbre en el sector de las energías renovables.

De acuerdo al sector privado, en México se ha visto más impulso en la generación distribuida que en proyectos a nivel utility, sobre todo, por las cancelaciones de las subastas por parte de la gestión de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Estas suspensiones en las subastas han ocasionado que muchos proyectos renovables a gran escala hayan quedado en stand by, a la expectativa de un cambio en la actitud del gobierno.

Independientemente de quién llegue al poder el próximo año, Rodolfo Alanis, desarrollador de proyectos renovables destaca el potencial que tienen las energías renovables en México tanto a nivel utility como en generación distribuida y sugiere cambios en la normativa para impulsar la actividad, en conversaciones con Energía Estratégica,.

Los cambios propuestos

Reactivar las subastas a largo plazo

Alanis asegura que se deben recuperar las subastas eléctricas a largo plazo para garantizar la capacidad instalada que se necesitará en el corto y mediano plazo.

“Esperamos un crecimiento de al menos un 5% de demanda de energía eléctrica en los próximos años. Por ello, necesitamos recuperar esa inversión que ya estaba y ascendía a unos 40 mil millones de dólares, pero dada la incertidumbre del gobierno actual no llegó a potenciarse”, alerta.

“Recordemos que tenemos parado casi 1 GW de capacidad instalada porque no hay permisos para poder interconectarse a la red y poder inyectar esa energía al sistema eléctrico nacional”, agrega.

El especialista expone que a nivel utility, en México el potencial de desarrollo de proyectos de crecimiento anual es bastante prometedor por los efectos del nearshoring.

“México transita una política más restringente de factores privados de energía eléctrica. Es necesaria una política más abierta que no trabe permisos sino que de incentivos para que este tipo de plantas se puedan generar”, asevera.

Crear políticas públicas que ayuden a cumplir los compromisos asumidos en el Acuerdo de París

Teniendo en cuenta que México prometió generar el 50% de su electricidad para el 2050 con energías limpias, el especialista insiste en que es importante acelerar esos compromisos.

“Necesitamos garantizar que haya un crecimiento claro en promedio de aquí al 2050 para llegar a esas metas. Necesitamos blindar esos compromisos independientemente de quien esté a la cabeza del Gobierno Federal”, explica.

No desatender las inversiones en las redes de transmisión

Para Alanis, hay que asegurar el nivel de inversión que se viene: “Necesitamos saber cuánto le va a invertir el estado mexicano a las cuestiones de generación, transmisión y distribución porque no podemos operar subastas para generar energía cuando estamos desatendiendo la parte de transmisión”.

“La transición energética se va a dar solamente cuando volvamos a ver a las líneas de transmisión como un ente generador de eficiencia que da oportunidades de energía y desarrollo. Es crucial que se dedique más inversión a las líneas de transmisión porque de nada sirve tener generación, si no podemos transportar esa energía”, alerta.

Según International Renewable Energy Agency (IRENA), Mexico recibió 14.4 mil millones de dólares solamente entre el 2010 y el 219. Estas cifras arrojan un promedio de casi 1250 millones de dólares anuales. 

“Es una inversión importante que debemos asignar en sentar las bases para que desarrollos renovables como parques eólicos y fotovoltaicos puedan funcionar. Es importante que reactivemos esa industria, porque no vamos a tener energía para satisfacer la demanda de las empresas que llegan a México, principalmente en el norte y el oeste del país”, alerta.

Enfatizar en políticas de eficiencia energética

De acuerdo a Alanis es fundamental desarrollar el mercado de eficiencia energética: “Hay que sentar las bases para definir cómo consumir menos energía y seguir produciendo lo mismo”. 

Además, alerta que se debe dejar de desperdiciar energía que se puede utilizar en procesos productivos. Para ello, invita a toda la industria a involucrarse y adoptar tecnologías que reduzcan su CO2 por más pequeñas o grandes que sean esas inversiones. 

Incrementar el límite de potencia para proyectos de generación distribuida

El desarrollador de proyectos renovables sugiere que es menester aumentar el nivel de capacidad instalada, de 500 kW a mínimo un 1 MW. Este cambio se tendría que llevar adelante en los próximos meses para poder aprovechar todas las inversiones que se están dando en México.

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La energía solar fotovoltaica flotante (FPV) es un concepto que poco a poco toma mayor lugar a lo largo del mundo y cada vez más actores utilizan porciones de las masas de agua de su superficie para ubicar sistemas renovables conectados a la red, a tal punto que hoy en día alcanza los 3 GW de capacidad instalada. 

Ante esa tendencia, el Instituto Fraunhofer Chile analizó el potencial y viabilidad de esta tecnología para la transición energética y la protección de recursos hídricos de la evaporación en el país trasandino. 

“Chile será el único país de Latinoamérica con estrés hídrico extremadamente alto al año 2040, sumado a que el país debe agregar otros 30 GW de energía renovable en una década”, contextualizó David Jung, Ingeniero de Investigación de Conceptos PV Integrativos en Fraunhofer Chile. 

“Bajo este panorama, encontramos más de 30000 superficies de agua que acumulan 13961 km2. La mayoría de esas son de carácter natural, por lo que excluyendolas, esa superficie se disminuye a sólo 342 km2. Y si consideramos una densidad flotante FV de 1,2 MW/ha, nos da un potencial de 16568 MW de capacidad a lo largo del país, principalmente en la zona central, entre Coquimbo y Biobío”, explicó durante un webinar. 

Ese potencial para la generación de energía fotovoltaica flotante significaría poco más de 27000 GWh por año, es decir, aproximadamente un 33% de la producción eléctrica a nivel nacional en la actualidad. Mientras que a su vez, podría proteger alrededor de 163 millones de metros cúbicos al año de la evaporación (39% de uso de agua potable doméstico). 

Cabe recordar que, a medida que bajan los precios de los sistemas fotovoltaicos y mejora la fiabilidad, aumenta la presión para encontrar lugares adecuados para los sistemas centralizados conectados a la red, especialmente en las zonas en que el uso de la tierra es una restricción crítica, y la FPV ofrece una alternativa atractiva a los sistemas terrestres.

¿Qué segmentos podrían ser más viables? El estudio del Instituto Fraunhofer Chile determinó que la mayoría del potencial se encuentra en el segmento de net-billing, es decir, en la generación distribuida, debido a las masas de agua pequeñas existentes en el país. Y allí el costo por MWh rondaría entre los USD 70 y USD 80 en aquellas zonas con mejor factor de carga. 

Aunque no descartó que también hay potencial para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) y proyectos de utility scale, “mediante centrales más grandes y un LCOE más bajo”.

“Pero para ello se debe encontrar los mecanismos para aplicar esos proyectos ya que resultan más caros que los que se hacen en tierra”, aclaró David Jung. 

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Con el objetivo de mejorar la calidad de vida de las poblaciones rurales, a través del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) y gracias al financiamiento del Banco Mundial, este 2023 se pondrá en marcha, entre otras obras, la construcción de 13 mini redes de generación de energía eléctrica en base a fuentes renovables en cuatro provincias (Catamarca, Jujuy, Salta y Río Negro), para abastecer a poblados aislados de la red. La inversión total es de 28,3 millones de dólares.

En el marco de este programa, la Secretaría de Energía está avanzando también en la instalación de sistemas de generación fotovoltaica para 494 Centros de Atención Primaria de Salud en Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Jujuy, La Rioja, Misiones, Neuquén, Río Negro, Salta, Santa Cruz, Santiago del Estero, Tucumán.

Estas obras son claves para las zonas rurales de las provincias ya que, con una inversión de 18 millones de dólares para garantizar energía eléctrica en sus centros, los profesionales de la salud podrán extender los horarios de guardia y la calidad de las prestaciones para más de 40.000 argentinos y argentinas.

“PERMER es uno de los programas que le cambian la realidad de vida a muchos argentinos y argentinas que viven en lugares remotos, como a poblaciones rurales que hoy no tienen acceso a la energía eléctrica por sistema. Por eso es tan importante y prioritario para nosotros, porque nuestro objetivo de gestión es mejorar la calidad de vida de todos los argentinos.”, destacó la secretaria de Energía Flavia Royon.

Además, con una inversión de 2,5 millones de dólares, se entregaron 2.600 boyeros solares a 10.000 pequeños productores rurales en zonas sin acceso a la red de distribución eléctrica en 19 provincias, para electrificar los alambrados y mantener confinado al ganado. Este tipo de tecnología de bajo costo y de alto impacto facilita a los pequeños productores utilizar selectivamente el espacio de los predios.

Para los establecimientos públicos, a través de PERMER se está concretando la instalación de sistemas para abastecer de electricidad, a partir de energías renovables a 281 dependencias estatales de 19 provincias, como escuelas rurales, puestos de Gendarmería Nacional, puestos fronterizos del Ejército Argentino, campamentos de Vialidad Nacional, establecimientos sanitarios y destacamentos policiales. La inversión destinada es de 22 millones de dólares y beneficia a más de 20 mil personas.

Para este año también se espera la instalación de sistemas fotovoltaicos para generar energía eléctrica en 11 Parques Nacionales, y 104 hogares aislados en zonas rurales en Catamarca y Santa Cruz, para que accedan por primera vez a la electricidad. Se completa así la última tanda de provisión de 742 equipos, a partir de una inversión de 2 millones de dólares.

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INERATEC, líder en el mercado de Power-to-X en Alemania, ha formado una colaboración público-privada con la agencia de cooperación alemana GIZ, para promover la producción de e-combustibles en Chile, en el marco del programa International Hydrogen Ramp-Up (H2Uppp), financiado por el Ministerio Federal de Economía y Acción por el Clima de Alemania (BMWK).

El objetivo es demostrar una solución técnicamente factible y comercialmente viable para la aplicación de plantas Power-to-Liquid (PtL) utilizando unidades modulares de síntesis.

Los combustibles sintéticos pueden utilizarse para sustituir a los combustibles fósiles en barcos, aviones, camiones y automóviles. Una producción local de estos combustibles va de la mano con la estrategia chilena de hidrógeno y apoya la expansión de la producción de energías renovables. La producción local de e-combustibles a partir de hidrógeno verde podría contribuir a aumentar la competitividad de la industria chilena al reducir su dependencia de los combustibles fósiles importados y a mitigar los riesgos asociados a las fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo e interrupciones de suministro.

La iniciativa incluye una evaluación del potencial de producción de e-combustible en Chile. Se identificarán y analizarán los posibles compradores y proveedores de materias primas, así como las diferentes regiones chilenas para establecer y optimizar el diseño de las plantas, de manera de adaptarse mejor a las necesidades y condiciones locales. Los socios trabajarán con instituciones locales como la industria, universidades y comunidades para construir una cadena de valor sostenible para los e-combustibles en el país.

«Chile se perfila como uno de los focos mundiales para la producción de e-combustibles, mostrando un inmenso potencial debido a la disponibilidad de electricidad renovable a gran escala. Esta es la razón por la que INERATEC tiene como objetivo una planta de e-combustible a gran escala que reciclará toneladas de CO2 cada hora», explicó Philipp Engelkamp, CCO de INERATEC.

«Nuestro enfoque modular nos permite construir las capacidades de producción junto con la expansión de las instalaciones de energía renovable y las fuentes de CO2. Junto con nuestros socios locales, Ferrostaal Chile, somos capaces de fomentar estrechas conexiones en Chile para impulsar el desarrollo de proyectos. Proporcionaremos grandes cantidades de e-combustibles, no sólo para los sectores difíciles de abatir como la aviación, conduciéndonos hacia un futuro más sostenible», agregó.

El esfuerzo por limitar el cambio climático exige la defosilización y nuevas tecnologías en muchos sectores. Mientras que algunos sectores industriales pueden electrificarse fácilmente con energía renovable, otros como la minería, el transporte marítimo, la aviación y el transporte pesado se enfrentan a grandes retos a la hora de reducir sus emisiones de CO2. Para estas aplicaciones, los llamados e-combustibles, producidos a partir de electricidad renovable y CO2, son una opción prometedora, especialmente en países con gran potencial de energía eólica y solar como Chile.

El desarrollo de un proyecto PtL pretende estimular la innovación tecnológica y el desarrollo de nuevos procesos de fabricación, así como facilitar sinergias con desarrolladores de proyecto locales e instituciones educativas, creando nuevas oportunidades para las empresas locales, nuevas oportunidades de empleo y apoyando el crecimiento de una economía basada en el conocimiento.

«Esta colaboración muestra cómo el gobierno alemán apoya el proceso de descarbonización y la promoción de combustibles sostenibles. A través de esta iniciativa buscamos incentivar la producción de nuevos combustibles e impulsar la economía local, para lo cual INERATEC se vinculará con distintos actores locales. Este es el segundo Proyecto de H2Uppp firmado por GIZ en Chile, lo que nos posiciona a la vanguardia de los desarrollos globales del mercado de hidrógeno verde y nuevos portadores energéticos», señaló Javier Ortiz, jefe del Programa H2Uppp de GIZ para Chile, Argentina y Uruguay.

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Por los efectos del nearshoring, se vislumbra en México un especial apetito por la industria de la electromovilidad. No solo se están importando vehículos eléctricos, sino que también muchas empresas como Tesla se están estableciendo en el país para desarrollar estos ejemplares.

En este marco, estados mexicanos están promoviendo el concepto de Smart Cities donde se visualiza un mayor interés por impulsar vehículos aéreos para optimizar los tiempos y fomentar el turismo.

En línea con esta tendencia, Cristina Lara, CEO de Airmobility, empresa mexicana dedicada a la comercialización y servicios relacionados con vehículos aéreos autónomos en los diferentes mercados verticales y aplicaciones, revela el arduo trabajo que están llevando adelante para hacer crecer esta industria en México y Latinoamérica.

¿Cuáles son las expectativas del mercado mexicano para este 2023?

En movilidad aérea, somos el distribuidor oficial del fabricante de EHang por lo que tenemos el alcance para vender y operar estos equipos en México y Latam. 

No obstante, el proceso regulatorio de México es uno de los mayores retos porque no se tenía considerado que los RPAS (vehículos tripulados de manera remota) en algún momento iban a llevar pasajeros. Eso hace que el proceso regulatorio tanto en México como en otros países sea largo.

También estamos poniendo sobre la mesa de los diferentes órganos de gobierno y empresas privadas, la habilitación de vertipuertos. Estos son los puntos de aterrizaje y despegue de este tipo de equipos donde se encontrarán los módulos de recarga.

Las expectativas de este año es poder enderezar el marco regulatorio para que en el 2024 y 2025, los vertipuertos sean una consideración natural. 

¿Cómo están trabajando para lograr esos objetivos?

En México existe la Agencia Federal de Aviación Civil que es la encargada de autorizar qué vehículos pueden estar en el aire. Cuando se generan estos equipos el país de origen debe emitir el certificado tipo. Una vez emitido hay acuerdos bilaterales o internacionales de reconocimiento de los documentos de algunos países.

Si bien México convalida todo lo que hace la Agencia de Canadá y Estados Unidos, en el caso de China, no existen estos acuerdos. Entonces estamos trabajando en emitir el certificado tipo. En paralelo, solicitamos vuelos de demostración hasta que se pueda emitir ese certificado. 

Hay estados en México que están promoviendo el concepto de Smart Cities y hay mucha más apertura para designar zonas de prueba que ayuden a posibilitar que los vehículos en el aire funcionen.

En efecto, próximamente programaremos el vuelo de demostración con público en el estado de Nuevo León  y esperamos que también otros países o regiones se sumen a considerarlo.

En México existe también una normativa en la que se establece cómo deben operar los drones de manera general. Como esa ley no consideraba que iban a transportar pasajeros, se está haciendo una serie de documentos para sentar precedentes y que se habilite la actividad.

Con todas estas acciones, estamos compartiendo a la esfera política estas tendencias globales para que tengan estas cuestiones en mente a la hora de legislar leyes.

¿Cómo funciona el dron?

Dentro de la aeronave de hasta 220 kilos de carga van dos pasajeros mientras que el piloto y el copiloto están en tierra. 

Un piloto puede estar monitoreando hasta 5 drones a la vez por lo que hay economía de escala en cuanto a los costos operativos. También sus piezas, el mantenimiento y su almacenaje es más económico. Sus brazos se pliegan y entran en el espacio de un vehículo.

Si bien los tiempos que el equipo puede estar en el aire son menores a los de un helicóptero, cumple una función similar.  El equipo puede volar hasta 4 mil metros sobre el nivel del mar permitiendo a los pasajeros acceder a todos lados. 

¿Qué países de Latinoamérica son los más atractivos para vender estos productos?

Las regiones con mucha afluencia turística y las ciudades más críticas y congestionadas en tránsito son las más atractivas para nosotros. Las verticales de negocio son los gobiernos y el uso comercial en empresas privadas.  

Las empresas de turismo podrían adquirir nuestros equipos para ofrecer una experiencia más a sus visitantes.  También empresarios de transporte como taxis y ferris o compañías dedicadas a mover mercancía podrían optar por esta alternativa.

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Celsia, empresa perteneciente al grupo Argos, ha logrado establecerse como un actor relevante en el sector energético en varios países de Centroamérica. Actualmente, la compañía cuenta con operaciones en Panamá, Costa Rica y Honduras, además de su destacada participación en el mercado colombiano.

En el marco del megaevento Future Energy Summit en República Dominicana, Antonio Sánchez, director comercial para Centroamérica de Celsia, brindó una entrevista donde destacó la apuesta de la compañía por su expansión en la región centroamericana a través de la implementación de nuevos proyectos renovables.

“Estamos explorando expandir nuestra presencia en la región. Ya tenemos puerta abierta de nuestra junta directiva para llegar a dos países más: a Guatemala y El Salvador”, reveló Antonio Sánchez.

Desde su incursión en Centroamérica en 2014, la compañía ha desarrollado proyectos de generación centralizada, incluyendo hidroeléctricas, térmicas y eólicas en Panamá. Además, en Costa Rica, se ha iniciado la construcción de parques fotovoltaicos conectados a la red de distribución.

Según Sánchez, la estrategia de Celsia se ha centrado en diversificar sus unidades de negocio y establecer alianzas a largo plazo con sus clientes, con el objetivo de optimizar los recursos energéticos y promover la eficiencia y sostenibilidad ambiental.

De allí es que en el último tiempo uno de los pilares de la estrategia de Celsia sea la generación distribuida, que han implementado bajo la sombrilla de soluciones integrales de eficiencia energética fijando en este segmento del mercado grandes objetivos.

“Terminaremos este año ya con 60 MW solares en operación”, aseguró el director comercial para Centroamérica de Celsia. 

Para ganar mercado, Celsia cuenta con una sólida fuerza comercial que se dirige a las principales compañías con alta demanda de energía.

De acuerdo con Antonio Sánchez, la propuesta de la compañía varía según la regulación de cada país, pero en general, Celsia busca establecer PPAs donde ellos sean los dueños de los activos y el cliente tenga la posibilidad de utilizarlos por un tiempo determinado. Es por ello que, en cuanto a la estrategia de desarrollo, Celsia ha venido construyendo sus propios proyectos uno a uno.

“Nosotros nos encargamos de todo, desde la inversión inicial, de operarlo, de mantenerlo y de garantizar ciertos estándares y niveles de generación”, declaró Sánchez. 

Sin embargo, la compañía está abierta a explorar otras alternativas, como la adquisición de carteras de clientes y proyectos ya desarrollados. Este enfoque le permitiría expandir su portafolio de manera más rápida y eficiente. Así lo aseguró Antonio Sánchez, director comercial para Centroamérica de Celsia. Accede a las declaraciones completas en el video que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit. 

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La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) definió sus objetivos de gestión para el corto plazo, varios de ellos vinculados a actualizaciones normativas en pos de brindar más beneficios a los consumidores finales. 

Sebastián Novoa, presidente reelecto de ACEN para el período 2023-205, conversó con Energía Estratégica y explicó que las metas incluyen desde cambios en ley General de Servicios Eléctricos para que haya más clientes puedan acceder al mercado libre hasta posicionar la tarea del comercializador dentro del sector y regularizar su figura. 

“La campaña de reducción del límite de potencias es nuestro caballo de batalla principal. Ello traerá beneficios para la sociedad y, en particular, el desafío es que los clientes que están bajo los 100 y 500 kW puedan negociar su suministro y acceder a tarifas más bajas, a energías renovables, servicios de telemedición y eficiencia energética”, sostuvo. 

“Lo más probable es que exista una ventana de oportunidad en los próximos meses, dadas las alzas tarifarias esperadas, en razón de las publicaciones de los decretos tarifarios. Entonces esa acumulación podría generar una suba pronunciada, como del orden del 15 al 25% adicional de lo que ya subió”, agregó 

La ventaja es que el mercado libre no tendría tales efectos por lo que se podría dar un período cúlmine para realizar ofertas atractivas a los clientes finales, mucho mejores a las que existen en la actualidad, considerando que los precios en el mercado libre ya son más bajos que en el regulado. 

El segundo objetivo de gestión está ligado a lograr posicionar la tarea del comercializador dentro del sector y que otros agentes entiendan su rol como portavoz del consumidor en el mercado eléctrico respecto a sus necesidades y políticas públicas. 

“Entonces las oportunidades de eficiencia energética, proyectos fotovoltaicos y reducción de consumo resultan oportunidades de demostrar a los clientes por qué deben quedarse con cada comercializadora”, manifestó Novoa

“Y el último punto tiene que ver con mejoras normativas o regulatorias en el sector que permitan contar con mejores ofertas y condiciones para el consumidor final, como también proteger el negocio y que se regularice la comercialización. Si bien podemos comercializar, estamos en una especie de far west, donde podemos hacer lo que queramos; pero en esas circunstancias, puede surgir el abuso y no queremos ello, sino que haya una buena implementación y no que corramos el riesgo de que alguien actúe de forma indebida y manche el sector”, continuó. 

Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética

El presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía también hizo hincapié en cómo las comercializadoras pueden aportar su grano de arena dentro de las acciones que actualmente encara el Ministerio de Energía, que prevén resolver ciertas complicaciones que se han dado en el último tiempo. 

“Las comercializadoras pueden apoyar a implementar las políticas que el gobierno estipule como nuevas obligaciones. Mientras que a la par, pueden ayudar a los cierres financieros de los proyectos renovables que se prevén instalarse en el país, acceder a comprarles esa energía para llevarlas a los clientes finales y que las centrales de generación tengan viabilidad”, señaló. 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Agencia de Energía del Estado de Jalisco y la Secretaría de Desarrollo Económico, trabajan en la elaboración del Primer Reglamento de Instalaciones de Sistemas Fotovoltaicos para el Estado que tiene como objetivo mejorar la competitividad y seguridad del servicio.

 Esta regulación requiere licencias, permisos y certificaciones para las instalaciones sujetos a inspecciones periódicas de peritos fotovoltaicos para fomentar el cumplimiento de los estándares de calidad y profesionalismo.

En el marco del webinar “Novedades y Perspectivas del Mercado Fotovoltaico” organizado por Intersolar, Ana Karina Torres Hernández, directora general del  Dypesa y Luis Francisco Quevedo Flores, secretario del Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas describieron el arduo trabajo que viene realizando el sector para llevar adelante la normativa.

“El primer reglamento se está discutiendo en mesas de trabajo y esperamos que salga este año. Vamos por buen camino y va a ser un éxito”, explicó Quevedo Flores.

“Aunque al principio no trajo mucha aceptación, es importante que existan estas normas para cumplir con los estándares de competencia, especialmente, en la mano de obra. El reglamento va bien enfocado. La prevención tiene que ser la prioridad y por ello es elemental la figura de peritos”, agregó.

A su vez, Torres Hernández destacó que el Padrón de Peritos está compuesto por personas y empresas con grandes conocimientos y preparación que buscan mantener la calidad y el sello de garantía en el estado de Jalisco.

“Sirven para controlar las instalaciones y darle la certeza a las empresas de que sus inversiones están llegando a buen puerto. Brindan los estándares de capacitación y de competencia para instalar los paneles solares con profesionalismo. Se llevan adelante auditorías estrictas en todos los procesos para evitar las malas prácticas”, afirmó. 

De acuerdo a los expertos, este padrón que se actualiza cada año beneficia al usuario final y las empresas a instalar sus paneles con las certificaciones pertinentes. Se trata de figuras imparciales con la finalidad de prevenir errores. 

La especialista reveló que en 2022 México tuvo una capacidad instalada de 2629.78 MW en generación distribuida. De esa generación Jalisco aportó el 15% al instalar 407.08 MW, lo que posiciona al estado como el número uno a nivel nacional.

“Ser punteros nos obliga a abrir nuevas brechas y a pensar mejores prácticas a largo plazo. Un ejemplo de ellas, es este nuevo reglamento que suena atractivo para la transición energética. Busca involucrar a otros actores del estado para que se capaciten. Todos debemos estar alineados en la misma sintonía y ser ejemplo para México y otros países”, concluyó Torres Hernández.

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En el marco del ejercicio de Gobierno con el pueblo que se adelanta en el departamento de La Guajira, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, anunció que la central Termoguajira, de la empresa Gecelca, ubicada en el municipio de Dibulla, es la primera termoeléctrica en decidir unánimemente y transitar hacia generación eléctrica 100 % descarbonizada.

Esta termoeléctrica con capacidad de 290 megavatios (MW), utiliza carbón como combustible principal para su operación y gas natural como combustible secundario y de soporte para el arranque de las unidades.

“Esta es una gran noticia para el país pero sobretodo para el departamento de La Guajira ya que se empieza a materializar la transición energética justa y este territorio será carbono cero”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía, quien agregó que “desde el Ministerio de Minas y Energía estaremos acompañando con asesoramiento técnico y apoyando la búsqueda de alternativas para financiar esta inversión”.

Termoguajira transitará a energías renovables mediante un esquema que incluirá paneles solares y sistemas de almacenamiento de energía a través de baterías.

Además, para brindar estabilidad a la red se contempla la instalación de condensadores síncronos lo cual permitirá robustecer la red.

Se está estableciendo la mejor estrategia técnica de balance de capacidades para aprovechar al máximo el punto de conexión y establecer la proporción de paneles y baterías necesarios para la transición.

Por otra parte, la junta directiva de Gecelca decidió que impulsará el despliegue de energía solar en la región a través de esquemas de generación fotovoltaica tanto individuales como asociativos en su área de influencia en el municipio de Dibulla, uniéndose a la iniciativa «Estallido Solar» del Ministerio de Minas y Energía.

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La junta directiva de los Fondos de Inversión Climática (CIF por sus siglas en inglés) aprobó un plan de inversiones de USD 70 millones para apoyar la flexibilidad de la red para la integración de energías renovables en Brasil. 

Según detallaron de la entidad, se financiarán proyectos “relevantes” para la agenda de transición energética del país, que prevén movilizar más de USD 9000 millones en inversiones provenientes de bancos multilaterales, públicos y privados, tales por ejemplo el Banco Interamericano de Desarrollo y el Grupo del Banco Mundial. 

“Esa proyección representa una relación de cofinanciamiento de 1:130, incluso más que el promedio de CIF de 1:10 para inversiones en energía limpia”, aseguraron desde el CIF. .

“Para garantizar una integración rápida y sostenida de la energía renovable en el sistema, debemos aprovechar la mayor flexibilidad y eficiencia de la red que podamos. Algunas soluciones y tecnologías emergentes aún no están comercialmente viable, y necesitamos financiación concesional para fomentar nuevos mercados”, sostuvo el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

Uno de los puntos planteados en el plan es la modernización de plantas hidroeléctricas con una capacidad de 4947 MW, lo que resultará en una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Asimismo, otra de las iniciativas que se analizan se encuentra el desarrollo del hidrógeno verde, considerando que el Complejo de Pecém del estado de Ceará prevé alcanzar los 6 GW de capacidad instalada hacia el 2034 y se posiciona como uno de los polos de H2 más importantes de la región.

Incluso, a fines del año pasado, la firma EDP generó la primera molécula de hidrógeno verde (H2V) del estado brasileño en su planta de producción de São Gonçalo do Amarante, ubicada en la mencionada entidad federativa, luego de invertir 7,5 millones de euros en una planta piloto, con proyecciones a sistematizar la producción del vector energético. 

Petrobras se reunió con el gobierno de Ceará por el avance la eólica offshore y el hidrógeno verde

De igual modo, el gobierno de Brasil recientemente abrió consulta pública para proyectos piloto de hidrógeno verde (de 1 a 10 MW de potencia), como también para el desarrollo de componentes de la cadena de valor, en pos de lanzar una convocatoria definitiva en enero del 2024. 

Mientras que otro mercado que el país también pretende desarrollar es aquel vinculado a la energía eólica offshore. A pesar que Brasil todavía no posee un marco regulatorio para dicha tecnología, desde el Ministerio de Minas y Energía ya confirmaron que esperan alcanzarlo hacia fin del corriente año. 

Aunque sí cabe recordar que en octubre del 2022 se publicó la Ordenanza N° 52/GM/MME por la administración planteó los lineamientos para el aprovechamiento y futuras convocatorias de proyectos de generación eléctrica en aguas jurisdiccionales del país, entre las que se identificó la celebración de contratos de cesión de uso para la implantación y explotación de una central, la promoción de licitaciones públicas y la definición de la forma de cálculo, pago y sanciones por mora o retraso y descuentos relacionados con el pago adeudado al gobierno federal. 

Hecho que volvió a llamar la atención de empresas relacionadas con la eólica marina y que derivó en un aumento de centrales en proceso de licenciamiento ambiental, a tal punto que hoy en día hay 74 proyectos registrados en la plataforma del Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), por un total de 182988 GW. 

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En el sector energético, la comercialización de energía renovable mediante contratos a largo plazo está experimentando un avance significativo. Para comprender mejor esta tendencia y su impacto en la región centroamericana, Sean Porter, director de Desarrollo, Nuevos Negocios y Comercial de CMI Energía, brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica en el marco del ciclo de entrevistas «Protagonistas».

En cuanto al avance de la comercialización de energía en Guatemala, Sean Porter destacó el dinamismo y la creatividad que se están observando en el mercado. Gracias a la disponibilidad de nuevas tecnologías, se han creado productos y opciones comerciales diversas, sirviendo como ejemplo para otros países de la región.

“En el mercado guatemalteco uno puede encontrar opciones tan diversas como precios fijos a largo plazo, bandas de precio, esquemas horarios, esquemas estacionales, esquemas mixtos entre generación en sitios, etc”, observó Sean Porter.

Esta variedad de configuraciones comerciales permitiría adaptarse a las necesidades específicas de los consumidores industriales, como establecer metas a largo plazo y aprovechar las visiones sobre precios y combustibles en el futuro.

Según Sean Porter, una de las razones detrás del aumento de la demanda de contratos a largo plazo es la creciente preocupación por la sostenibilidad y el medio ambiente. Las empresas, especialmente las internacionales, han aprendido que la energía renovable requiere contratos a largo plazo para su ejecución, y han adaptado sus metas de sostenibilidad a esta visión a largo plazo.

Además, la volatilidad de los precios es otro factor importante. Las energías renovables como eólica o solar ofrecen la posibilidad de establecer precios fijos en momentos en los que los precios están altos debido a la falta de hidrología o a factores relacionados con el precio de los combustibles. Al comprometerse a contratos a largo plazo, las empresas eliminan el riesgo del mercado y las fluctuaciones impulsadas por estos factores, lo que les brinda seguridad económica.

¿Cuánto influyen las licitaciones públicas en la dinámica del mercado entre privados? Siguiendo el análisis de Sean Porter, la convocatoria de la licitación PEG-4 (235 MW) y más aún la eventual licitación PEG-5 (1000 MW o más) si bien hubiera sido preciso haberlas lanzado hace ya tiempo atrás, activarlas ahora contribuirá en algún sentido.

“Tanto la PEG-4 como la PEG-5 vienen a darnos un empujón importante creo, pues como estamos viendo justo en este año -no solamente en Guatemala sino de más países- es que entre más diversificación mejor podamos aumentar los momentos estresados de precios etcétera entonces esto solo debería de ayudar todos los subsectores de tener más opcionalidad, menos dependencia del agua o menos dependencias carbón o el gas o en ciertos países inclusive búnker”, consideró.

En cuanto al papel de los activos renovables, tanto propios como de terceros, en la comercialización de energía, Sean Porter destaca su importancia como estabilizadores de precios. La combinación de diferentes tecnologías renovables permite diversificar la oferta energética, adaptándose a las necesidades estacionales, horarias e interanuales. La selección cuidadosa de proyectos y tecnologías es fundamental para satisfacer las necesidades específicas de cada cliente.

En el mercado guatemalteco las soluciones que ofrece ION Energy se destacan. Al respecto, Sean Porter aclaró que desde esta empresa comercializadora de CMI se enfocan en brindar soluciones integrales, no sólo en términos de energía y potencia, sino también en eficiencia energética, medición inteligente y otras combinaciones de servicios. No es menor que ION Energy cuente con el respaldo de CMI y CMI Energía, esto les permite ofrecer soluciones energéticas a medida del cliente final, incluso construcción de instalaciones en sitio, certificaciones renovables y financiamiento de proyectos.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile recibió las solicitudes de ocho empresas para realizar obras de ampliación de los sistemas de transmisión nacional y zonal en distintos puntos del país, correspondientes a los decretos exentos N° 185/2021 y N° 200/2022. 

Y tras varios meses de prórroga desde la promulgación del primer dictamen mencionado, el CEN finalmente realizó la apertura de ofertas administrativas y técnicas para una infraestructura que deberá entrar en operación entre los próximos 18 o 24 meses desde su adjudicación. 

Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos S.A (Ametel) se postuló en 14 obras de infraestructura eléctrica y se convirtió en la compañía que propuso el mayor número de ofertas en este llamado licitatorio. 

Puntualmente para la ampliación de 11 subestaciones (Isla de Maipo, Las Cabras, Panguilemo, La Pólvora, Nueva Pozo Almonte, Casas Viejas, Peñablanca, San Pablo, Leyda, Hospital, Lagunas y Hualqui) hasta aquellas como Los Maquis y Chimbarongo que también requieren seccionamiento de la líneas de 66 kV (Itahue – Talca y San Fernando, respectivamente). 

Monlux también se presentó en un elevado número de inversiones requeridas (9) para el sistema de transporte de Chile , ya que sus ofrecimientos contemplan las S/E Panguilemo, Casas Viejas, San Pablo, Leyda, Hospital, Isla de Maipo y las Cabras, además de los combos de la S/E Los Maquis y Chimbarongo, mencionados previamente. 

La firma CAM Chile completó el podio en cuanto a ofertas administrativas y técnicas gracias a que también compite para la ampliación de las subestaciones Panguilemo, Casas Viejas, San Pablo, Leyda, Hospital, Las Cabras y Dalcahue; sumado a la labor en la S/E Chimbarongo y el seccionamiento de línea 1×66 kV San Fernando. 

Mientras que Elecnor fue la última empresa con multi propuestas en la convocatoria de los DS N° 185/2021 y N° 200/2022, puntualmente para las S/E La Pólvora, S/E Hualqui 220 kV, el aumento de capacidad de línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén, tramo Concepción – Hualpén, y la expansión en la subestación eléctrica Don Héctor 220 kV (IM) y el pertinente seccionamiento de la línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada. 

Por otra parte, a continuación se encuentran detalladas las compañías que sólo presentaron oferta para una obra en particular:

Sistemas de Transmisión del Sur SA: Ampliación en S/E San Pablo
Ingeniería Agrosonda SPA: S/E Don Héctor 220 kV (IM) y seccionamiento línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada
CAVCO: S/E Leyda
Efacec: Ampliación en S/E Leyda

A partir de ello, el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile revisará las propuestas, las calificará y recién el 25 de agosto llevará a cabo el acto de apertura de los sobres económicos. Hecho que dará lugar a una instancia de ajustes al valor máximo entre el 25 y 30 de dicho mes para luego culminar en la adjudicación el lunes 4 de septiembre del corriente año. 

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Al hito logrado el pasado martes 27 de junio, con la llegada de la primera compuerta o mamparo mecánico para avanzar en los trabajos subacuáticos, se sumó le pasado jueves el traslado y montaje en sitio final de la casa de máquinas del rotor de la unidad cuatro de generación de energía de la Central Hidroituango.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, indicó que “Hidroituango no deja de sumar hitos técnicos en lo que será la entrada en operación este año de las unidades tres y cuatro de generación de energía”.

“Con el compromiso por parte de nuestros funcionarios y contratistas, hoy instalamos satisfactoriamente el último rotor de la zona norte de la casa de máquinas, el cual veníamos trabajando con todo el acoplamiento de sus piezas en la sala de montajes, ubicada en la zona sur de la caverna, lugar que habilitamos para facilitar todas las maniobras que se requieren en sitio”, resaltó el directivo.

¿Qué es y para qué sirve el rotor?

El rotor es una pieza que se instala dentro de cada unidad de generación de energía, la cual gira a alta velocidad (180 revoluciones por minuto). Entre el estator y el mismo rotor, existe un espacio de 28,5 milímetros y, es en este espacio, que se genera el campo magnético para transformar la energía mecánica en energía eléctrica.

Cada una de las unidades del rotor, fueron fabricadas en la ciudad de Taubaté, en el estado de Sao Paulo, Brasil, por el proveedor GE Renewable Energy (General Electric). Esta es una compañía que cuenta con amplia experiencia en la elaboración de elementos para grandes centrales de generación hidráulica alrededor del mundo.

De esta manera, Hidroituango avanza de forma positiva y segura para lo que será la entrada en operación este año de las unidades tres y cuatro de generación de energía, donde serán 1.200 MW de energía limpia y renovable para el desarrollo del país y la calidad de vida de millones de colombianos.

Al día de hoy, la mega represa ya tiene operativos dos unidades por un total de 600 MW (300 MW cada turbina). La operación total de la represa será de 2400 MW que estarán operativos al 2025.

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Brasil realizó la primera subasta de transmisión del 2023 y la primera desde la vuelta de Luiz Inácio Lula da Silva a la presidencia del país, para la construcción y mantenimiento de 6200 kilómetros de infraestructura eléctrica y 400 MVA de capacidad de transformación de subestaciones (SE), principalmente para sumar más renovables en el futuro. 

Los grandes ganadores fueron el Consorcio Génesis, CTEEP, Rialma, CYMI, Eletrobras Furnas, Engie y Celeo, que se repartieron los 9 lotes de la licitación. Y Energía Estratégica trae el detalle de la subasta. 

El Consorcio Génesis está compuesto por empresas The Best Car Transportes de Cargas Nacional e Internacional (92,52%) y Entec Empreendimentos Eireli (7,48%) y repitió adjudicación en Lote N° 1 y el N° 8. 

En el primero de los casos, presentó una oferta de R$ 174,1 millones, lo que representa un descuento del 66,18% con relación al Ingreso Anual Permitido (RAP) para la construcción de 1116 km de líneas ubicadas en los estados de Bahía y Minas Gerais, así como la construcción de las subestaciones de 500 kV Campo Formoso II, Barra II (con compensación síncrona) y Correntina

Obras que tendrán un plazo máximo de ejecución de 66 meses y el  objetivo de ampliar el sistema para hacer frente a la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía de proyectos renovables en la región.

Mientras que para el penúltimo lote de la subasta propuso la menor oferta entre 7 interesados, por valor R$ 19,5 millones (descuento del 55,35% respecto al RAP), para llevar a cabo la LT de 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2, en Pernambuco (total 38 kilómetros) que prevé aumentar la confiabilidad en el servicio prestado a la zona metropolitana de Recife. 

La Compañía de Transmisión de Energía Eléctrica Paulista (CTEEP) fue la otra entidad que quedó con dos lotes de la convocatoria (N° 7 y N°9) a un precio de R$ 218,9 millones (41,81% por debajo del RAP) y R$ 7,5 millones (descuento del 50,36%), respectivamente.

Las obras del segmento N° 7 contempla 1044 kilómetros de líneas de transmisión en Minas Gerais y Río de Janeiro, además de la subestación Leopoldina 2 de 500 kV, necesarias para expandir el sistema en dos áreas que incorporarán un gran número de parques renovables producto de pasadas subastas de nueva energía. 

En tanto que el lote N° 9 fue adquirido tras una disputa “manos libres” entre la propia CTEEP, Eletrobras Furnas y Celgpar, siendo  la primera mencionada el mejor postor para desarrollar la S/E Água Vermelha 500/138 kV (Minas Gerais), que incluye la instalación del sistema de automatización para el control del flujo de reactivos, con un total de 400 MVA de capacidad de transformación.

“En números absolutos, esta es la subasta de inversión más grande jamás realizada por ANEEL. El evento demuestra la confianza de los inversionistas en el marco regulatorio, permite la generación de empleos para la población y también ayudará a vender energía limpia y renovable en todo el país”, manifestó el director general de Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), Sandoval Feitosa.

“Es un momento propicio para el sector eléctrico nacional. El avance que ocurrió con la información en los últimos 10 años ocurrirá, en los próximos 10, con la energía eléctrica. Brasil puede convertirse en el gran almacén de energía limpia y renovable del planeta”, subrayó Alexandre Silveira, ministro de Minas y Energía de Brasil.

Por otra parte, hubo otros dos lotes que superan los 1000 kilómetros de longitud de obras, ambos casos por un plazo de obra de 66 meses: el segmento N° 2 (1614 km en los estados de Bahía y Minas Gerais) adjudicado a Rialma Administração e Participações a un valor R$ 347,8 millones (51% menos del RAP).

Además del N° 5 (1006 km en Bahía, MG y Espírito Santo) en favor de Engie, que presentó una oferta cercana a los R$ 249,3 millones, lo que resultó en un descuento del 42,80% con relación al Ingreso Anual Permitido previsto por la ANEEL.

A continuación, el resto de ganadores de la primera Subasta de Transmisión de Brasil del año con los detalles de sus lotes correspondientes: 

Cymi venció en el N° 3 gracias a su oferta económica de R$ 70,9 millones (52,13% debajo del RAP) para construir 349 km de líneas de transmisión en Minas Gerais en un plazo exacto de 60 meses. 
Caso similar el de Eletrobras Furnas para el N° 4, ya que fue asignado para concretar en 5 años la red transmisión de 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino (303 km en Minas Gerais)  a un monto de R$ 68,7 millones (descuento del 45,75%).
Celeo Redes Brasil SA se llevó el lote N° 6 de la convocatoria debido a que ofreció una renta permitida anual de R$ 99,9 millones, lo que resultó en una rebaja del 48,23% con relación al precio inicial ofertado, de R$ 192,9 millones. Y con ello se ocupará de la LT 500 kV Xingó – Camaçari II, con 714 km en las entidades federativas de Bahía y Sergipe. 

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Wärtsilä, multinacional líder en la innovación tecnológica para el mercado energético, publicó un documento técnico que ratifica la viabilidad económica integral de los combustibles sostenibles Power-to-X ( P2X) para la generación de energía confiable y el almacenamiento en el futuro.

Al estudiar los costos, la compañía aseguró que estos combustibles jugarán un papel clave en la descarbonización de la energía a largo plazo y resultarán esenciales para satisfacer la demanda energética y el equilibrio de la red.

power-to-x

Las principales opciones de combustible P2X para la generación en el estudio son hidrógeno verde, metano sintético, amoníaco y metanol. 

De todos ellos, Wärtsilä posicionó al hidrógeno verde como el más atractivo para la producción de combustible y generación de energía in situ por tener el costo de producción más bajo.

Además, mencionó otros factores que hacen que el hidrógeno verde sea la opción más competitiva. 

En primer lugar, el estudio establece que “transformar el hidrógeno verde en uno de sus derivados representa una pérdida de energía. Esto vuelve a los derivados del hidrógeno relativamente onerosos en términos de costo de producción”.

Por otro lado, afirma que “el hidrógeno verde es más adecuado cuando la producción y el consumo de combustible son combinados en el mismo sitio, minimizando así la necesidad de inversiones adicionales en transporte y almacenamiento”. 

A modo ejemplo, el reporte explica: “Una planta de energía que proporciona el equilibrio diario rendirá más si se genera la producción de combustible y la producción de electricidad en el mismo sitio. Bajo esta condición, el hidrógeno es probablemente la opción preferida dado el costo del combustible”.

De todas formas, el informe reconoce que el almacenamiento puede tener un gran impacto en el costo del hidrógeno verde. Esto se debe a que a medida que disminuye el número de ciclos de almacenamiento, la inversión requerida en un tanque de almacenamiento más grande aumenta lo cual afecta el costo nivelado del hidrógeno verde. 

A pesar de ello, establece: “En recipientes a presión, el hidrógeno es competitivo y adecuado para el almacenamiento de energía a corto plazo y aplicaciones relacionadas. No obstante, la disponibilidad de formaciones geológicas también puede permitir almacenamiento rentable de hidrógeno a largo plazo y a gran escala”.

Cabe destacar que este análisis se realizó teniendo en cuenta que el costo de entrada de la electricidad tiene el mayor impacto en los costos productivos de los combustibles P2X.

Además del costo de la electricidad renovable, el costo total de producción también se ve significativamente afectado por el electrolizador eficiencia, CAPEX y la tasa de utilización.

Aunque el estudio demuestra que el hidrógeno verde es el más competitivo, la compañía también reconoce que la elección del combustible en el sector eléctrico, dependerá de la tecnología de transporte y almacenamiento disponible, así como consideraciones de seguridad, operación y mantenimiento.

Además asegura que “las consideraciones geográficas, los planes de subvenciones a la inversión y la legislación sobre el carbono, entre otras iniciativas políticas de cada país, pueden tener un impacto significativo en la elección y el costo de producción del combustible”.

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Sungrow LATAM, la compañía que sigue liderando la modernización tecnológica de la industria solar en Latinoamérica, continúa su gira de eventos por las distintas regiones explorando nuevas oportunidades de mercado. Sungrow Summit Chile aterriza en Santiago de Chile el próximo 5 de julio en un evento que promete no dejar indiferente a nadie.

El acontecimiento tendrá lugar en el Hotel Renaissance Santiago, a partir de las 12:00, con una nutrida agenda en la que Sungrow expondrá los últimos avances de la marca en materia de inversores solares y sistemas de almacenamiento de energía. El objetivo de Sungrow Summit Chile es establecer lazos entre los agentes más importantes de la industria de la energía solar, el intercambio de conocimientos y el dar respuesta exitosa a los retos que Chile enfrenta de cara a la transición energética.

El próximo evento de Sungrow LATAM contará con la participación de los agentes más relevantes de la industria energética en Chile. Entre los distinguidos miembros que se unirán a los paneles propuestos en la agenda, estarán presentes ilustres miembros del Ministerio de Energía como Belén Muñoz

Profesional Unidad Monitoreo y Regulación de Mercados, Ministerio de Energía Chile y Darío Morales, Director Ejecutivo de Acesol. Sungrow Summit Colombia contará además con la presencia de Gonzalo Feito Cuende, director de la Región Andina, México CA y Colombia en Sungrow Power Supply y de César Saenz, Latam Utility & ESS Manager. Durante la jornada tendrán lugar coloquios y presentaciones enfocadas en las soluciones ESS, destacando el panel “Desafíos de sistemas de almacenamiento de Chile”.

También en el encuentro Sungrow realizará la presentación técnica de las soluciones estrella en inversores solares, como son el inversor en string SG350HX y el revolucionario inversor central modular 1+X.

Dentro de la gira de eventos de Sungrow LATAM, este encuentro en Santiago se convierte en una parada clave en la que poder establecer lazos comerciales y hojas de ruta adecuadas en el camino de la transición energética de Chile hacia el establecimiento de las renovables como fuente principal de producción de electricidad. La gran capacidad de generación de energía solar del país supone una ventaja a la hora de expandir mercados.

El evento de networking incluirá también un almuerzo de bienvenida para sus asistentes, así como un cocktail de despedida y encuentros únicos con los líderes del mercado energético renovable de las regiones latinoamericanas.

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De acuerdo a Cruzada Nacional Contra el Hambre, en México se desperdician más de 10 mil toneladas de alimentos al año, que representan el 37% de la producción agropecuaria en el país. El costo de estas pérdidas asciende a más de 100 mil millones de pesos, un grave y elevado costo económico y social para la nación.

Se ha cuantificado que un 75% de pérdidas de alimentos ocurre desde la producción hasta el punto de comercialización, y el otro 25% restante se desaprovecha cuando el alimento pasa de la cadena comercial al consumidor final.

La compañía global líder en servicios profesionales Accenture encuestó en 2019 a 6000 consumidores de 18 a 70 años en 11 países: Estados Unidos, Canadá, Francia, Alemania, Italia, México, Reino Unido, China, India, Indonesia y Japón.

Según el reporte, a nivel mundial, la calidad y el precio son los factores más considerados por los consumidores a la hora de realizar compras, citadas por el 89% y el 84% de los encuestados, respectivamente, en comparación con el 49% que citó consideraciones de salud y seguridad y el 37% que mencionó el impacto ambiental.

Si bien los consumidores siguen enfocados en la calidad y precio, el 83% cree que es importante que las compañías diseñen productos reutilizables o reciclados, el 72% declararon que actualmente compran productos más respetuosos con el medio ambiente que hace cinco años, y el 81% espera comprar más en los próximos cinco años.

Esto demuestra que los hábitos de consumo están evolucionando a un ritmo desafiante, lo que refuerza la necesidad de que las empresas aumenten sus compromisos con practicas comerciales responsables.

En el caso de México, por las oportunidades del nearshoring cada vez llegan más empresas internacionales al país que deben cumplir con los criterios ESG y compromisos de descarbonización.

En este marco y según el informe de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), estas cifras muestran que existe una oportunidad de mercado para ofrecer productos alimenticios con valor agregado mediante técnicas ecológicas. Entre las más destacas se encuentra el secado de alimentos.

El proceso de secado es el método más antiguo en la conservación de alimentos pero no por ello, menos eficiente. Con el aprovechamiento del sol y la consecuente evaporación del agua en los alimentos se disminuye la posibilidad de que bacterias, levaduras y hongos contaminen los alimentos.

«El objetivo de esta actividad es aprovechar los productos perecederos y consumirlos cuando no estén disponibles por su estacionalidad. Esta práctica contribuye a evitar que en el mundo se continúen desperdiciando una tercera parte de la producción de alimentos, que totaliza alrededor de mil 300 millones de toneladas», explica el reporte de ANES.

Además, destaca que a través de la deshidratación solar mediante calentamiento indirecto por circulación forzada, los frutos conservan sus propiedades como color, aroma y vitaminas cuando son secados. A su vez, al mantener la circulación de aire, se logra una distribución más uniforme del calor, lo que contribuye a un secado más homogéneo de los alimentos.

En comparación con otros métodos de deshidratación, como el secado al sol directo o el secado en horno, la deshidratación solar con calentamiento indirecto puede mantener mejor las características organolépticas y nutricionales de los alimentos.

«Al incorporar técnicas de deshidratación, el mercado puede percibir doble contribución al cuidado de los recursos, por un lado, disminuyendo el desperdicio de alimentos y por otro lado, ahorrando el consumo de combustibles fósiles sustituyendo la fuente de energías por una opción renovable como es el caso de la energía solar», especifica el informe.

Métodos para el secado de alimentos

Existen diferentes herramientas que se pueden utilizar para la deshidratación solar de alimentos con calentamiento indirecto por circulación forzada. Entre los más comunes se encuentran:

Bandejas o estantes de secado: son utilizados para colocar los alimentos en capas y permitir una distribución uniforme del calor y la circulación del aire. Pueden estar fabricados de materiales como acero inoxidable o plástico resistente al calor.

Colectores solares: son dispositivos que captan la radiación solar y la convierten en calor. Estos pueden ser planos o en forma de caja y están diseñados para maximizar la captación de energía solar.

Conductos de aire: sirven para canalizar el flujo de aire caliente generado por los colectores solares hacia las bandejas de secado donde se encuentran los alimentos.

Ventilación forzada: impulsan el aire caliente a través de los conductos y las bandejas de secado. Esto ayuda a mantener una temperatura constante y uniforme alrededor de los alimentos, acelerando el proceso de deshidratación.

Cubiertas o invernaderos: protegen los alimentos durante el proceso de deshidratación, al tiempo que permiten el paso de la radiación solar. Estas estructuras ayudan a mantener una temperatura estable y evitan la contaminación por insectos u otros agentes externos.

Controladores de temperatura: monitorean y regulan la temperatura del aire que circula alrededor de los alimentos. Pueden estar equipados con termostatos y sensores para garantizar que se mantenga una temperatura óptima durante todo el proceso de deshidratación.

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Ennova, empresa de ingeniería, consultoría y desarrollo de activos energéticos, continúa fortaleciendo su presencia en República Dominicana. Con un enfoque centrado en aportar valor a las inversiones en este sector, la compañía ha logrado consolidarse en el mercado dominicano, ofreciendo servicios especializados y soluciones integrales a medida de cada cliente.

En una entrevista exclusiva con Rafael Burgos, director general de Ennova, se reveló el enfoque estratégico que tendrá durante este año así como los pilares fundamentales de la empresa, aquellos que llevaron al equipo a participar en un total de 860 MW en este mercado e ir por más.

“Una primera unidad -que es la más vieja dentro de nuestra operación- trabaja con todo lo que tiene que ver con habilitación y gestión de transacciones en el mercado eléctrico mayorista para operar en el mercado dominicano”, introdujo Rafael Burgos.

Ennova ha sido pionera en el mercado dominicano en este tipo de operaciones, habilitando a 82 agentes al mercado eléctrico mayorista a lo largo de su trayectoria. Pero aquello no sería todo.

“Tenemos el objetivo para el año 2024 de consolidar el acompañamiento en 275 nuevos megavatios de generación renovable”, declaró durante Future Energy Summit.

Ese acompañamiento podría cubrir otros servicios que brinda Ennova en ingeniería, suministro y montaje de infraestructura eléctrica, trabajando en estrecha colaboración con aliados internacionales para ofrecer soluciones especializadas y equipamiento de alta calidad a nuevos proyectos.

Según explicó Burgos, una de las fortalezas de Ennova radica en su capacidad para acompañar a los inversionistas desde el inicio de sus proyectos de infraestructura eléctrica, buscando siempre aportar valor al proceso, optimizando tiempos, inversiones y costos de operación a lo largo de todo el proyecto.

Especialmente en proyectos de generación renovable, Ennova acompaña activamente desde la fase de factibilidad hasta la operación y mantenimiento ofreciendo su amplia experiencia en ingeniería y montaje. Un aporte técnico fundamental para asegurar el éxito de la ejecución del proyecto.

Es por ello que, en cuanto a los objetivos estratégicos, desde la empresa se enfocan en acelerar la puesta en marcha mediante una estandarización de ingenierías, métodos constructivos y procesos institucionales.

“Nuestro principal objetivo ahora mismo es acortar el tiempo después en operación comercial de los inversiones de nuestros clientes con esto buscamos maximizar su inversión y poner en valor en el menor tiempo posible sus inversiones”, aseguró Burgos.

Y precisó “hoy buscamos poder reducir ese tiempo en un 20%”.

Su enfoque en la optimización de inversiones y la estandarización de procesos demuestra su compromiso con la excelencia y su contribución al desarrollo del sector eléctrico en el país y, en un futuro cercano, emprender con el mismo compromiso una ofensiva comercial en otros mercados, demostrando la calidad y experiencia que han alcanzado a nivel global.

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Manlio Coviello, presidente del Directorio de Terna Plus, empresa líder en negocios y operación de redes de transmisión de energía eléctrica, promueve el concepto de lograr una “alianza tripartita” entre gobiernos, banca y sector privado para propiciar una integración energética regional con un fuerte componente de renovabilidad.

Durante su participación en un evento de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA, por sus siglas en inglés) propuso discutir, en el ámbito de la próxima reunión ministerial de la ECPA en marzo de 2024 en Punta Cana, como generar y establecer las reglas de esta alianza tripartita para poder avanzar en los objetivos de la ECPA.  

Al respecto, es preciso remarcar que pasaron ya 14 años desde aquel abril del 2009 cuando Barack Obama durante la V Cumbre de las Américas en Trinidad y Tobago propuso la idea de crear la ECPA.

En aquel entonces, se determinó que para forjar un sector energético sostenible en todo el continente sería necesario basar las decisiones políticas en siete pilares: Eficiencia Energética, Energía Renovable, Combustibles fósiles más eficientes y menos contaminantes, Insuficiencia Energética, Uso de la Tierra y Silvicultura Sostenibles, Adaptación e Infraestructura Energética. 

Recordando aquello, Manlio Coviello, quien tuvo además una destacada trayectoria como Oficial de Asuntos Económicos de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) evaluó el avance de aquellos ejes:   

“En los 25 años en la CEPAL vimos nacer las renovables en América Latina, vimos consolidar la eficiencia energética pero poco vimos de integración de infraestructura”, observó. 

Y subrayó: “La eficiencia energética está en el mainstream político pero la integración está muy relacionada a lo que yo llamo vaivenes políticos”. 

Durante su participación en el evento de la ECPA denominado “Integración de las energías limpias para un futuro sostenible”, el referente consideró que las condiciones políticas actuales podrían permitir retomar el diálogo en torno a la integración energética regional con foco en renovables. 

“La cosa interesante es que pocas regiones del mundo tienen mejores opciones de integración integración energética, además por vía de energía renovables; porque si usted observa los mapas de viento de sol y de geotermia, la mayoría de estos proyectos están muchas veces en las fronteras, es decir, la energía renovable podría ser un excelente motor de la integración energética”

“Esto recuerdo ha sido una idea que nació en el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) hace algunos años y que después nosotros como CEPAL retomamos con el programa proyecto Ecosud que fomentaba la energía renovable como el habilitador de la integración energética. El proyecto era interesante, pero una vez más el ámbito político Inter países, no dio la posibilidad de discutir a fondo y encontrar coherencia y sinergia entre los países. Pero tengo que decir que hoy por hoy tal vez en América Latina se podría retomar esta idea”, concluyó.

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Por las cancelaciones de subastas a largo plazo en México los proyectos de utility scale se encuentran en stand by, y reina la incertidumbre en el sector energético.

En este escenario y de cara a las próximas elecciones presidenciales que se llevarán adelante en junio del 2024 en México, diferentes instituciones proponen cambios en el marco regulatorio que potenciarán la industria de las energías renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Aurelio Hernández González  Vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX analiza el mercado actual en México y sugiere mejoras en las normativas para descarbonizar la economía y crecer en competitividad.

¿Independientemente de quien llegue al poder el próximo año, qué cambios sugieres en el marco regulatorio para impulsar a las renovables?

Hay que afianzar el marco regulatorio actual ya que es importante devolver la transparencia y permitir la libre competencia en la generación para que haya integración de las centrales eléctricas.

Un ejemplo de esto es la venta de los activos de Iberdrola al Gobierno. Si bien es muy saludable que el estado mantenga más del 50% de la generación en un país, después de esta venta tiene que haber un Monitor Independiente del Mercado. 

Los participantes del mercado debemos tener las herramientas para que haya transparencia en la información y para que se vigile que no haya distorsiones en el mercado para proteger la libre competencia. Si no se tiene cuidado con eso, veremos que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) aumentará los costos de competencia y subirán los precios de los consumidores finales de todos los sectores ya sea comercial o residencial.

Es fundamental que se abra la libre competencia y que empiecen a otorgar los permisos de suministro básico para tener opciones distintas en la compra de energía. Entonces, está bien que el estado mantenga la mayoría de la generación siempre y cuando garantice la libre competencia y la transparencia en el mercado con el Monitor Independiente.

Además de ello, falta que se implementen muchas acciones en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), como por ejemplo que se celebre el primer mercado de Certificado de Energía Limpia (CEL) que si bien existe la obligación de los entes responsables de carga, aún no se ha publicado el manual de cómo funcionará. 

También está pendiente el manual de servicios conexos, el acuerdo de administraciones de despacho de centrales eléctricas y que se reactiven las subastas de largo plazo. 

En este último aspecto, sería bueno que la CFE pueda participar en conjunto con empresas privadas para subastar los proyectos en pesos mexicanos. Esto atraería inversiones nacionales ya que para los mexicanos no es competitivo comprar en dólares para luego vender en pesos. Además, el CENACE debería priorizar las zonas para las subastas a largo plazo, como las penínsulas de Baja California y Yucatán. 

También hace falta que se vuelvan a llevar a cabo las subastas de los derechos financieros de transmisión porque  sería benéfico para el estado y podría captar recursos para que se pueda desarrollar la infraestructura necesaria. 

Asimismo, debería echarse para atrás el último acuerdo de la CRE. Si bien la CFE quiere acreditar CELs de sus hidroeléctricas, los migraría al mercado de los IRECs para privilegiar los IRECs mexicanos. Esto ayudaría a que entremos en los estándares internacionales. 

Es importante que podamos integrarnos al mundo porque podríamos ser proveedores de los certificados de reducción de carbono no solo de México sino de Estados Unidos, Canadá y Europa. Nuestro objetivo debe ser exportar energía limpia a los países vecinos y a todo el mundo.

¿Para lograr esos objetivos, qué tan importante es acelerar este año el acuerdo de libre comercio entre la UE y México?

Es fundamental porque entra en vigor el primero de octubre de este año el CBAM (Carbon border adjustment mechanism) el mecanismo de ajuste fronterizo que prácticamente es un arancel disfrazado a los productos. 

Si no somos lo suficientemente hábiles para dotar de herramientas y de certidumbre jurídica a las inversiones que están en México y que exportan bienes y servicios a la UE, desafortunadamente, se desplazarán los productos mexicanos y se relocalizarán las inversiones en otros países donde si les permitan la reducción de emisiones. 

Es buena esta reunión que tuvieron Von der Leyen y López Obrador y es fundamental que se sientan las bases para que las pymes y grandes empresas mexicanas tengan las herramientas para realizar sus inversiones con un suministro sustentable.

¿Hay algún candidato de su interés que podría impulsar estas iniciativas?

Desde COPARMEX somos 100% apartidistas y altamente políticos. No apoyamos a ningún candidato o partido pero tampoco estamos en contra de ninguno. No obstante, es importante que el candidato tenga experiencia en el sector eléctrico y que tenga como objetivo encontrar el equilibrio en la matriz energética del país.

Vamos a hacer todo lo posible para poner en agenda el debate público para las elecciones del 2024 tanto a nivel municipal o estatal y que los candidatos se comprometan a impulsar las energías limpias. 

Ya perdimos inversiones en los últimos 5 años, por eso es fundamental que podamos retomar el camino y las inversiones por esta creciente demanda que tenemos cada año.

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Las energías renovables siguen a la alza en Chile. A pesar que actualmente el sector afronta una serie de complejidades en el sistema (insolvencias y costos marginales cero, por ejemplo), continúa el desarrollo y la construcción de nuevos proyectos. 

Actualmente, el país cuenta con una potencia instalada neta con base a tecnologías ERNC de 12.838 MW repartidos entre el Sistema Eléctrico Nacional (12795 MW), el Sistema Eléctrico de Aysén (31 MW) y en Magallanes (13 MW). 

Pero de acuerdo a un reporte del Ministerio de Energía, ese valor podría crecer exponencialmente en el corto y mediano plazo. ¿Por qué? Existen 104 emprendimientos energéticos en fase de construcción a nivel nacional entre propias centrales de generación, obras de transmisión y de hidrógeno verde, que en total representan cerca de USD USD 6.356 millones de inversión.

La mayor parte proviene de 79 parques renovables, ya que la concreción de un capital aproximado de USD 5656 millones sumarán aproximadamente 3767 MW de potencia al Sistema Eléctrico Nacional. 

Los principales aportes en términos de capacidad provienen desde plantas solares (53%; 1.986 MW) y eólicos (36%; 1.353 MW); mientras que las inversiones se encuentran lideradas por ambas tecnologías con USD 2.369 millones (42%) USD 1.633 millones (29%), respectivamente. 

Más de 500 MW renovables avanzan en el Servicio de Evaluación Ambiental de Chile

Por el lado del hidrógeno verde, el proyecto en cuestión es la planta piloto de descarbonización y producción de combustibles carbono neutral, de la firma HIF en la región de Magallanes. 

Dicho emprendimiento desembolsará USD 38 millones y contará con una turbina eólica de 3,4 MW y 8,8 kilómetros de línea de transmisión de media tensión, en pos de producir 2,5 toneladas de metanol por día y lograr una capacidad de almacenamiento de 77 m3 de metanol y 57 m3 de gasolina. 

Pero a ello se debe añadir que hay otras 61 centrales renovables en fase de prueba a lo largo de Chile, tanto utility scale como Pequeños Medios de Generación Distribuida (hasta 9 MW), por un total de 1624 MW, siendo .las solar  (69% – 1.123 MW) y la eólica (19% – 314 MW) las que más potencia aportarían al SEN. 

Las más significativas de ellas son el PSF Guanchoi, de 370 MW, ubicado en la región de Atacama y el parque fotovoltaico Andes II B (180 MW) en la zona de Antofagasta. 

En consecuencia, el Ministerio de Energía estimó que la capacidad eléctrica total podría ascender hasta los 33.173 MW (el 64% constituido por fuentes renovables) en el lapso de los próximos tres meses si los proyectos entran en operación comercial en tiempo y forma.

Sin embargo, también es cabe mencionar que para este año se había anunciado la incorporación de 5 GW de potencia renovable, pero hasta hasta la fecha sólo se añadieron 1,2 GW repartidos entre 3 parques eólicos y 3 solares de gran escala (386 y 695 MW), además de más de 25 PMGD por 140 MW. . 

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Desde el 2010, Celepsa asume un rol protagónico en la lucha contra el cambio climático, participando en el mercado de carbono, invirtiendo en ecosistemas y desarrollando soluciones energéticas integrales.

Hoy evidencian este compromiso al convertirse en la primera empresa generadora de energía de Perú en compensar el 100% de su huella de carbono corporativa desde el 2021.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Túpac Yupanqui, gerente comercial de compañía perteneciente al Grupo UNACEM, explica los principales desafíos que se vienen por delante y las proyecciones a futuro.

¿Cuáles son las expectativas, retos y objetivos de venta de Celepsa para 2023?

Continuaremos fortaleciendo nuestro portafolio de generación con el desarrollo de proyectos de crecimiento y soluciones energéticas para nuestros clientes de la cartera de PPAs. En ese sentido, estamos robusteciendo nuestra oferta comercial complementando la energía carbono neutral que vendemos a nuestros clientes con servicios de descarbonización que respondan a la crisis climática que vivimos y sus compromisos corporativos.

En cuanto al sector eléctrico peruano, es un año particularmente retador para todo el sistema eléctrico debido al incremento intermitente de los costos marginales (Spot) del mercado mayorista de electricidad, situación que no se presentaba desde hace 10 años. Por nuestra parte, tenemos una estrategia sostenible para mitigar dicho riesgo Spot.

¿Están trabajando más en proyectos residenciales o industriales?

No atendemos segmento residencial o de consumidores de bajos volúmenes de energía, nos enfocamos en el segmento de grandes clientes eléctricos, industriales o no industriales.

Los proyectos que trabajamos con nuestros clientes buscan solucionar problemas específicos de costos, eficiencia operativa, de calidad o de crecimiento. Proporcionamos soluciones energéticas con una mirada integral, evaluando la factibilidad técnica y económica de los proyectos.

¿Están demandando cada vez más almacenamiento de energía?

Si bien es una tecnología todavía muy inmadura en el mercado peruano, se observa un mayor avance en la implementación de baterías para centrales eléctricas.

Estamos próximos a poner en marcha un sistema de almacenamiento BESS de 2 MWh de capacidad dentro de las operaciones de nuestro cliente UNACEM Perú. Normalmente este tipo de proyectos son financiados con los presupuestos de CAPEX que tienen los clientes o con el financiamiento directo de CELEPSA.

¿De qué se trata el nuevo centro de control inaugurado recientemente? ¿En cuánto mejorará el servicio a sus clientes?

Es una plataforma única en el mercado eléctrico peruano, por su modernidad y por su filosofía operativa. Hemos reunido la capacidad de operar remotamente centrales hidroeléctricas, así como gestionar termoeléctricas en tiempo real.

El nuevo centro de control le sirve al Sistema Eléctrico Nacional y también a nuestros clientes. Resolvemos todas sus consultas en el primer nivel de atención, coordinamos la operación de la autogeneración y monitoreamos los principales indicadores económicos y comerciales del mercado.

Esta nueva plataforma también nos servirá para gestionar las soluciones energéticas de nuestros clientes y gestionar la operación de nuestro crecimiento futuro en energías renovables no convencionales.

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SOFAR, el principal proveedor global de soluciones de PV y ESS, fue visitado recientemente por el Director Comercial Internacional de PVO, Hans Ekelmans, y el Gerente de Adquisiciones, Erwin Damen, en la nueva base de fabricación de la empresa en Huizhou.

La primera fase de la última fábrica inteligente y digital de SOFAR cubre un área de más de 110 mil metros cuadrados, con una inversión total de casi 800 millones de yuanes chinos.

Después de entrar en pleno funcionamiento, se espera que la capacidad de fabricación anual de productos solares y de almacenamiento agregue más de 1 millón de unidades.

La nueva fábrica es un complejo colosal que cuenta con tecnologías de vanguardia en robotización y automatización. Está diseñada explícitamente para fabricar de la manera más eficiente y presenta soluciones optimizadas en ingeniería laboral.

Más tarde, Erwin Damen hizo comentarios en su blog. Está convencido de que el control de calidad es la máxima prioridad para SOFAR, y todos los inversores pasan por un riguroso y exhaustivo control del 3×100% antes de salir de la fábrica. Primero, cada nuevo inversor se somete a una verificación de máquina de diagnóstico, asegurando que todos los componentes estén correctamente conectados.

Luego, se prueban los inversores para ver cómo funcionan en situaciones prácticas. Finalmente, cada inversor pasa por otra prueba de diagnóstico antes de salir de la fábrica. Los controles de calidad de SOFAR garantizan que la tasa de fallas esperada después de la instalación se reduzca al mínimo absoluto, brindando a los clientes una solución energética sin complicaciones.

Durante la visita, PVO International quedó impresionada por el procedimiento de producción eficiente, los empleados profesionales y bien capacitados, y el equipo de gestión completamente motivado.

En la recientemente concluida Intersolar 2023, SOFAR y PVO International firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) de 500 MW. Bajo este acuerdo, ambas partes trabajarán juntas para ofrecer soluciones de energía solar y almacenamiento para todo tipo de escenarios a clientes de todo el mundo.

Allen Cao, Jefe de SOFAR Europe, cree que esta visita ofrecerá a los socios globales una emocionante oportunidad de observar de cerca los procesos de producción modernizados de la empresa.

«Confiamos en que nuestra nueva fábrica es una revolución innovadora en la fabricación inteligente, perfectamente diseñada para el futuro de emisiones netas cero. Nuestra asociación con PVO International marca un hito significativo en el apoyo al objetivo compartido de facilitar una transición limpia hacia una sociedad más verde que garantice el acceso equitativo a una energía asequible, confiable y sostenible», agregó.

Acerca de PVO International Somos PVO International, la organización líder en adquisiciones para todos los productos relacionados con sistemas de energía solar.

PVO maximiza la creación de valor al superar al mercado en volumen, calidad y rapidez. Desde 2014, PVO y sus socios se han comprometido por completo a proporcionar todo lo necesario para acelerar la transición energética.

Como parte del grupo DCC, cotizado en bolsa, PVO International es sólida y puede alcanzar más rápido sus ambiciones internacionales y metas de transición energética. PVO International suministra sus productos a clientes en los sectores de energía utility, comercial, industrial y residencial en toda Europa. Juntos, tenemos el poder de marcar la diferencia.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder a nivel mundial de soluciones de energía solar y almacenamiento y está comprometido a ser líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores PV, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de baterías, almacenamiento de energía central y soluciones de gestión energética inteligente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales, así como a gran escala.

Para 2021, SOFAR entró en el TOP 5 de las marcas globales de inversores híbridos, estableció una red global de I+D con tres centros de investigación y desarrollo y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores de PV y almacenamiento y 1 GWh para baterías. Hasta 2022, SOFAR ha enviado más de 18 GW de inversores a más de 100 países y regiones de todo el mundo.

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Grenergy ha firmado un contrato de venta de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) para suministrar en Chile unos 140 GWh anuales durante un periodo de 12 años a una empresa utility internacional, con calificación crediticia de Investment Grade y presencia en el mercado chileno. 

En concreto, Grenergy proveerá un total de 3,4 TWh procedentes de su planta solar Gran Teno, una vez entre en operación el activo que está ubicado en la provincia de Curicó, próxima a Santiago de Chile. Este anuncio se suma al acuerdo que ya tenía la compañía sobre Gran Teno, con lo que la energía contratada anual de este parque sumaría unos 285 GWh.

Gran Teno es, con una potencia de 241 MW, el mayor parque solar de Grenergy. Está previsto que, una vez se ponga en marcha, más de 136.000 hogares se abastezcan de la energía procedente de esta infraestructura, que evitará la emisión de más de 147.000 toneladas de CO2 al año.  

La compañía cuenta con una dilatada experiencia en el mercado chileno, en el que suma más de 60 plantas conectadas, lo que le ha posicionado como el principal del país. Actualmente, construye en este mercado 500 MW y desarrolla 3,3 GW entre solar y eólico y 4 GWh de proyectos de baterías.

Gran capacidad para generar contratos a largo plazo

Este hito pone de relieve la capacidad de la compañía para firmar importantes contratos de suministro a largo plazo. Muestra de ello son los recientes acuerdos alcanzados con clientes de sectores diversos como es el caso de Galp, Amazon, LyondellBasell o Celsia. Grenergy cuenta en la actualidad con un total de 1,4 GW de potencia contratada a largo plazo en España, Colombia y Chile, y negocia otros 1,5 GW en distintos mercados.

“Estamos muy orgullosos de que importantes multinacionales de industrias muy distintas nos sigan eligiendo como socios a largo plazo para proveerles de energía verde y colaborar así en la descarbonización de la economía. Este acuerdo subraya la solidez de Grenergy e impulsa su crecimiento en un mercado clave como es el chileno», afirmó el CEO de Grenergy, David Ruiz de Andrés. 

Cabe destacar que la compañía española creada en 2007, productora independiente de energía a partir de fuentes renovables, fundamentalmente fotovoltaica, eólica y almacenamiento, cotiza en la bolsa española desde el año 2015.

Su modelo de negocio abarca todas las fases del proyecto, desde el desarrollo, pasando por la construcción y la estructuración financiera hasta la operación y mantenimiento de las plantas. La compañía cuenta con una plataforma global de más de 14 GW en varias etapas de desarrollo en los once países donde opera en el mercado europeo (España, Italia, Alemania, Polonia y Reino Unido), norteamericano (Estados Unidos) y latinoamericano (Chile, Perú, México, Argentina y Colombia).

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Con la vista puesta en la descarbonización de la economía en Perú, el hidrógeno verde se reconoce como una palanca clave en contextos de consumo masivo de energía. 

Sus aplicaciones pueden fortalecer la independencia energética, mitigar los desafíos de la variabilidad de los sistemas renovables, favorecer la diversificación económica de un territorio y contribuir a su desarrollo socioeconómico.

Si bien en Latinoamérica la producción del vector energético se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, el primer estudio nacional realizado en el 2021 por la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) posiciona al país como un posible líder mundial por su alto potencial renovable, y su ubicación geográfica estratégica en el Cono Sur. 

Bajo esta premisa, identifica potenciales Hubs de hidrógeno verde en el sur del país, a través de un estudio realizado junto a Moquegua Crece, alianza pública-privada que está comprometida con el desarrollo socio económico de la región y que es impulsada por Anglo American, el Gobierno Regional de Moquegua, MC Inversiones, ENGIE Energía Perú y la corporación internacional financiera – IFC.

Estudio-Valle-H2V-Sur-Peru-2023

El reporte expone que la zona costera y altiplánica del Perú presenta un recurso eléctrico renovable atractivo para la producción de H2 y proyecta una disminución del 25% de los precios de electricidad para el 2050. 

Ante estas cifras, se identifica un potencial “Valle del hidrógeno sur” conformado por las regiones Ica, Arequipa, Moquegua, Tacna y Puno, donde se podrían desarrollar hasta seis hubs de producción de hidrógeno verde para satisfacer la demanda local y generar un nuevo mercado de exportación. 

El objetivo es que este “Valle de Hidrógeno” consolide segmentos de demanda y producción dentro de esta zona geográfica específica cubriendo  la cadena de valor completa: producción, almacenamiento, distribución, y uso final.

“El excelente potencial solar con factores de planta rondando el 30%, junto con decrecientes precios de electricidad (40 – 55 USD/MWh) generan las condiciones óptimas para tener un costo del hidrógeno competitivo (2.0 – 3.5 USD/kg H2) en Moquegua (Hub)”, precisa el reporte.

De esta forma, el precio del vector energético producido en Moquegua y puesto en países como Estados Unidos, Japón o Alemania resulta competitivo comparado con la producción en sitio en el destino (sin subsidios). 

Sumado a esto, la minería y manufactura como principales actividades industriales generan una demanda suficiente de hidrógeno que permite aprovechar los beneficios de las economías de escala de la cadena de valor (30 – 300 kton H2/año).

Además, la investigación explica que Moquegua posee alternativas para obtener agua para la producción de hidrógeno, tales como el uso de agua de mar desalinizada, o el uso de aguas residuales tratadas. 

“El consumo de agua para la producción de hidrógeno no es significativo si se compara con el consumo de otras industrias como la agricultura o minería. Por ejemplo, para producir 320 kton H2/año se requieren alrededor de 0.45 m3/s de agua”, asevera el informe.

Según el estudio, a largo plazo, toda esta nueva economía de hidrógeno podría generar en Moquegua entre 3,400 a 74,000 empleos directos y entre 800 a 4,000 MUSD de PBI adicional como mínimo.

Cabe destacar que el ecosistema del hidrógeno verde se ha desarrollado desde hace dos años a través de H2 Perú, y ya se están identificando aplicaciones de implementación a corto plazo, como por ejemplo grúas horquilla, buses urbanos, camiones de alto tonelaje para el transporte de mercancías y electrificación de comunidades aisladas, en otras opciones.

Algunas de estas opciones ya se encuentran en etapa de evaluación por parte de actores privados de la región de Moquegua, y Moquegua Crece se propone acompañarlos así como las instituciones locales, realizando estudios sobre elementos fundamentales de la cadena de valor del hidrógeno.

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El Directorio del Banco Mundial aprobó tres nuevos préstamos para Argentina, por un total de USD 900 millones, que estarán destinados a financiar obras de infraestructura, ampliar el acceso a la energía limpia y mejorar la cobertura de servicios de salud de calidad, y que los tres serán de margen variable, reembolsables en 32 años y con un período de gracia de 7 años. 

“Con el foco puesto en acciones de mitigación y adaptación al cambio climático, estaremos llevando adelante proyectos de infraestructura para mitigar los efectos de eventos climáticos extremos como las inundaciones en el Norte Grande argentino, así como también proveer de más y mejores herramientas que contemplen el uso eficiente de la electricidad de las familias argentinas”, sostuvo Sergio Massa, ministro de Economía Argentina.

“Estamos acompañando a la Argentina con inversiones que ayuden a reducir su vulnerabilidad climática frente a las inundaciones y que permitan avanzar en la transición energética, de la mano de energías limpias y de una mayor eficiencia”, afirmó Marianne Fay, directora del Banco Mundial para Argentina, Paraguay y Uruguay. 

Puntualmente, para ampliar el acceso a energía limpia y promover las medidas de eficiencia energética en comunidades vulnerables, el Banco Mundial destinará USD 400 millones para el proyecto “Energía Limpia para Hogares y Comunidades Vulnerables”, que prevé beneficiar a 200.000 personas en áreas rurales remotas

¿Cómo? Ya sea mediante la construcción y/o renovación de mini-centrales con generación renovable y según la opción de mínimo costo en hogares aislados; o con la provisión e instalación externa e interna de sistemas solares (térmicos, eléctricos o de bombeo de agua) y eólicos individuales en viviendas y servicios públicos rurales dispersos, como por ejemplo escuelas, centros de atención primaria de la salud, puestos de frontera y controles viales, entre otros. 

También se apoyará a clubes de barrio y centros comunitarios en la compra e instalación de equipos de iluminación eficientes que ayudarán a reducir el consumo de electricidad y ahorrar dinero, de tal manera que se espera alcanzar la meta de 2500 instituciones hacia el año 2029. 

¿Cómo? Ya sea mediante la construcción y/o renovación de mini-centrales con generación renovable y según la opción de mínimo costo en hogares aislados; o con la provisión e instalación externa e interna de sistemas solares y eólicos individuales

Y tal como adelantó Energía Estratégica a principios de junio, este préstamo surge en parte a raíz del gran desempeño con que cerró el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales II durante el 2022. 

En dicho año, el PERMER batió récords históricos al adjudicar 8 licitaciones (44% de toda la historia del programa) por un monto total de USD 64.608.921 (un 46% de lo adjudicado los últimos siete años), cifra que implica un aumento del 150% respecto al monto adjudicado en 2021, correspondiente a U$D 25.700.662. Mientras que ese total de obras adjudicadas tendrá un impacto positivo en 81.693 pobladores rurales dispersos en 22 provincias del país.

Cabe recordar que el PERMER se mantuvo en vigencia gracias a un préstamo del Banco Mundial, el cual fue prorrogado entre fines del 2020 y principios del 2021 hasta mediados del año pasado. Pero desde la finalización de ese financiamiento hasta la actualidad, no hubo nuevas licitaciones. 

Pero según pudo averiguar este portal de noticias, ya se trabaja en retomar ese fructífero camino y, si hubiera un nuevo préstamo ya se pretende trabajar las instituciones públicas en redes eléctricas deficitarias para garantizar la energía necesaria para cumplir con el servicio. 

Como también aumentar la potencia máxima de los hogares y la energía del banco baterías en pos de con dos versiones re-potenciadas para tales segmentos: un sistema de 300-400 W y otro de 700-800 W de capacidad. 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó el capítulo referido a la Declaración de Costos Variables de la Norma Técnica de Coordinación y Operación (NTCyO), la cual instaura las exigencias, procedimientos, metodologías y condiciones de aplicación con las que se regirá el proceso de coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional. 

Además, el objetivo del capítulo es establecer las disposiciones aplicables a las declaraciones de costos, que cada coordinado del SEN deberá presentar al Coordinador, tanto para las generadoras térmicas como para las que tengan recursos gestionables.

De igual manera, se regulan las funciones, obligaciones y atribuciones del CEN, a fin de resguardar la completitud, trazabilidad y veracidad de la información proporcionada por los coordinados en las declaraciones de costos mediante los procesos de verificación de declaraciones y auditorías.

“Es la última etapa de la pirámide normativa porque ya tenemos la ley y el reglamento (aprobado en 2019). Aunque más que la expectación por la importancia de la norma, es importante porque se demoró mucho”, señaló Teresita Vial Villalobos, abogada en regulación eléctrica en ACU Abogados, durante una conversación con Energía Estratégica. 

“A partir de ahora sí se define cómo deben informar y calcular los costos variables (CV) las centrales en cuestión. Es decir que da ciertas luces de cuáles serán considerados costos y, en una modelación de un proyecto, se podrá calcular cuál será el CV y cómo el Coordinador lo incorporará al SEN” agregó. 

“Es un proceso que no se había actualizado desde la creación del Coordinador (a parte del GNL) y que permite declarar costos que hoy no se consideran. Además establece reglas para costos como los de partida que son relevantes si se quiere aportar flexibilidad al sistema”, complementó Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal. 

¿Cómo impacta en las energías renovables? Si bien este capítulo no acapara directamente a las ENRC, sí lo hace con los proyectos que posean recursos gestionables, tales embalses, parques híbridos con capacidad de almacenamiento, sistemas de baterías o centrales de concentración solar de potencia. 

De todos modos, la abogada en regulación eléctrica en ACU Abogados descartó que esta norma técnica modifique el panorama para la primera y única primera Licitación de Suministro del año, con la que se prevé abastecer los consumos de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir de los años 2027 y 2028 hasta 2046 y 2047, respectivamente.

Y cabe recordar que esa convocatoria acarrea cambios en la segmentación zonal y beneficios para el almacenamiento de energía, entre otras cuestiones, mientras que el lanzamiento está previsto para julio y la presentación de ofertas para diciembre de 2023.

El Ministerio de Energía de Chile puso a consulta un nuevo reglamento de potencia

“Es parte de un rompecabezas en el que faltan otras piezas. Como se atrasó tanto la publicación y dividida la norma, hasta no tener el puzzle completo, es difícil decir si impacta o no, pero da más claridad a temas que no lo estaban”, remarcó Teresita Vial Villalobos. 

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Continúan las repercusiones del megaevento de Future Energy Summit en el Caribe. Allí, expertos de la industria analizaron aquellos temas que consideran de impacto para el crecimiento del parque energético en República Dominicana y resto de la región.

Entre ellos, Héctor Herrera, gerente de diagnóstico y mantenimiento de la empresa Inproca, brindó una entrevista exclusiva en la que se refirió a la importancia del correcto mantenimiento de sistemas eléctricos vinculados a proyectos de energías renovables.

Según explicó el ejecutivo, los principales retos de mantenimiento de sistemas de tecnologías como eólica y solar parten de problemáticas de la disponibilidad de generación en el sistema y se extienden al mantenimiento de cada uno de sus componentes.

“Como sabemos en todo sistema de generación se busca mucho la productividad y con ella la confiabilidad. El mantenimiento es el principal aliado de la confiabilidad. Por lo tanto, tenemos que adecuar que esa producción no se vea muy lastimada por los programas de mantenimiento”, indicó.

Ejemplificando un caso de la práctica del mantenimiento, advirtió que en el caso de la energía solar se suele optar por mantenimientos en horarios de poco sol, lo que presenta también un reto porque las condiciones ideales para diagnóstico y mantenimiento son precisamente las horas en las que se registra la mayor temperatura y menor humedad relativa.

“Los retos de mantenimiento también vienen por el gran crecimiento del activo cables de alta tensión y de media tensión”, añadió el gerente de diagnóstico y mantenimiento de Inproca.

Siguiendo la explicación del especialista, los sistemas de energías renovables tienen muchos cables que deben ser diagnosticados y representa un reto al momento de realizar la prueba y el diagnóstico de estos activos, porque un proceso que requiere muchas veces una desconexión que no siempre es tan sencillo como lo pudiera ser si se tratara de un transformador o de una subestación en aire.

En estos temas, Inproca acumula 20 años de expertise no sólo en el mercado dominicano sino también extendiéndose a otros países de Centroamérica y el Caribe. Es así que, en la región ofrece soluciones específicas desde distintos departamentos que están enfocadas en atender ese tipo de mantenimientos incluyendo todo lo que tiene que ver con diagnóstico de subestaciones, con mantenimiento general en sistemas fotovoltaicos o sistemas de energía solar, eólica, entre otras.

Inproca además cuenta con un laboratorio a través del cual ofrece un diagnóstico confiable de los principales activos que conforman el parque energético y análisis de aceite dieléctrico (ver más). Al respecto, desde la compañía adelantaron que este laboratorio va camino a la acreditación de la normativa ISO/IEC 17025 garantizando el cumplimiento de altos estándares de calidad en sus análisis.

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En el estado mexicano de Nuevo León, especialmente en el norte, hay un potencial significativo para el desarrollo de parques eólicos a gran escala por sus constantes vientos.

Aunque es un hecho que en los últimos años los proyectos de utility scale se han visto frenados principalmente por las cancelaciones de subastas de la actual gestión en todo el país, especialistas vislumbran un fuerte interés por invertir en esta matriz en Nueva León, de cara a las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio de 2024.

En efecto, Eduardo Sanchez, director general de la Agencia de Energías Renovables del Gobierno del Estado de Nuevo León explica a Energía Estratégica el creciente interés de los inversores por el nearshoring y como están trabajando para detonar esta industria.

“En el estado hay 823 MW de capacidad instalada de generación. El 96% son proyectos eólicos y solo tenemos un parque solar de 30 MW al sur del estado. Si bien el último proyecto que se incorporó a la red fue en 2021, hemos visto en los últimos meses un apetito nuevamente de desarrolladores para la instalación de nuevos proyectos en Nuevo León”, afirma. 

Según el experto, como estado tienen una ruta energética, donde buscan la manera ideal para que los proyectos renovables se puedan detonar en zonas estratégicas donde el dimensionamiento sea el correcto y la infraestructura lo permita .

En efecto, llevan adelante un estudio en el cual identifican las zonas de mayor potencialidad para proyectos de gran escala en el estado y buscan generar las condiciones en estos municipios en materia de infraestructura para que esta no sea una limitante.

“El objetivo principal de la agencia es lograr la transición energética. Sabemos que los permisos para la mayor cantidad de los proyectos se otorgan a nivel federal y que a nivel estatal estamos un tanto restringidos en lo que podemos hacer”, reconoce Sánchez.

“No obstante, seguiremos apostando en empujar una mejor planeación de la demanda, profesionalizar el sector para que oferten productos y servicios de calidad y generar las condiciones para la inversión”, asegura.

El especialista revela que hay proyectos a gran escala de gran inversión que buscan realizar la manufactura de proyectos solares o eólicos que están en prospección.

“Empresas que se dedican a dar operación y mantenimiento de parques eólicos o que buscan manufacturar componentes para las torres eólicas han tenido acercamiento aquí en el estado. Identificamos qué componentes se pueden manufacturar para ser más competitivos y atraer inversiones”, destaca.

De esta forma, Sánchez concluye: “Si vemos en el estado es que existe la demanda de usuarios que buscan migrar su energía a fuentes renovables. Entonces hay que explotar ese apetito por invertir e integrar la cadena de valor en Nuevo León para potenciar el crecimiento de la industria renovable que hemos visto en estos meses”.

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El Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) de Brasil analiza un nuevo financiamiento para la transición energética del país, entre lo que se incluiría el avance tecnológico de proyectos de hidrógeno verde. 

“Queremos incentivar la industria de electrolizadores, amoníaco verde, química verde, combustibles bajos en carbono y estamos considerando políticas para eso”, aseguró Luciana Costa, directora de Infraestructura, Transición Energética y Cambio Climático del BNDES durante un evento. 

Y según informó, la cartera de inversiones en infraestructura de dicha índole podría superar los R$ 47 mil millones (cerca de USD 9,7 mil millones), lo que representaría un crecimiento de la cartera financiera del banco en aproximadamente un 10% con respecto al 2022. 

Asimismo, la especialista planteó como atractiva la posibilidad de que existan subsidios “inteligentes y focalizados” en diversos rubros energéticos, abriendo la puerta a un nuevo plan que favorezca al H2V y futuras licitaciones de dicho vector, similar al Programa de Incentivo a Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (PROINFA) por el cual se agregaron 1,3 GW de capacidad eólica al sistema interconectado brasileño mediante tarifas del tipo feed-In y contratos PPA.

“Esto ya lo hicimos con las energías renovables post-apagón y lo hicimos bien. Pero el coste de la energía del hidrógeno verde es más caro que el de los hidrocarburos y vamos a necesitar nuevos incentivos”, señaló Luciana Costa. 

Aunque para catalizar tal apoyo, la directora de Infraestructura, Transición Energética y Cambio Climático del BNDES remarcó la “necesidad” de contar con legislaciones acordes para todas las variantes tecnológicas y apuntó principalmente a la eólica marina y el almacenamiento de energía, considerando que ya se planifica subastas para la concesión de autorizaciones en aguas jurisdiccionales de Brasil para empezar los estudios ambientales de proyectos offshore. 

“La legislación estadounidense está más avanzada que la nuestra y ahora tenemos que tener política pública, regulación y dar seguridad a la inversión privada”, sostuvo. 

Estas declaraciones llegan pocos días después de que el Ministerio de Minas y Energía confirmara el lanzamiento de un master plan de descarbonización de la Amazonia y de que Luiz Inácio Lula da Silva ratificara el compromiso del país con la transición energética y la mitigación del cambio climático. 

Lula da Silva: “Estamos apostando por el hidrógeno verde en todos los estados del Nordeste”

Aunque cabe recordar que el gobierno de Lula da Silva tomó el control del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social a comienzos de este año, y desde aquel entonces la entidad financiera apostó con más fuerza en proyectos de generación renovable. 

Además de que se busca impulsar inversiones en empresas que actúen en el mercado libre de energía – hoy con gran parte de la operación en empresas de alto consumo industrial.

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Sonnedix, productor internacional de energía renovable, ha iniciado operaciones de su planta solar fotovoltaica Sonnedix Meseta de los Andes en Chile. Esta planta de 160MW es el mayor proyecto solar fotovoltaico en Chile Central y el segundo mayor proyecto de la compañía a nivel mundial. 

La construcción de Sonnedix Meseta de los Andes comenzó en junio de 2021, abarcando alrededor de 250 hectáreas dentro de la Región de Valparaíso de Chile, en las comunas de Calle Larga y Los Andes. Durante su fase de construcción, Sonnedix generó 300 puestos de trabajo locales, en línea con su compromiso con el desarrollo social y económico de las comunidades en las que opera. La planta se completó en abril de 2023, conectándose al sistema energético nacional el 17 de febrero de 2023. 

El 22 de junio, Sonnedix Chile organizó un pequeño evento para celebrar la finalización de este proyecto, acompañado por representantes del Directorio de Sonnedix.

Durante el evento, el Presidente de Sonnedix Chile, Sergio del Campo, destacó que «durante su primer año, Sonnedix Meseta de los Andes generará aproximadamente 386.750MWh, abasteciendo a más de 180.000 hogares chilenos y evitando alrededor de 160.000 toneladas de CO2». 

«La construcción de un proyecto como Sonnedix Meseta de los Andes es testimonio de nuestra fuerte ambición de convertirnos en un actor clave en la transición energética en Chile, y en todo el mundo«, complementó Axel Thiemann, CEO de Sonnedix.

«El año pasado iniciamos nuestro camino hacia la hibridación en Chile con la adquisición de la plataforma Arco Energy, incluyendo proyectos eólicos en nuestra cartera, y actualmente tenemos casi 1,6GW de desarrollo [total renovable] en cartera en el país. Esto demuestra nuestro compromiso a largo plazo con el mercado chileno, donde pusimos un pie hace ocho años y ahora somos un actor principal en su viaje de transición energética», agregó. 

«La finalización de este proyecto representa nuestro firme compromiso hacia nuestros accionistas y stakeholders, y nuestro compromiso de suministrar electricidad limpia constante y fiable a las comunidades en las que operamos», dijo Carlos Guinand, Executive Chairman de Sonnedix.

«También representa los esfuerzos y el fenomenal trabajo en equipo de nuestros empleados y socios, que se unen para entregar proyectos de energía renovable de alto rendimiento como Sonnedix Meseta de los Andes, impulsados por un propósito compartido: alimentar un futuro brillante», continuó.

Sonnedix cuenta actualmente con más de 2,3GW de capacidad total en Chile, de los cuales casi 700MW representan aproximadamente 30 proyectos operativos. Y con una capacidad global de más de 9GW, la firma continúa su trayectoria de crecimiento sostenible a través de la adquisición, desarrollo y conversión de proyectos solares, eólicos y de almacenamiento, en Chile y otros mercados de la OCDE.

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Este miércoles 28 de junio, Grupo Energía Bogotá (GEB), y Enlaza, su filial que el gestiona sus activos de transmisión eléctrica en Colombia y desarrolla este tipo de proyectos, anunciaron que finalmente han acordado con las 235 comunidades étnicas certificadas para finalizar el largo proceso de consultas previas que comenzaron años atrás.

El proyecto Colectora I a 500 kilovoltios (kV) comprende la construcción de la nueva subestación Colectora, la ampliación de las subestaciones Cuestecitas y La Loma y la construcción de dos líneas de transmisión en el tramo Colectora – Cuestecitas (228 kilómetros) y Cuestecitas – La Loma (247 kilómetros), que suman 475 kilómetros.

De los 9 proyectos eólicos, por 1584 MW, adjudicados durante el año 2019 en las subastas a largo plazo de energías renovables y la de Cargo por Confiabilidad, los emprendimientos Casa Eléctrica (180 MW) y Apotolorru (75 MW), de AES Colombia; y Tumawind (208 MW) y Chemesky (99 MW), de Enel, necesitan de esta línea para despachar su energía limpia.

Si bien los emprendimientos suman una potencia de 562 MW, la línea será capaz de transportar energía equivalente a una capacidad de 1.050 MW, con la que se podría atender cerca del 10 por ciento de la demanda de energía eléctrica del país, según informó la propia empresa.

«Iniciaremos próximamente la fase constructiva en el tramo Cuestecitas – La Loma en donde surtimos el trámite de 12 consultas previas que se realizaron con los pueblos de la Sierra Nevada de Santa Marta: koguís, arhuacos, wiwas y kankuamos los pueblos yukpa, y los consejos comunitarios afrocolombianos localizados en La Guajra y Cesar y que están incluidas dentro del total de las 236 consultas realizadas”, destacó Fredy Zuleta, gerente General de Enlaza.

Y resaltó: “Nuestro compromiso es dejar huella en los territorios, y de la mano con las comunidades, haremos en ambos tramos una inversión social total superior a 40.000 millones de pesos, que veremos reflejados en iniciativas sociales, educativas recreativas, de embellecimiento de espacios comunitarios y de fomento al emprendimiento local, a la agricultura y al rescate cultural y de la memoria y las costumbres regionales”.

👏 Queremos expresar nuestro agradecimiento a las 235 comunidades con las que sacamos adelante las consultas previas del proyecto Colectora a través de un diálogo transparente, así como a @MinEnergiaCo y @MinInterior por ser facilitadores y favorecer el cierre del proceso. https://t.co/JmW4lmOy8J

— Grupo Energía Bogotá (@GrupoEnergiaBog) June 28, 2023

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El gobierno anunció una lista de consenso para las próximas elecciones de Argentina. Sergio Massa, actual ministro de Economía de la Nación, será el candidato a presidente por Unión por la Patria y estará acompañado como candidato a vice por Agustín Rossi, actual jefe de Gabinete y jefe del bloque de diputados oficialistas durante gran parte de los gobiernos kirchneristas. 

Esta posible reestructuración de gobierno pone en la mira la forma en la que se reordenará la cartera energética del país y las iniciativas que tendrán prioridad en el futuro en caso que triunfe la considerando que hoy en día la Secretaría de Energía de la Nación se encuentra bajo la órbita del Ministerio de Economía. 

«Tenemos que redefinir nuestra matriz energética y hacer lo que tenemos que hacer, sin miedo al lobby y las presiones, a los amigos del poder”, se posicionó Massa previo a las elecciones del 2019, año en el que decidió sumarse al Frente de Todos (actualmente Unión por la Patria)

Pero esa no fue la primera vez que el intendente de Tigre mencionó su interés por mitigar el cambio climático y apostar al desarrollo de las fuentes renovables de generación, dado que el Frente Renovador (fuerza política que él fundó) apoyó todas las leyes que se discutieron en el parlamento a favor del sector.

Uno de los principales ejemplos fue el voto a favor de la Ley N° 27.424 de generación distribuida que impulsó el oficialismo; o mismo su ratificación hacia el rumbo de la Ley N° 27.191 hacia 2025 al remarcar la necesidad de que el 20% de la energía tenga origen en energía renovable”.

Tenue lugar para las renovables en el plan energético de gobierno de Milei

Ya el plano más reciente, durante su gestión como titular del Palacio de Hacienda de Argentina (desde julio 2022) se modificaron las autoridades en la Sec. de Energía. Tras la salida de Darío Martínez se confirmó el arribo de Flavia Royón (previamente muy vinculada al litio y la sustentabilidad en la minería en Salta), como también en la propia Subsecretaría de Energía Eléctrica con la llegada de Santiago Yanotti en lugar de Federico Basualdo. 

Mientras que en materia de energías renovables, el sector volvió a contar con una nueva licitación tras casi cinco años desde la última ronda del Programa RenovAr. En este caso fue la convocatoria RenMDI para proyectos de generación (con o sin almacenamiento), donde hubo más de 200 ofertas y que actualmente se encuentra en curso y que el próximo 6 de julio se definirán los adjudicatarios de los 620 MW disponibles. 

Más de 90 proyectos podrían ser los ganadores de la licitación RenMDI: ¿Quiénes son y a qué precio?

Además, en este último año, el Ejecutivo también avanzó en la puesta en marcha del Plan Federal de Transporte Eléctrico III y en presentarle al Congreso de la Nación su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno de bajas emisiones. 

Sin embargo, todavía existen ciertas cuestiones negativas o que aún no terminaron por resolverse y que desaceleran el avance hacia una matriz más sustentable, tales como la falta de capacidad de transporte en el SADI o la dificultad para importar equipos de generación solar o eólica, que a su vez retrasan aún más el cumplimiento de los objetivos de Ley N° 27191. 

De igual manera, la iniciativa del H2 que arribó al Poder Legislativo no sólo brinda beneficios al vector energético producido con renovables, sino que también da guiños al gas y la energía nuclear y exige un contenido mínimo nacional para el desarrollo de tales emprendimientos. Puntos que ya fueron criticados por la industria vinculada al hidrógeno. 

Lo que sí se sabe es que, al menos en anteriores elecciones, Massa siempre se mostró a favor de las energías renovables, en que el “compromiso con el medio ambiente debe ser una política de Estado”, al igual que la energía, y que ésta “no debe ser modificada por un cambio de gobierno”. Aunque habrá que esperar si mantiene esa postura o si cambia de rumbo tras las elecciones.

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Si bien la producción del hidrógeno verde aún está en una etapa inicial en Latinoamérica por las altas inversiones que se necesitan en infraestructura y tecnología para escalar su producción a gran escala, el potencial de la región en términos de recursos naturales y su compromiso con la transición energética hacen que el vector energético sea una opción prometedora en el futuro.

Bajo esta premisa, Romina Esparza Almaraz, directora de Desarrollo de Negocios MX, CAM y el Caribe de Black and Veatch, empresa global dedicada a la ingeniería, procura, consultoría y construcción de proyectos renovables habló del atractivo que existe en la región para la generación y comercialización de hidrógeno verde.

«Latinoamérica se compone de muchos países con mercados muy diferentes. Vemos mucho avance en las condiciones para generar hidrógeno verde en países como Chile. Allí tenemos muchos clientes que están avanzando en esa materia y estamos haciendo acercamientos”, aseguró a Energía Estratégica durante el evento Future Energy Summit  realizado en República Dominicana. 

“También estamos trabajando en proyectos en EEUU en combustibles alternativos para la aviación que, de resultar exitosos, se tiene un plan de hacer cascadeo a países como México, Argentina y Colombia”, agregó.

Asimismo, con vasta experiencia en la generación del vector energético, Black & Veatch fue seleccionado como proveedor de servicios llave en mano del proyecto Advanced Clean Energy Storage (ACES) en el estado de Utah EE.UU., instalación pionera en la producción y almacenamiento de hidrógeno limpio.

En tanto al megaproyecto, Esparza Almaraz detalló: “Se van a convertir 220 MW de energía renovable a 100 toneladas de hidrógeno verde lo cual resulta en una capacidad de 300 GW hora de almacenamiento. Esas 100 toneladas de hidrógeno que se generarán al día se van a almacenar en unas cavernas de sal”. 

“Este hub de hidrógeno será uno de los más grandes del mundo. Entonces es un proyecto insignia que va a marcar la pauta para que se desarrollen otros proyectos de hidrógeno en Latinoamérica”, afirmó.

A su vez, la experta habló del interés de sus clientes por desarrollar proyectos provenientes de otras fuentes renovables.

“La construcción de proyectos eólicos y solares es una tendencia masiva que no va a parar. De los 460 MW de proyectos de energía convencional y renovable en el mundo que tenemos en cartera, 60 MW son eólicos y 50 MW fotovoltaicos”, reveló.

“Somos líderes en el mercado en este tipo de inversiones. En lo que va de este año estamos desarrollando simultáneamente más de 20 proyectos EPCM solares utility scale mayores de 75 MW con lo cual tenemos bastante experiencia en este campo”, agregó  Esparza Almaraz.

Cabe destacar que la multinacional lleva más de 100 años realizando proyectos de infraestructura tanto de energía, minería, industria de procesos y tratamiento de agua.

En este sentido, se enfoca en brindar apoyo a industrias como la minería o cementeras para que éstas reduzcan sus emisiones de CO2 tanto en sus procesos como en las energías que consumen para realizar su actividad. 

Además de construir los proyectos, también brindan servicios de consultoría: ayudan a las empresas a idear sus mapas de ruta de cómo descarbonizar sus procesos y trabajan en los estudios de factibilidad o prefactibilidad de los proyectos.

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El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile sigue recibiendo solicitudes de tramitación ambiental por parte de nuevos proyectos renovables que prevén ingresar al sistema interconectado nacional. 

A lo largo del último mes, avanzó la gestión de doce parques solares (algunos con almacenamiento) y dos centrales eólicas para incorporar 531,12 MW de capacidad a lo largo de siete regiones del país, por inversiones cercanas a los MMUSD 729.

El mayor grueso de esa potencia se reparte entre el PS San Javier y el PE El Rosal, a ubicarse en las comunas de San Javier de Loncomilla (Linares) y Los Ángeles (Biobío) y de las firmas Blue Light Energy y Engie Chile, respectivamente. 

El primero de ambos proyectos considera una superficie de 123,724 ha para la puesta en marcha de 215.208 paneles fotovoltaicos que, en su conjunto, alcanzarán una capacidad instalada de 144,189 MWp.

Mientras que el PE El Rosal consiste en la construcción y operación de un emprendimiento conformado por veintiocho aerogeneradores de hasta 6,6 MW de potencia unitaria, que totalizarán hasta 184,8 MW. 

Dicha generación se evacuará a través de una Línea de Transmisión de circuito simple de 220 kV de una extensión aproximada de 5,1 kilómetros desde la subestación elevadora del parque eólico, denominada S/E Dalia hasta la S/E El Rosal, existente, propiedad de Engie. 

Adicionalmente, otro de los grandes movimientos que ha visto el SEA en este tramo del 2023 fue el pedido de expansión de la planta eólica San Juan de Chañaral de Aceituno, de la compañía homónima en la comuna de Freirina (Atacama). 

El proyecto ya cuenta con una capacidad operativa de 185 MW y conformado por 56 aerogeneradores, pero se planifica incrementar su potencia hasta los 258 MW mediante la implementación de 9 nuevas turbinas. 

En tanto que la última central de gran escala en calificación ambiental de este listado corresponde al parque Solar Ray, compuesto por 63.888 paneles y una potencia nominal de 44,1 MW. Hecho que representará una inversión aproximada de MMUSD 40. 

Más PMGD y plantas de mediana escala para Chile

A pesar que en el último tiempo los Pequeños Medios de Generación Distribuida (hasta 9 MW) y proyectos de hasta 20 MW de potencia se han visto frenados por diversas cuestiones coyunturales, las solicitudes de ese tipo de emprendimientos no cesan dentro del Servicio de Evaluación Ambiental.

Tal es así que en junio fueron admitidos otros ocho proyectos de esa envergadura:

PS Alvarado: 9 MW por MMUSD 10 de inversión 
PS Los Quilos: 9 MW por MUSD 20 (con baterías)
PS Burgos: 9 MW por MMUSD 10 (incluye storage)
PS El Capitán: 9,68 por MMUSD 10
Gabriela Solar: 10,19 MW por MMUSD 11   
PFV José Solar: 11 MW por MMUSD 11 
PF Los Arrayanes: 12,16 MW por MMUSD 15 (incorpora sistemas de almacenamiento)
PFV Juan Gonzalo Solar: 15,4 MW por MMUSD 11

Cada uno de los emprendimientos híbridos con almacenamiento posee diversas particularidades. En el caso del PS Los Quilos estará integrado por 19.292 módulos fotovoltaicos y un sistema de baterías de ion-litio del tipo BESS. 

Por su parte, el PMGD Burgos inyectará energía a una línea en 23 kV a partir de 31.752 módulos solares en un área de 26,614 hectáreas y el storage permitirá entregar la generación en horarios nocturnos.

Mientras que el PF Los Arrayanes se emplazará a lo largo de 26,82 ha. en el Fundo San Jorge del área rural de la comuna de Valdivia y tendrá 20100 paneles de 605 Wp, los cuales generarán 12.160 kW de potencia nominal. Además su sistema BESS consiste en un total de 16 contenedores marítimos de 40 pies, instalados sobre apoyos de hormigón, donde se encontrarán los racks de baterías de litio, entre otros elementos, para gestionar la energía y liberarla al sistema por un periodo de 4 horas promedio.

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Trina Solar publicó recientemente su Informe de Sostenibilidad 2022, subrayando los esfuerzos continuos de la compañía en la búsqueda del desarrollo sostenible y facilitando el objetivo de neutralidad de carbono y UNSDG.

El Informe de Sustentabilidad de 2022 muestra que las reducciones más significativas de la empresa respecto a 2020 fueron:

La intensidad de las emisiones de GEI por unidad de producción de productos celulares se redujo a 23,76 tCO2e/MW, y la de los productos modulares se redujo a 9,20 tCO2e/MW, lo que representa una reducción del 50,81% y del 61,88%.
La intensidad energética de los productos de células se redujo un 54,21%, mientras que la intensidad energética de los productos modulares experimentó un descenso del 41,60.
La intensidad de consumo de agua por unidad de producto de célula fue de 384,89 toneladas/MW, un descenso del 62,72% y la intensidad de consumo de agua por unidad de producto de módulo fue de 39,83 toneladas/MW, disminuyendo un 53,20%.

La compañía, comprometida con un futuro con cero emisiones netas, mantiene su buena voluntad inicial hacia el mercado, los clientes, el medio ambiente y la sociedad, y tomará medidas prácticas para cumplir su compromiso con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y el objetivo de neutralidad de carbono.

Además, continuará trabajando con los grupos de interés globales para inyectar energía y «ecología» en la respuesta global al cambio climático y la construcción de un ecosistema integral.

Además, durante el 2022 Trina Solar fue seleccionada como Empresa Nacional de Gestión Ecológica de la Cadena de Suministro, y ganó el Premio a la Innovación en Ahorro de Costes en los Premios al Éxito en Adquisiciones, conocido como el «Oscar de la industria de la contratación».

Hasta la fecha, la compañía ha llevado energía limpia a más de 150 países y regiones de todo el mundo y ha suministrado módulos solares de más de 140 GW, equivalentes a 6,1 veces la capacidad instalada de la central hidroeléctrica de las Tres Gargantas, con un efecto de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) equivalente al de plantar unos 10.300 millones de árboles.

Desde su fundación, la empresa de Soluciones fotovoltaicas ha asumido activamente la responsabilidad social, ha practicado su intención y misión iniciales y ha promovido la transición energética mundial. Seguimos potenciando la construcción de energías renovables, garantizando el suministro mundial de productos y proporcionando productos de energías renovables y formación tecnológica a los países en desarrollo, contribuyendo a la transición energética mundial.

La compañía se preocupa profundamente por el desarrollo desigual de las regiones en nuestro país y en el extranjero, y proporcionamos toda la ayuda y el apoyo que podemos para devolver a las comunidades locales mientras progresamos junto con la sociedad.

Trina Solar es una de las Top50 Forbes China Sustainable Development Industrial Enterprises y ganadora de EY Sustainability Excellence Award, ambas en 2022. Asu vez, se adhirió al concepto de «altruismo», construyendo conjuntamente un nuevo ecosistema de alta calidad para el desarrollo de la industria fotovoltaica y contribuyendo a la conservación global de la energía, la reducción de emisiones y el desarrollo sostenible.

Durante 2022, Trina Solar y WWF lanzaron conjuntamente la iniciativa global «Energía Limpia para la Tierra», haciendo un llamado a gobiernos, empresas y comunidades para que utilicen ampliamente la energía limpia y contribuyan conjuntamente a un futuro con cero emisiones netas. Gracias a sus acciones y a su contribución a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, la compañía recibió el Premio Climate Solver de WWF y fue la única empresa fotovoltaica en conseguirlo.

Mirando hacia el futuro, Trina Solar mantendrá su compromiso de participar en la cooperación inclusiva con las partes relativas, contribuyendo a los esfuerzos globales de conservación de la energía, reducción de emisiones y desarrollo sostenible.

El Reporte de Sostenibilidad 2022 se puede descargar a través del siguiente link.

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JinkoSolar Holding Co., Ltd. («JinkoSolar» o la «Compañía») (NYSE: JKS), uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció hoy que ha entregado más de 220,000 módulos Tiger NEO bifaciales de 72 a la planta de energía solar Verila de 123 MW en Bulgaria.

La planta Verila es el proyecto de energía fotovoltaica más grande de Bulgaria hasta la fecha y se espera que aumente la capacidad de generación de energía solar del país en un 7%. Se encuentra en la ladera sur de la montaña Verila, cerca del pueblo de Kraynits, cerca de Dupnitsa, en un terreno de más de 1300 acres.

Su ubicación a 700-1000 metros sobre el nivel del mar, en un terreno irregular con pendientes pronunciadas, hace que el proyecto sea uno de los más desafiantes pero también más atractivos de Europa.

El Sr. Frank Niendorf, Director General de JinkoSolar Europe, comentó: «Estamos encantados de que los módulos bifaciales Jinko TOPCon hayan sido elegidos para este impresionante megaproyecto en Bulgaria.

El proyecto Verila se convertirá no solo en un referente para Bulgaria, sino también para Europa en la transición hacia las energías renovables. Es uno de los proyectos más grandes construidos en Europa que utiliza módulos bifaciales TOPCon, y JinkoSolar se enorgullece de formar parte de un hito tan importante para nuestra industria».

Acerca de JinkoSolar Holding Co., Ltd.

JinkoSolar (NYSE: JKS) es uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo.

JinkoSolar distribuye sus productos solares y vende sus soluciones y servicios a una base diversificada de clientes internacionales de servicios públicos, comerciales y residenciales en China, Estados Unidos, Japón, Alemania, Reino Unido, Chile, Sudáfrica, India, México, Brasil, Emiratos Árabes Unidos, Italia, España, Francia, Bélgica, Países Bajos, Polonia, Austria, Suiza, Grecia y otros países y regiones.

JinkoSolar tenía 14 instalaciones de producción en todo el mundo, 24 filiales en el extranjero en Japón, Corea del Sur, Vietnam, India, Turquía, Alemania, Italia, Suiza, Estados Unidos, México, Brasil, Chile, Australia, Canadá, Malasia, Emiratos Árabes Unidos, Dinamarca, Indonesia, Nigeria y Arabia Saudita, y equipos de ventas globales en China, Estados Unidos, Canadá, Brasil, Chile, México, Italia, Alemania, Turquía, España, Japón, Emiratos Árabes Unidos, Países Bajos, Vietnam e India, hasta el 31 de marzo de 2023.

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En el marco del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, realizado en República Dominicana, portavoces de bancos multilaterales de desarrollo y administradores de fondos de inversión se reunieron para explorar sinergias e impulsar nuevos negocios en la región.

Uno de ellos fue Andreas Cremer, director de Infraestructura y Energía para África y Latinoamérica de DEG Invest, la subsidiaria del Grupo KfW, reconocido grupo que otorga créditos para el desarrollo de proyectos renovables. 

En conversaciones con Energía Estratégica, el especialista explicó: “El producto más común que brindamos en América Latina es el Project Finance. En este rubro, República Dominicana tiene un atractivo especial porque cuenta con un marco regulatorio muy bien establecido con buenos antecedentes”.

“Por estas condiciones, el financiamiento en República Dominicana es mucho más competitivo en comparación con otros países con mayor riesgo país como Argentina”, agrega.

De acuerdo a Cremer,  la financiación de proyectos se presenta en dos formas: con algún tipo de recurso limitado para el patrocinador o sin recurso. La alternativa a adoptar dependerá de la configuración del país en el que se llevará adelante el proyecto. 

“Cuando el riesgo país no es tan alto y el marco regulatorio es claro no necesitamos una garantía del patrocinador. Esta es la metodología que adoptamos en la mayoría de las financiaciones que realizamos en América Latina. No obstante, en algunos casos buscamos pedirle al patrocinador que nos consiga algún tipo de garantía de finalización en mercados más desafiantes”, explicó.

Según el experto, aunque el riesgo país se puede mitigar a través de diferentes factores, como garantías de riesgo político, desde DEG Invest están configurados para asumir un cierto nivel de riesgo país.

“Por lo general, no tomamos participaciones mayoritarias, somos inversores minoritarios. Estamos configurados para cerrar la brecha en los mercados en los que no hay un entorno bancario completamente establecido y donde podemos apoyar proporcionando financiación a largo plazo”, aseguró.

De esta forma,  Cremer afirmó que otorgan financiamiento a través de transacciones corporativas para apoyar a las grandes compañías en el desarrollo de proyectos de escala de servicios públicos.

Además, en el mega evento, el especialista planteó la meta que tiene la entidad financiera en los próximos años: “Nuestro objetivo es convertirnos en CO2 neutral en toda nuestra cartera para 2040. Es bastante ambicioso, para lograrlo tenemos que ser socios locales en desarrollos de las energías renovables y el hidrógeno verde”. 

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Puerto Rico aspira a lograr un 100 % generación renovable al año 2050. Así lo establece la Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17-2019). Y, para conseguirlo progresivamente, se estima que en esta década deberá alcanzar metas intermedias del 40% al 2025 y 60% al 2040. 

Es por ello que el Plan Integrado de Recursos (IRP) aprobado por el Negociado de Energía de Puerto Rico en 2020 contempló impulsar Solicitudes de Propuestas (RFP) para acelerar la incorporación de al menos 3750 MW de nueva capacidad solar o equivalente renovable y la instalación de al menos 1500 MW de baterías para almacenamiento al 2025. 

Desde La Fortaleza de Puerto Rico están alineados y comprometidos con aquello. De allí es que se encuentran fomentando la llegada de nueva inversión y acompañando la puesta en marcha de los proyectos energéticos en trámites. 

Para dar un asesoramiento directo a desarrolladores, se nombró a Omar Vega-Albino como Senior Advisor en la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos en la Oficina del Gobernador. 

“Desde la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos tenemos el compromiso y la encomienda de apoyar los proyectos de energía renovable que nos estarán llevando hacia el cumplimiento con las metas establecidas y lograr la transición en curso. Como parte del esfuerzo para asistir y ayudar a facilitar el desarrollo de los proyectos recientemente hemos incorporado un recurso que estará enfocado en asistir con los temas como permisos y otros asuntos importantes de los proyectos de energía renovable a gran escala”, anunció el Ing. Francisco Berrios Portella, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza. 

De esta manera, el Ing. Francisco Berrios Portella y el Dr. Omar Vega-Albino trabajarán arduamente para implementar la política pública del Gobernador Pedro Pierluisi, entre otras, adelantando las iniciativas para el desarrollo óptimo y revitalización del sistema eléctrico en Puerto Rico. 

Al respecto, el experto en derecho energético que está en funciones como Senior Advisor desde el pasado viernes 16 de junio expresó en exclusiva para Energía Estratégica: 

“En mi caso, estaré a cargo – con supervisión directa – de los macro proyectos de energía renovables que se encuentran en trámites para, consistente con la política pública, poder alcanzar los objetivos previstos en ley y movernos a energía distribuida, logrando incrementar las fuentes de generación renovables”.

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El sector energético de Argentina está a la expectativa de lo que pudiera pasar en torno a la expansión del sistema de transmisión, tras la aprobación de una serie ampliaciones y modernización de la red (a través de la Resolución SE 507/2023) por las que serviría para incorporar, al menos 3.550 MW de potencia renovable, como también para garantizar la confiabilidad del SADI.

Bajo esa panorama, Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA), conversó con Energía Estratégica sobre ello y sobre la necesidad de contar con más capacidad de transporte disponible y sumar más parques a través de diferentes mecanismos. 

“La Res. SE 507/2023 es un puntapié inicial institucional muy importante, ya que establece la necesidad y planifica las obras de transmisión, en un degradé relevante. Y de igual manera, la constitución de la Comisión de Transporte Eléctrico, se produjo una definición que encontramos interesante. Es un camino institucionalizado que ahora hay que trabajarlo en concreto”, sostuvo.

“Bienvenido sea todo lo que sea consolidar y estructurar una infraestructura viable y accesible para las energías renovables, con independencia de las cuestiones coyunturales. Pero a esta altura no hay dudas de que el sector renovable tiene interés en llevar adelante los proyectos de transmisión”, añadió.

Dicha Comisión en cuestión está conformada por especialistas de la propia Sec. de Energía, la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la REPÚBLICA ARGENTINA (ATEERA), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) y la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Y la misma analizó el Sistema Argentino de Interconexión y que existen zonas que ya se encuentran saturadas o próximas a estarlo, sin la posibilidad de vincular las regiones con potencial para las renovables con los grandes nodos de demanda.

La generación de energía eólica generará un ahorro de USD1.838 millones en 2023

Mientras que por el lado de la CEA, ya fueron convocados por las autoridades nacionales en algunas oportunidades para dialogar sobre las alternativas y vinculaciones público-privadas para resolver los cuellos de botella que existen actualmente. 

“Los generadores del sector eólico están dispuestos a participar de la inversión de estas líneas. ¿Cuánto y cómo? Habrá que discutirlo, pero la decisión de la expansión del transporte se materializa a través de la voluntad de los generadores”, afirmó Ruiz Moreno 

Un ejemplo de ello fue la inclusión en el plan nacional de línea de transmisión Vivoratá – Plomer, correspondiente al proyecto AMBA I. Obra prioritaria en 500 kV de más de 500 kilómetros que se mantuvo trabada por más de un año y que el sector pedía con urgencia para despachar más generación renovable en Buenos Aires, provincia que suma 1272 MW eólicos instalados. 

“Hay una cuestión vinculada con el marco regulatorio en términos de participación privada que requiere una definición específica, pero ya estamos en charlas e intercambios y entendemos que deberían aparecer resoluciones más puntuales que abran la puerta al inicio de estas obras, con el mecanismo que fuere”, apuntó el gerente general de la CEA.

Incluso, no descartó que sea a través de la convocatoria para presentar manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión. 

Llamado que ya es estudiado por la Subsecretaría de Energía Eléctrica y que sería muy similar a aquel realizado en 2022 que fue destinado a emprendimientos renovables y de almacenamiento de energía, según adelantó este portal de noticias hace poco más de una semana. Y que Ruiz Moreno consideró como una “buena alternativa como metodología complementaria u ordenadora”. 

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El ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, anunció que el gobierno ya planifica nuevas políticas públicas para combatir la pobreza energética y mantener al país como uno de los grandes protagonistas mundiales en cuanto a energía limpia y renovable. 

“Brasil tiene todas las cualidades, fuerza y ​​características para ser el gran protagonista de la transición energética en el mundo. Durante estos primeros seis meses de gobierno nos enfocamos en hacer una planificación estratégica, sólida y consistente para que esto suceda”, manifestó el ministro durante un evento. 

Tal es así que Silveira anticipó que en julio se lanzará un programa de descarbonización para la Amazonia, la selva tropical más extensa del mundo, donde se prevé seguir instalando más generación verde como también acabar totalmente con su deforestación. 

“Será el mayor programa de descarbonización del mundo y de sustentabilidad, ya que se invertirán cerca de R$ 5000 millones en esta iniciativa (equivale a poco más de USD 1000 millones). Y con ese programa reemplazaremos la generación diésel por energías limpias y renovables en más de 200 sistemas aislados de la Amazonia”, aseguró.  

Con ello, el objetivo es reducir el uso de los combustibles líquidos y contaminantes en la producción de energía en la región y, en consecuencia, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un área que ya emite más dióxido de carbono del que puede almacenar debido a los incendios fuera de control y la tala desmedida registradas en el último tiempo. 

“Nuestro gobierno tiene un ojo en la falta de la sostenbilidad en todos sus conceptos, ambiental, social y económico. Esta combinación de valores nos guía hacia nuestro principal propósito de mejorar la vida de todas las personas”, sostuvo el titular de la cartera energética de Brasil. 

Y cabe recordar que la victoria electoral de Luiz Inácio Lula da Silva puso altas expectativas en Brasil para la protección del bosque tropical del Amazonas, ya que el presidente electo ratificó su compromiso de resguardar la región. Incluso, durante su primer mandato, la deforestación alcanzó su punto más bajo en dos décadas.

Por otro lado, el ministro de Minas y Energía del país también hizo hincapié en las Subastas de Transmisión del corriente año. La primera de ellas se llevará a cabo este viernes 30 de junio en la ciudad de San Pablo y allí se licitará la construcción, operación y mantenimiento de 6.184 kilómetros de líneas de transmisión y subestaciones con una capacidad de transformación de 400 megavoltios-amperios (MVA).

Mientras que en marzo entró a consulta pública la que podría ser la convocatoria de transmisión más grande de su historia en términos de proyectos y montos de inversión, dado que en total se licitarán 4471 kilómetros en líneas y 9.840 MW de capacidad, por aproximadamente R$ 19,7 mil millones.

“Estas subastas desbloquearán obras de generación renovable (se esperan más de R$ 200,000 millones en inversiones), que formarán parte de la política nacional de transición energética, la cual también será apreciada en julio en la próxima reunión del Consejo Nacional de Política Energética”, concluyó Alexandre Silveira.

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones de energía fotovoltaica (PV) y sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés), llevó a cabo el lanzamiento de nuevos productos «Avanzando» donde su última innovación tecnológica, el sistema de microinversores SOFAR PowerNano, tuvo un impresionante debut.

Diseñado para el hogar digital de energía del futuro, PowerNano es adecuado para aplicaciones en todos los escenarios a través de la combinación de microinversores, centro inteligente para el hogar y batería de corriente alterna (AC), brindando una solución fácil de distribuir, instalar y utilizar que maximiza el retorno de la inversión (ROI) al instalar paneles solares en el hogar.

Una fusión de PV y ESS Los sistemas de microinversores SOFAR PowerNano constan de tres soluciones que cubren una amplia serie de modelos 1 en 1 (MR500), 2 en 1 (MR600, MR800, MR1000) y 4 en 1 (MR1600, MR2000, MR2400).

Gracias a la integración de energía solar y sistemas de almacenamiento de energía, se adapta perfectamente a varios escenarios, incluyendo sistemas solares conectados a la red, sistemas residenciales conectados a la red y sistemas de almacenamiento de energía residenciales.

Combinado con los sistemas de almacenamiento de energía, PowerNano proporciona energía de respaldo estable en caso de cortes de energía que pueden ocasionar pérdidas económicas significativas, contribuyendo a mejorar la tasa de autoconsumo y reducir las facturas de electricidad.

Mayor seguridad Una de las características destacadas de PowerNano es su garantía de medidas de seguridad. El microinversor garantiza un voltaje de CC <60V sin arco eléctrico de CC, lo que lo hace seguro para hogares con mascotas y niños. Equipado con cierre rápido de seguridad (RSD) e IP67, la vida útil de PowerNano se ha mejorado a 25 años.

Rendimientos optimizados En cuanto a los módulos fotovoltaicos de múltiples orientaciones, la falta de coincidencia es un punto crítico.

Sobre la base de la entrada de MPPT a nivel de módulo, los módulos funcionan de forma independiente sin discrepancias en el sistema de microinversores. Además, PowerNano es perfectamente compatible con módulos fotovoltaicos de alta potencia de 182/210 mm, lo que permite un aumento de hasta el 5% en el rendimiento energético.

Mantenimiento sin complicaciones Adecuado para instalaciones en balcones y azoteas, PowerNano es increíblemente fácil de instalar con características de «conectar y usar», lo que simplifica aún más el procedimiento de instalación y operación. Al mismo tiempo, los usuarios pueden implementar una gestión inteligente de la energía a través del monitoreo remoto con un teléfono móvil.

Con base en la competitividad demostrada de PowerNano, SOFAR también firmó memorandos de entendimiento con PowR Group, Elicity, PV Selected y Vögelin GmbH, expandiendo significativamente su influencia en el sector de microinversores residenciales y marcando un capítulo crucial en el viaje de la compañía hacia la facilitación de un estilo de vida asequible y de emisiones netas cero para todos.

Guy Rong, Vicepresidente Senior de SOFAR, cree que SOFAR PowerNano representa un paso importante hacia los objetivos globales de emisiones netas cero a través de un estilo de vida más verde para individuos y familias.

«El lanzamiento de PowerNano demuestra nuestro compromiso de acelerar la adopción de energía solar y apoyar a los propietarios de viviendas a obtener una independencia energética limpia. Aprovechando nuestra capacidad de I+D, esperamos seguir innovando y ofrecer soluciones para construir un futuro sostenible para todos», señaló.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder mundial de soluciones de energía fotovoltaica (PV) y sistemas de almacenamiento de energía (ESS) y se compromete a ser líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores fotovoltaicos, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de baterías, almacenamiento de energía central y soluciones de gestión de energía inteligente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales a gran escala.

Para 2021, SOFAR ingresó en el TOP5 de los principales proveedores de inversores híbridos a nivel mundial, estableció una red global de I+D con tres centros de I+D y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores PV y de almacenamiento y 1 GWh para baterías. Hasta 2022, SOFAR ha enviado más de 18 GW de inversores a más de 100 países y regiones de todo el mundo.

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“Estamos planteando la creación de un espacio para que todos los países hidrogeneros de Latinoamérica y resto del mundo puedan conversar claramente sobre las reglas de juego”, declaró Rosilena Lindo Riggs, subsecretaria Nacional de Energía de Panamá. 

El Hydrogen International Trade Organisation llegaría para determinar estándares para la comercialización de hidrógeno verde, sus precios, certificaciones válidas y metodologías de cálculo de carbono para acercarnos hacia un clima más saludable y estable. 

Durante su participación en un conversatorio de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA), Rosilena Lindo Riggs adelantó que el lanzamiento de esta organización intergubernamental podría darse este mismo año. 

La expectativa es que suceda en la 28ª Conferencia de las Partes (COP28), donde se reunirán las Partes en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) y donde podrán aliarse países de Latinoamérica y resto del mundo. 

En el marco del evento del ECPA, Rosilena Lindo Riggs además socializó la estrategia nacional de hidrógeno verde y derivados que impulsa la Secretaría de Energía como la columna vertebral de la transformación del sector de hidrocarburos.

Y es que Panamá se posiciona no sólo como un mercado estratégico para el transporte y almacenaje de hidrógeno verde y sus derivados, sino también como un país productor. 

“Estamos previendo poder producir en Panamá hidrógeno verde, amoniaco verde, e-metanol y e-queroseno”, adelantó Lindo Riggs. 

Con un paquete de medidas contempladas desde su estrategia de hidrógeno verde, se persigue  crear una industria para reducir sustancialmente los impactos negativos de las emisiones en el sector de transporte con h2v. 

Existe un gran potencial. Y es que sólo en el canal de Panamá se despacha energía para alrededor de 5000 barcos anualmente que resulta en una venta de hidrocarburos superior al consumo doméstico. 

“Hemos puesto unas metas donde esperamos que de aquí al 2030 poder despachar por lo menos el 5% de ese bunkering que sea verde que sea con amoniaco verde con e-metanol. Pero también hemos puesto metas al 2040 y al 2050, donde al 2040 esperamos que el 30% del despacho como mínimo sean energéticos limpios y al 2050 por lo menos el 40%”, precisó la subsecretaria de Energía. Y aquello no sería todo. 

Sus planes van más allá del sector marítimo. También están fijando metas para el sector de la aviación. Según comentó Lindo Riggs, al 2050 propusieron que por lo menos el 30% de combustible que se despache sea queroseno sintético y otros Sustainable Aviation Fuels que puedan participar del proceso.

“Queremos ser productores, esperamos estar produciendo 500,000 toneladas de hidrógeno verde y derivados al 2030”, subrayó. 

Ahora bien, entendiendo que la demanda podría ser mayor en la próxima década, consideró necesario no sólo crecer en las capacidades locales de producción sino también que otros países productores potenciales como Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica y Uruguay elijan destinar sus energéticos a Panamá para ser despachado al sector marítimo y al sector de la aviación. 

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Por las fuertes olas de calor que atraviesa el país, el pasado 20 de junio se alcanzó un pico histórico de demanda bruta de electricidad, alcanzando los 52,823 MW. Esta cifra fue un 9% superior al máximo registrado en el año 2022, lo cual preocupa el sector teniendo en cuenta que el verano apenas comienza.

En diálogo con Energía Estratégica, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, explica que este pico en la demanda es el “efecto dominó” de un conjunto de malas decisiones sobre la cual se ha estructurado la política energética del Gobierno actual.

Según el especialista, esta crisis energética se explica por 3 razones claves:

 La cancelación de mecanismos de inversión para el desarrollo de proyectos de generación de energía

Entre 2019 y 2022 la inversión en el sector energético nacional disminuyó en un 72% durante este sexenio acumulando apenas $2,800 millones de dólares, mientras que entre 2014-2018 los montos de inversión en el sector alcanzaron los $10,000 millones de dólares.

Según Guzmán, esta reducción se vincula con la cancelación de las subastas de largo plazo, las cuales funcionaban como instrumentos para el desarrollo de proyectos de generación principalmente de energías renovables.

Estas limitaciones en materia de generación eléctrica muestran una tendencia que ha comenzado a rebasar el margen de reserva de energía que de acuerdo con el Código de Red debe ser del 13% como mínimo. En efecto, el pasado 20 junio el estado de emergencia reportado por el CENACE fue porque el margen de reserva operativa era menor al 6%.

«En condiciones operativas y de demanda normales, México cuenta con la electricidad suficiente para dar cobertura, el problema está, en que actualmente las ondas de calor que han azotado al país no son condiciones normales, lo que ha provocado un mayor consumo de energía. En regiones como la Zona Metropolitana del Valle de México, por ejemplo, se han registrado temperaturas superiores a los 35 ºC y ha provocado que se adquieran equipos de aire acondicionado para tener un mayor confort térmico.  Esto es uno de los principales factores del incremento desmesurado de la demanda de electricidad actual», destaca el experto de Ethos.

«Desafortunadamente el gobierno jamás se imagino que ocurriría y no se tomaron las precauciones pertinentes para hacerle frente en caso de que sucediera, aunado a que el verano apenas comienza y esta tendencia tanto de aumento en la temperatura como de demanda de electricidad, podría mantenerse e incluso incrementarse. Es ahí donde está la gravedad de este problema y la gran responsabilidad del gobierno», agrega.

2. Cambio metodológico injustificado en el diseño de documentos de planeación estratégica del sector energético

El PRODESEN 2023-2037 fue muy criticado por modificar los criterios metodológicos de participación de generación de energías limpias, donde se “alteraron” datos para “inflar” las cifras y alcanzar las metas de descarbonización.

Además, Guzmán explica: «El PRODESEN reveló las deficiencias en el desarrollo de la Red Nacional de Transmisión y Distribución, en donde, se había definido la necesidad de desarrollar aproximadamente 318 proyectos para estos dos sectores –los cuales hay que recordar son competencia única del sector público, es decir de la CFE,– y de esos 318 únicamente se han construido 30 para 2023″. 

Para el experto, este fenómeno ha generado “cuellos de botella” en 3 principales regiones del país, en donde la reserva operativa de energía se ve limitada. Estas regiones son el: Noroeste (principalmente estados como Sonora y Chihuahua), la península de Yucatán (principalmente estados como Yucatán y Tabasco) y finalmente, la región de Baja California tanto Norte como Sur.

Cabe destacar que ninguna de estas zonas forman parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN), por lo que tienen aún más limitaciones en cuanto a su disponibilidad de electricidad.

Si bien el presidente Andrés Manuel López Obrador en la mañanera del lunes pasado descartó que se puedan producir apagones, Guzmán advierte que «ya se ha reportado este tipo de eventos en estas regiones y son muy factibles que puedan continuar presentándose».

3. La cancelación del Horario de Verano y sus verdaderas consecuencias sociales.

Históricamente la razón de la creación del Horario de Verano había sido la de aprovechar más la luz del sol para utilizar menos la energía eléctrica en los hogares y edificios de trabajo. Dicho programa fue creado por el ex-presidente Ernesto Zedillo Ponce de León, uno de los principales detractores de las medidas de política económica emprendidas por el actual gobierno.

Por estos motivos, de acuerdo a Guzmán, bajo «una evaluación más de percepción social que técnico-económica» AMLO argumentó que no se han producido los ahorros en energía que se prometieron cuando entró en vigor en 1996.

«Las estimaciones de ahorro de electricidad reportadas por el Horario de Verano oscilaban entre el 1 y 3% anual y su variación dependía de la región del país –ya que la demanda de energía eléctrica no es homogénea– por lo que su efectividad era mayor en algunas regiones del país, pero en lo general, cumplía su propósito de mejorar la gestión de la demanda energética durante esa época del año», explica.

«Bajo la situación actual de estrés del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) por el incremento en la demanda y teniendo en cuenta que la temporada de verano apenas comienza y con ello, se suma un incremento adicional en la demanda de entre un 8-5%, la aportación que el Horario de Verano hubiera representado una ayuda importante para mejorar las condiciones alarmantes en las cuales se encuentra el sector energético nacional», añade.

En tanto a las consecuencias sociales, el especialista explica: “Si empieza a haber apagones las zonas que se van a priorizar para revertir la situación son las zonas urbanas o turísticas, y se van a desanter las zonas más alejadas de la urbe donde viven la población más vulnerable. Estas son cuestiones que nunca se visualizaron cuando el actual gobierno diseñó la política energética actual».

La entrada Ethos advierte tres aspectos claves que explican la crisis energética en México se publicó primero en Energía Estratégica.

La agrovoltaica está creciendo a pasos agigantados en México principalmente por su potencial para aprovechar de manera más eficiente el suelo y promover la sostenibilidad en el sector agrícola. Inclusive, comunidades originarias en regiones como Sonora están empezando a implementar estos sistemas para producir sus propias hortalizas.

Bajo esta premisa, el Instituto de Energías Renovables (IER – UNAM) en colaboración con Solarever, empresa mexicana líder en la fabricación de productos solares, desarrolló un sistema agrovoltaico único en su tipo que permite dosificar la radiación solar que reciben los cultivos para que puedan desarrollarse de manera plena y saludable.

Se trata de la instalación de sistemas solares convencionales sobre estructuras elevadas para aprovechar el espacio que queda debajo para cultivar alimentos. Actualmente, en esta práctica se emplean módulos fotovoltaicos tradicionales que, al ser opacos, no permiten el paso de la luz solar, lo que perjudica el crecimiento de los cultivos, disminuyendo la producción hasta en un 30%.

En este sentido, Agrivoltaics, la nueva tendencia de investigación que se está impulsando en el Instituto de Energías Renovables (IER-UNAM), hace un aporte importante para los sectores solar y agrario, al diseñar un Módulo Fotovoltaico (MFV) específico para integrar Sistemas Agrovoltaicos (SAV).

Este, a diferencia de otros paneles, toma la salud del cultivo como prioridad y deja pasar suficiente radiación solar para que los cultivos ubicados debajo del generador fotovoltaico puedan desarrollarse de manera plena.

Según pudo saber Energía Estratégica, el Dr. Aaron Sánchez, responsable técnico del proyecto realizado entre IER-UNAM y Solarever destaca: “En este sistema proponemos emplear un módulo de 144 celdas recortadas y retirar el 50% de ellas de forma escalonada para obtener un panel que asemeja un tablero de ajedrez”.

“Ya hemos comprobado, a través de simulaciones computacionales, que de esta forma la cantidad de radiación que recibe el suelo de cultivo es mucho más abundante y uniforme que la del sistema agrovoltaico convencional, por lo que, es una solución que ayudará a mitigar los efectos negativos en la calidad del cultivo derivados del sombreamiento.”, agrega

Desde sus inicios, Solarever ha reconocido la importancia de apoyar proyectos que impulsen la innovación en el campo de la energía solar, por eso no ha dudado en tomar la iniciativa para transferir tecnología de vanguardia, producir los nuevos módulos y donar los recursos materiales necesarios para que el proyecto agrovoltaico continúe con su etapa de pruebas dentro de las instalaciones del IER – UNAM en Temixco, Morelos.

En tanto, Rosa Trillo, subgerente de proyectos tecnológicos de Solarever, destaca: “Nos enorgullece ser parte de este proyecto en el que aceptamos el desafío de diseñar módulos bajo las especificaciones descritas en el proyecto del IER. Actualmente, este proyecto reporta un nivel 3 de maduración tecnológica, lo que indica que, a la fecha, ya se han llevado a cabo estudios analíticos y estudios en entornos simulados que validan la tecnología”.

“Sin duda, nos alegra saber que nuestro aporte hará posible que el proyecto pase al cuarto nivel de madurez, donde las pruebas se llevarán a cabo ya en entornos reales”, añade.

De esta forma, la compañía fabricó y donó 25 módulos fotovoltaicos tipo tablero con una potencia pico resultante de 200W y suministró los materiales estructurales necesarios para integrar e instalar las bases elevadas que darán soporte al nuevo Sistema Agrovoiltaco. Este tendrá una extensión de 30 m2 e iniciará pruebas durante el mes de junio.

Miguel Guevara Nieto, especialista en sistemas fotovoltaicos del IER de la UNAM fue quien formuló y desarrolló este proyecto de investigación para aspirar al grado de Doctor en Ingeniería.

“Para mí, que vengo de una comunidad de campesinos Xochimilcas, participar con una compañía con años de experiencia como Solarever, representa una oportunidad única para poder vincular esta propuesta académica agrícola-fotovoltaica con la realidad comercial, dándonos la oportunidad de evaluar un sistema agrovoltaico de prueba y obtener datos confiables de funcionamiento, manufactura y venta de tecnología fotovoltaica que no suelen estar disponibles para el público en general, destacó Nieto.

“Tengo fe en que esta colaboración nos ayudará a definir las vías para que la tecnología propuesta realmente represente un beneficio para el sector agroalimentario de mi comunidad agrícola chinampera y de México en general, brindándole al agricultor el acceso a la electricidad sin: disminuir su producción de alimentos, quitarle espacio de cultivo ni interferir con sus actividades agrícolas de rigor”, insiste.

La entrada IER-UNAM y Solarever presentan un nuevo proyecto para aplicar energía agrovoltaica en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Concluyó el taller de cierre del proyecto Redes de Aprendizaje (RdA) en Sistemas de Gestión de  Energía en empresas del sector industrial del Ecuador, organizado por los Ministerios de Energía y  Minas, de Ambiente, Agua y Transición Ecológica, Cooperación Alemana para el Desarrollo (GIZ), la  Unión Europea y Ergon Plus, mismo que se ejecutó en el marco del Programa Euroclima+ y contó con  la participación de 15 empresas ecuatorianas. 

El acto de clausura se desarrolló este 23 de junio en Quito y contó con la presencia del Viceministro  de Electricidad y Energía Renovable, Marcelo Jaramillo, representantes de la Unión Europea en  Ecuador, funcionarios de la Embajada de la República Federal de Alemania y los equipos técnicos que  participaron en la coordinación y ejecución del proyecto. 

La iniciativa tuvo entre sus objetivos: implementar Sistemas de Gestión de Energía con base a la ISO  50001 en las organizaciones participantes, promover la adopción de una cultura de eficiencia  energética en la industria para mejorar su desempeño energético y minimizar impactos ambientales  dentro de los procesos productivos. 

Como parte del proceso de la RdA se llevaron a cabo ocho talleres de implementación y cuatro  webinarios, mismos que fueron diseñados para atender las necesidades específicas de la red. En el  marco de los talleres se realizaron exposiciones técnicas y actividades grupales que permitieron aplicar  lo aprendido e intercambiar experiencias entre los participantes, así como también, fortalecer sus  conocimientos sobre la ISO 50001. 

En total se identificaron 77 medidas de mejora del desempeño energético, 43 en energía eléctrica y 34  en energía térmica. Actualmente las industrias están ejecutando sus planes de acción. 

Durante su intervención el Viceministro de Electricidad y Energía Renovable Marcelo Jaramillo, indicó:  “Con base en la experiencia obtenida durante el desarrollo del proyecto, esperamos que sus empresas  se conviertan en voceros de los beneficios de la aplicación de la gestión de energía, con el fin de que  más industrias y prestadores de servicio se sientan motivados a la adopción de estos principios y  buenas prácticas que conlleven a una cultura de eficiencia energética” 

Con la aplicación de los planes de acción que surgieron en el proceso de RdA, el objetivo es alcanzar  a diciembre de 2024 una reducción de: 6.817.201 KWh / año de energía eléctrica, 88.442 GJ/año de  energía térmica, lo que representa un ahorro económico de 2.267.931 USD/año y 7.086 tCO2/año de  emisiones de gases de efecto invernadero evitadas. 

Las ramas industriales que participaron dentro del proyecto de RdA se enmarcan en los sectores de  alimentos y bebidas, metalmecánica, plástico, automotriz, industria cementera, manufactura y  fabricación de baterías, papelera, servicio de bombeo de agua así como de petróleo y gas, mismas  que arrancaron su capacitación en el mes de julio de 2022. 

Con la aplicación del proceso de RdA, Ecuador ratifica su compromiso de apoyar el combate al cambio  climático por medio de la implementación de sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC,  por sus siglas en inglés), lo que implica la ejecución de diversas acciones dirigidas a la reducción de  emisiones de gases de efecto invernadero y que están alineadas a las políticas nacionales y sectoriales  relacionadas con eficiencia energética y mitigación del cambio climático. 

El Ministerio de Energía y Minas trabaja permanentemente en cumplir con las metas del Plan Nacional  de Eficiencia Energética y en fomentar la optimización del consumo energético en todos los sectores  productivos, dando cumplimiento de esta manera a la política pública desarrollada para el efecto.

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El proceso de descarbonización de la economía es uno de los más grandes desafíos impuestos últimamente a nivel mundial por la agenda de prevención del cambio climático. En este sentido, la generación de hidrógeno verde puede acelerar la transición energética permitiendo almacenar y transportar a largas distancias energía limpia.

Para avanzar hacia este objetivo, en 2017 se formó el Hydrogen Council, iniciativa mundial liderada por directores generales de 132 empresas líderes en energía, transporte, industria e inversión con una visión unida y a largo plazo para desarrollar la economía del hidrógeno, del cual Black & Veatch es miembro desde 2021.

El organismo publicó recientemente un último reporte titulado “Hydrogen Insights 2022”, desarrollado en colaboración con McKinsey, donde expertos analizaron la actual situación del hidrógeno a nivel mundial y sus desafíos, concluyendo que para alcanzar las cero emisiones mundiales al 2050 se requiere una inversión aproximada de USD 700 mil millones en hidrógeno para 2030, sin embargo hoy sólo el 3% de este capital está comprometido.

Otra de las conclusiones a las que llegó el grupo de expertos es que los gobiernos regionales e industrias deben impulsar hojas de ruta estratégicas que permitan establecer los pasos a seguir para hacer realidad este objetivo. Las aplicaciones más importantes a corto y mediano plazo de la descarbonización basadas en hidrógeno son:

Almacenamiento de energía, donde el hidrógeno va a ser una de las principales opciones para almacenar energía renovable.
Movilidad, ya que funciona como combustible directo en automóviles y autobuses con celdas de combustible
La transición de hidrógeno limpio mediante electrólisis o captura de carbono para uso industrial, como la industria cementera, de producción de amonio verde o producción de combustibles sintéticos para la aviación o navegación
La mezcla de hidrógeno en redes de gas natural existentes para la producción de energía y calor, que será la última tecnología en entrar dentro de los usos del hidrógeno del futuro cercano.

Ante este diagnóstico, el establecimiento de Hojas de Ruta hacia la descarbonización de procesos en el sector privado será la clave del éxito para una transición efectiva y que reditúe en beneficios para las empresas y sociedades. Es importante priorizar las tecnologías a implementar en función del costo, riesgo, disponibilidad y oportunidades de escalar para alcanzar los objetivos de eficiencia energética, que es desde donde Black & Veatch busca contribuir con know how global en la industria, apoyando a los actores públicos y privados de la industria a establecer planes congruentes con sus propias necesidades.

Los roadmaps estratégicos y multidimensionales deben identificar lo que es posible y rentable en el corto y mediano plazo, considerando también el costo de oportunidad de no implementar las actualizaciones tecnológicas que están desarrollándose en la economía mundial. Desde el lado gubernamental, uno de los factores más importantes en los próximos años será facilitar el comercio mundial de hidrógeno, desde iniciativas multilaterales.

En el corto y mediano plazo se espera que la generación a través de estas tecnologías siga teniendo avances importantes, donde el hidrógeno será una de las principales opciones para almacenar energía renovable. Además, en los próximos cinco o seis años será factible el uso del hidrógeno y amoniaco en plantas de energía convencional para aumentar la flexibilidad del sistema de energía, lo cual puede ser especialmente relevante para contribuir a la seguridad del suministro de energía, en un contexto en el que la red eléctrica tradicional está siendo rebasada en algunos países.

Es importante mencionar que existe un reto importante en el transporte del hidrógeno, por lo que se están explorando soluciones de transporte en forma de amoniaco o bien la mezcla de hidrógeno en redes de gas natural existentes.

La transición hacia el ‘hidrógeno limpio’ mediante electrólisis o captura de carbono para uso industrial sigue avanzando, un rubro en el que Black & Veatch ha dedicado esfuerzos en experiencias internacionales relevantes en los últimos años. De hecho, actualmente estamos desarrollando en la modalidad de EPC tres proyectos de producción de hidrógeno verde, entre ellos, uno de los centros de hidrógeno más grandes del mundo en Delta, Utah, USA (ACES-Advanced Clean Energy Storage). Este hub de hidrógeno convertirá diariamente aproximadamente 220 MW de energía renovable en 100 toneladas de hidrógeno verde, el cual será almacenado en dos cavernas de sal, almacenando hasta 300 GWh.

Por ahora, hay 3 formas que pudieran parecer más viables en el contexto mexicano   para ir reduciendo las emisiones de carbono a través del uso del hidrógeno: generación de energía de hidrógeno verde en instalaciones de gas; el combustible del hidrógeno para transporte pesado y de uso comercial (donde hay avances importantes en programas pilotos de la minería); y el uso del amoniaco verde como medio de transporte del hidrógeno y para la producción de energía y otras sustancias químicas más ecológicas.

La entrada Tecnología de ‘hidrógeno verde’: pieza clave para reducir las emisiones de carbono hacia 2050 se publicó primero en Energía Estratégica.

La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, visitó el Centro de Innovación y Tecnología (ICP), de Ecopetrol, ubicado en Piedecuesta, Santander, el más importante de Colombia y Latinoamérica para el sector energético.

La jefe de la cartera conoció de primera mano las capacidades tecnológicas y científicas que se volverán un aliado fundamental para el Gobierno del Cambio en su esfuerzo por avanzar hacia la transición energética y la generación de energías limpias.

“Entre los proyectos que conocimos, las líneas de investigación responden al compromiso de consolidar una matriz energética más diversificada de nuestra economía. Se están trabajando en iniciativas asociadas a temas estratégicos como transición energética y descarbonización, sostenibilidad y economía circular, gestión del agua y soluciones del cambio climático”, señaló la ministra desde Santander.

Y agregó que “el ICP también se podrá convertir en el epicentro de la innovación abierta para consolidar las comunidades energéticas, porque desde acá se están trabajando con universidades, comunidades, centros de investigación y empresas para madurar nuevas ideas y convertirlas en soluciones tecnológicas tanto para el sector energético como para los mismos territorios”.

El vicepresidente de Ciencia, Tecnología e Innovación de Ecopetrol, Ernesto José Gutiérrez de Piñeres, manifestó la importancia de estrechar alianzas con el Gobierno Nacional para seguir fortaleciendo las capacidades científicas y tecnológicas de la compañía, que permitan afrontar los retos del sector y el país.

“Logramos un entendimiento de necesidades para seguir aportando al Gobierno Nacional y a los planes de desarrollo desde las capacidades tecnológicas del ICP y su talento humano. Tenemos conocimiento, capacidades de innovación, generación de empleabilidad y soluciones apalancadas en la tecnología, que le apuntan a los objetivos de avanzar hacia una transición energética justa”, aseguró Piñeres.

Desde el Gobierno del Cambio se da prioridad a esta transferencia de conocimiento, ya que es vital para consolidar la generación de energías limpias provenientes del sol y el viento.

La entrada Ecopetrol con su ICP se posiciona como un aliado clave para la transición energética justa en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

Accion Group, coordinador independiente (CI) de la segunda y tercera edición de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energía en Puerto Rico, actualizó la plataforma de su última convocatoria. 

Allí, es posible consultar el borrador de los pliegos de la “RFP Tranche 3” y los modelos de contratos vinculados al: Acuerdo de Compra y Operación de Energía (PPOA), Acuerdo de Servicios de Almacenamiento de Energía (ESSA) y al Acuerdo de Servicios de Red (GSA).  

Existen muchas expectativas sobre esta tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP). De hecho, una de las novedades es que se duplicó el alcance del suministro de esta RFP. 

Ahora, a través del «RFP tranche 3» se tiene la intención de adquirir 1000 MW de capacidad de Recursos de Energía Renovable y 500 MW (2,000 MWh) de capacidad de Recursos de Almacenamiento de Energía con una duración efectiva de dos a seis horas, así como todos sus créditos ambientales asociados en los términos y condiciones establecidos en los contratos.

Al respecto, se aclara que el CI aceptará propuestas para la totalidad de los requerimientos o una parte de dicha capacidad que sea superior a los 10 MW en el caso de los proyectos de generación utility scale, en tanto que los VPP deben tener una capacidad agregada mínima de 1 MW durante dos a seis horas y los recursos de almacenamiento de energía nominalmente deberán proporcionar energía de descarga de no más de un 1 ciclo por día durante los períodos pico vespertinos de la AEE, que normalmente se extienden desde las 4 pm hasta las 10 pm, pero también pueden proporcionar capacidad de servicio auxiliar, como respuesta de frecuencia, capacidad de regulación o reservas.

Sobre duración del suministro y contratos se indica además que los proponentes podrán proponer duraciones de suministro entre veinte a veinticinco años, con excepción de los VPP cuya duración de suministro deberá ser de tres a cinco años.

Se insta a todas las partes interesadas a consultar los pliegos y contratos “proforma” que ya están disponibles para revisión y a utilizar la función Comentarios en la barra de herramientas de la plataforma del tranche 3 para cargar los cambios propuestos.

El interés existe y se ve expresado en las 37 preguntas respondidas por el CI, siendo este mes el que más publicaciones registra tanto del lado del coordinador como de stakeholders atentos a esta licitación. 

La fecha límite para comentarios es el mediodía del miércoles 28 de junio. Una vez finalizados los contratos, Accion Group aclara que los términos no serán negociables ya que privilegiarán mantener los mismos términos para todos los desarrolladores.

Para obtener más claridad sobre el proceso, todos los interesados podrán acceder a una sesión informativa este viernes 23 de junio a las 11:00 AM EST que será liderada por parte del equipo de Accion Group y Luma Energy para responder a particularidades y generalidades de esta convocatoria.   

La entrada Puerto Rico publicó los borradores de bases y contratos de su tercera licitación de recursos energéticos se publicó primero en Energía Estratégica.

Los precios de todas las ofertas presentadas en la licitación RenMDI fueron anunciados días atrás y allí la diversidad de las propuestas se hizo evidente, ya sea por diferencias significativas entre las mismas tecnologías o porque algunos valores alcanzaron el límite adjudicable. 

Con un promedio de USD 106,738 por megavatio hora (MWh) entre todas las fuentes de generación (incluyendo los proyectos con almacenamiento de energía), las 65 empresas participantes aguardan la adjudicación final. 

Bajo ese contexto, el ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Paulo Farina, conversó con Energía Estratégica y analizó las ofertas económicas de los 201 proyectos que suman 2.069,94 MW de capacidad y que compiten por los 620 MW asignables. 

“Son precios caros para el mercado eléctrico mayorista, pero si cumplen la función de ahorrar el uso del sistema de transporte y redes, se lo debe comparar con otros valores más elevados”, apuntó. 

“Por ende, no son terriblemente malos precios, pero esperaba montos por debajo de los USD 70 MWh. Aunque estos valores están en licitaciones que uno ve de distribuida de Europa y se puede especular con la incertidumbre existente para importar equipamiento y el costo financiero en Argentina”, agregó. 

Y cabe recordar que, de acuerdo a un relevamiento de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), el promedio que se tomó para aquellas centrales de generación ingresadas en 2022 fue de aproximadamente USD 50 MWh. 

Incluso, en la región de Latinoamérica se vieron precios récord hace menos de dos años, siendo el de Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA el más emblemático, por USD 13,32 MWh durante la Licitación de Suministro 2021/01 de Chile. 

Por el lado del almacenamiento de energía, Farina consideró que los USD 30 MWh de diferencia existente entre los valores que manejan a nivel internacional (hubo variaciones entre USD 80,757 MWh hasta USD 135 MWh) no le parece caro como primera experiencia, pero sí reconoció que “normalmente el diferencial es más barato”. 

“Debemos compararlo con expandir el transporte, que es más caro que esa diferencia de USD 30 MWh, por lo que tomo como algo auspicioso y esperaría que se adjudique algo de los proyectos de storage”, afirmó. 

¿Cómo sigue el proceso? CAMMESA dispondrá de aproximadamente 15 días más para realizar la adjudicación oficial; en tanto que la firma de los contratos de compra-venta de energía (PPA) se ha programado entre el 11 de julio y el 2 de noviembre de este mismo año.

Pero bajo la mirada del ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, “no son precios que a ojos cerrados se deberían adjudicar”, sino que se debería comparar con el ahorro que se benefician las distribuidoras por reemplazar generación forzada con energías renovables y almacenamiento. 

“Hace falta incorporar potencia, no está mal adjudicar algo, pero no asignaría más de lo disponible en la licitación, sino que esperaría para volver a hacer una convocatoria corta y que peleen los proyectos que quedaron fuera por mejorar precio, pero es una decisión que sólo CAMMESA en el tema técnico tiene claro qué hacer para ahorrar otros costos”, aclaró. 

La entrada Farina sobre RenMDI: “No son terriblemente malos precios, pero esperaba montos por debajo de los USD 70 MWh”. se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), el segundo semestre del 2022 registró niveles récord en generación distribuida de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares, tanto a nivel residencial como comercial e industrial.

No obstante, especialistas afirman que estas cifras aún pueden crecer mucho más a nivel industrial, considerando la cantidad de pequeñas y medianas empresas que existen en el país que aún no han optado por estos sistemas fotovoltaicos de energías renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Rodolfo Alanis, desarrollador de proyectos renovables destaca el potencial que tiene este segmento para seguir creciendo en la región.

 “Si bien en los últimos 10 años, la generación distribuida ha dado un salto importante en México, todavía falta alrededor de 92% por desarrollar. Solo el 8% de las industrias en México cuentan con paneles solares y tecnologías renovables in situ”, explica.

“Hay una gran oportunidad en proyectos de generación distribuida para el sector industrial. Estamos hablando de casi 400 mil entes activos que están bajo una tarifa horaria industrial donde pueden hacer uso de este tipo de energía y ahorrar de manera significativa dinero mensual”, agrega.

Según el experto, muchos clientes y usuarios finales podrían generar ahorros de manera inmediata que les podría redituar en periodos de 3.5 a 7 años, con vidas útiles de 20 a 25 años. 

Por ello, es importante impulsar la generación distribuida en todas las ramas del sector industrial desde la industria automotriz y metalúrgica, hasta la gastronomía y hotelería. 

Estos sistemas no solo sirven para ahorrar en costos sino también, para tener una seguridad en el suministro energético de las instalaciones.

“Cada vez más se está viendo ese impulso para las energías renovables en el ámbito de integrar nuevas tecnologías como la inteligencia artificial, almacenamiento de energía y soluciones de eficiencia energética”, insiste.

Por el impulso de estas tendencias tecnológicas, el especialista sugiere cambios en el marco regulatorio para impulsar la actividad: “La regulación de generación distribuida no permite instalar en México más de 500kW pero se está buscando para que se aumente a 1 MW, lo cual potenciará fuertemente esta industria”.

“Esto se tendría que dar en los próximos meses para poder aprovechar todas las inversiones que se están dando en México”, concluye.

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Javier Milei, precandidato a presidente por La Libertad Avanza presentó a su asesor energético, Eduardo Rodríguez Chirillo, y sus propuestas de gobierno para el sector, en el marco de su política económica en caso de ser electo a partir del 10 de diciembre próximo.

Allí, el actual diputado acentuó la necesidad de introducir reglas “claras y estables” para el funcionamiento de los mercados, en pos de otorgar las señales adecuadas para la inversión a riesgo y lograr un “régimen común de ejecución de infraestructura energética”. 

«Se busca que el sector opere en el mercado competitivo, que la multiplicidad de actores esté en la oferta y la demanda», señalaron Milei y Rodríguez Chirillo durante un encuentro del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales.

¿Qué se abordó sobre transición energética? La presentación hizo foco en la potencialidad del gas natural y las divisas que pudieran entrar al país, aunque sin tanta importancia sobre el rol que podrían tomar las energías renovables.

«No hay que copiar el mecanismo europeo. Tenemos la posibilidad de complementar renovables con gas natural y tenemos que cumplir con las Contribuciones Nacionales Determinadas», aseguró el asesor en Energía de Milei.

Sin embargo, se hizo hincapié en la importancia de resolver el cuello de botella dado en las redes de transmisión y los desafíos para la introducción de tecnología y digitalización en el sistema de distribución, principalmente a partir de un mayor auge de la generación distribuida y la electromovilidad.

Por lo que, entre los cambios previstos, se plantea establecer un régimen común de obras de infraestructura energética, donde la iniciativa privada le sugiera al estado un proyecto de una infraestructura determinada para que el estado lo declare de interés público y luego se licite.

«Existe el  Plan Federal de Transporte Eléctrico III bien elaborado, pero no se ejecuta o el Estado no puede hacerlo. Por ende, las redes se encuentran al límite y no se consiguió que las ampliaciones fluyan como deberían», apuntó Eduardo Rodríguez Chirillo.

«El sistema que proponemos es viable e incluso hay otros esquemas como financiación por parte de China o de agencias multilaterales de crédito. Pero el nudo es el tema central, destrabar para que comience a fluir de una manera más eficiente», manifestó.

Cabe recordar que, recientemente la Secretaría de Energía de la Nación aprobó una serie de expansiones del sistema de transporte y modernización de cientos de estaciones transformadoras (Resolución SE 507/2023).

Y a ello se debe agregar que la Subsecretaría de Energía Eléctrica prepara una convocatoria para presentar manifestaciones de interés (MDI) para gestionar y financiar ampliaciones de redes de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, similar al llamado para renovables y almacenamiento realizado en 2022 que luego derivó en la licitación RenMDI.

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

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

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Brasil ya mira a la producción de hidrógeno verde a partir de diversas fuentes de generación, no sólo por la solar y eólica, que ocupan el segundo y tercer lugar en la matriz eléctrica con 14,3% y 12% respectivamente, sino también mediante las bioenergías (7,8%). 

Tal es así que la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó un estudio en el que determina el potencial técnico del hidrógeno y urea mediante biogás de residuos agrícolas, agroindustriales y sólidos y efluentes urbanos, con un horizonte hacia los próximos diez años. 

“Para un país que es un gran productor de alimentos, pero dependiente de las importaciones de fertilizantes, la producción de fertilizantes nitrogenados es una oportunidad estratégica para el desarrollo de la cadena del hidrógeno. También en el transporte y el sistema eléctrico, el hidrógeno puede jugar un papel importante”, destaca la hoja informativa. 

Puntualmente, ya existen plantas de digestión anaerobia en operación en el país, y su potencial asciende de 5,7 Mt H2, en 2021 a 5,9 Mt H2 en 2031, para aquellos casos donde los residuos se concentren en un sólo lugar o que los productos a utilizar se manejen en confinamiento o semi-confinamiento y, por ende, la obtención del biogás se vuelva «relativamente simple». 

“Ello determina que el potencial técnico del hidrógeno residual de la biomasa hacia el 2030 corresponde al 23% del consumo mundial; mientras que para la urea agrícola es superior a 30 veces la demanda en Brasil.”, detalla el documento. 

Asimismo, el biogás residual local podría superar los 80 Mtep y los 97 mil millones de Nm³/a, de acuerdo a estudios complementarios que ya publicó la propia EPE. Hecho que podría captar un mayor volumen de proyectos de dicha índole. 

Aunque se aclara que la decisión de invertir en este recurso energético dependerá de la escala del proyecto y las condiciones del mercado, además de aquellas políticas públicas que se implementen con el fin de eliminar las barreras actuales.

Cabe recordar que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica del país adjudicó cuatro centrales termoeléctricas a biomasa y una de residuos sólidos urbanos, por más de 475 MW de potencia, durante las Subastas de Energía Nueva realizadas el año pasado. 

En la LEN A-4 ganaron los proyectos denominados Suzano RRP1 (384 MW) e Iripanga Bioenergía Mococa (25 MW) a un precio promedio de R$ 314,82 MWh (aproximadamente USD 65,95 MWh a tipo de cambio oficial).

Mientras que en la LEN A-5 los hicieron los emprendimientos de biomasa Lasa Lago Azul (21,7 MW) y Nardini Agroindustrial (25 MW), ambos a partir de bagazo de caña de azúcar, a valor medio de R$ 211,65 MWh (USD 44,34 MWh), y la RSU Barueri (20 MW) a R$ 603,5 MWh (USD 126,40 MWh). 

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