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El presidente de Chile, Gabriel Boric, anunció que este año el gobierno presentará un proyecto de ley en el Congreso Nacional para licitar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a gran escala y que éstos entren en operación hacia el final del 2026. 

“Chile es uno de los principales productores de energías renovables del mundo y hoy el desafío es poder almacenar toda esa energía solar y eólica, además de establecer las líneas de transmisión que correspondan” señaló durante su discurso de la Cuenta Pública 2023.  

“Este es un paso fundamental para lograr la carbono-neutralidad antes de 2050. Va a ser el proyecto más grande de América Latina con una inversión de 2 mil millones de dólares y estará en el Desierto de Atacama”, agregó. 

Asimismo, el presidente de Chile hizo hincapié en la Estrategia Nacional del Litio (anunciada a fines de abril 2023) y en el rol que tendrá dicho mineral – y otros como el cobre – en la transición energética y el desarrollo de la industria local, a tal punto que apuntó que el país podría ser el principal productor del mundo.

¿Cómo lo ve el sector? Matias Cox, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), conversó con Energía Estratégica y destacó que esa iniciativa puede ser positiva y una solución a mediano plazo ante la falta de redes de transporte de energía eléctrica, pero remarcó el período necesario para su implementación y que se deben conocer las bases de tal convocatoria. 

“Tenemos que ver el proyecto de ley y saber cuál será el mecanismo de licitación que utilizará el gobierno. Se dice que estará dentro de las obras del sistema transmisión, por lo que habrá que ver si es por el sistema actual, quién será el propietario y quienes los desarrolladores”, apuntó. 

“Los plazos están cortos al 2026, considerando el tiempo para tramitar una ley y hacer la licitación, pero necesitamos conocer la bajada de la medida para saber sus alcances. Aunque entendemos que esta iniciativa entrará dentro del proyecto de transición energética que lanzó el gobierno hace algunos meses”, añadió. 

Y cabe recordar que estos anuncios de Boric llegaron casi dos semanas después de que la Comisión Nacional de Energía diera a conocer las bases preliminares de la única Licitación de Suministro para el corriente año en el país, por 5400 GWh a ser abastecidos por 20 años a partir de 2027 y 2028 (dependiendo el bloque). 

En dicha convocatoria, por primera vez, se incluyó un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables, puntualmente de 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable para aquellas ofertas para los bloques horarios A o C.

Si bien ambas iniciativas se ven como positivas y que tienen un “sentido de urgencia”, Cox insistió en que es necesario contar con los reglamentos correspondientes tras la aprobación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad (salió en octubre 2022), tales como el de potencia y operación y coordinación del sistema. 

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

“Requerimos que la regulación esté a la altura para el desarrollo de este tipo de proyectos. Todavía no está regulado cómo se tratará la potencia en almacenamiento y es vital para financiar los proyectos y que se concreten los más rápido posible. Pero es un buen indicio que se hayan incluido en la licitación y como generadores pequeños y medianos, tenemos ideas y socios que invierten en la materia”, concluyó el director ejecutivo de GPM. 

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El Poder Ejecutivo de Argentina finalmente elevó al Congreso de la Nación su proyecto de ley en el que establece el Régimen de Promoción por 30 años para el Hidrógeno “de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero”, es decir que será tanto para el H2 producido por renovables, gas natural y energía nuclear. 

La iniciativa llegó al Legislativo con la firma de Alberto Fernández (presidente de la Nación) y Sergio Massa (ministro de Economía), a poco más de diez días después desde que la titular de la cartera energética nacional, Flavia Royon, confirmara que el proyecto estaba listo para presentar y despejara diversas dudas con respecto al mismo. 

Este nuevo normativo actualizará la anterior ley N° 26123 (promulgada en 2006 y vencido su plazo de ejecución en 2021) y sus beneficios impositivos y de acceso a dólares alcanzarán a las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de H2, desde parques de generación renovables, las plantas de reformado de gas natural y las centrales nucleares; en tanto éstas tengan tengan por objetivo destinar la energía a producción de hidrógeno o de vectores del H2. 

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

“Debe subrayarse que un marco legal específico para el desarrollo del hidrógeno verde en escala comercial, podría ser uno de los factores decisivos y driver no solamente para garantías sino para potencial financiamiento del Banco de Desarrollo de Alemania – KFW, del mismo modo que el mismo jugó un rol sustantivo en el financiamiento de los proyectos eólicos encarados en el marco de la 2da. Ronda del Plan Renovar”, expresó Fernando Brun, embajador argentino en Alemania, a través de sus redes sociales. 

“Adicionalmente, habilitaría a trabajar en el marco de nuevos instrumentos financieros que se desarrollen a partir de la Iniciativa de Descarbonización Industrial – Klima Club o de la iniciativa Especial de Energías Renovables. En consecuencia, estamos hablando de un marco legal que tendrá un rol disparador fundamental para el desarrollo de un sector innovador en el esquema energético global en el transcurso de la próxima década”, agregó.

¿Cuáles son los beneficios? Tal como adelantó Energía Estratégica (ver nota), la propuesta del Ejecutivo destaca la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias, deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades.

Por ejemplo, y según se detalla, los derechos de exportación aplicables al hidrógeno de bajas emisiones y sus vectores asociados no pueden exceder alícuotas porcentuales máximas, medidas en términos del valor FOB por tonelada, de acuerdo al año que corresponda. 

Para exportaciones realizadas desde la entrada en vigor de la ley hasta el décimo año (inclusive), el valor será de 0%, cuando se trate de H2 verde o rosa y/o sus vectores asociados y de 1,5 % para el hidrógeno azul hasta alcanzar del 3% al 4,5% (respectivamente) del vigésimo al trigésimo año de la normativa. 

Mientras que los titulares de centrales productoras también tendrán facilidades al acceder al mercado libre de cambios, precisamente hasta el 50% de las divisas obtenidas en las exportaciones para poder ser destinadas al pago de capital e intereses de pasivos comerciales y/o financieros con el exterior. 

Mejorar la industria nacional 

Cabe mencionar que la ley pondrá foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional que aumentará de forma paulatina entre 35% (a partir de la entrada en vigor de la ley), 45% (a partir del sexto año) y 50% (desde el undécimo año), con el objetivo de consolidar una matriz productiva nacional que genere empleo de calidad en el sector.

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

Además, la ley incluirá la creación de instituciones encargadas de certificar el origen y las características del proceso de producción del hidrógeno, así como de establecer estándares de seguridad para la producción, transporte y almacenamiento, en línea con los estándares internacionales. 

Una de ellas será la Agencia Nacional del Hidrógeno (AgenHidro), bajo la órbita del Ministerio de Economía, que deberá elaborar un Plan Nacional de la Economía del Hidrógeno para la Transición Energética, el cual deberá dar cuenta de la estrategia nacional para su despliegue e implementación.

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El acuerdo aprobado el 24 de mayo por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la posterior publicación del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) generaron polémica en el sector renovable.

En primer lugar, la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) aseguran que este acuerdo incrementa “artificialmente” la cantidad de energía limpia en el sistema eléctrico, al considerar parte de la generación con gas natural en centrales de ciclo combinado como energía libre de combustible y la hace acreedora a Certificados de Energías Limpias (CELs).

De acuerdo al último reporte del Prodesen, “en el periodo de 2027-2037 las adiciones de tecnologías fósiles con gas natural se reducen, incluyendo la cogeneración eficiente, sin considerar los ciclos combinados de mezcla gas natural e hidrógeno verde, con lo que continuaremos acelerando la transición energética”.

En conversaciones con Energía Estratégica, Alberto Campos, senior energy manager de Edison Energy, asegura: “El Gobierno quiere cumplir las metas de descarbonización a través de ciclos combinados pero no es la forma aceptada mundialmente. Creo que en ningún país se considera un ciclo combinado como energía limpia”.

“En México alrededor de un 50% de la generación está basada en ciclos combinados por lo que seguro vamos a llegar a nuestra meta. Sin embargo, será un cumplimiento ficticio ya que no se está adicionando ni un solo MW limpio como tal”, agrega. 

Cabe destacar que durante la gestión de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), México viene fallando en alcanzar las metas propuestas y según el sector privado, esto se debe a que no han entrado nuevos proyectos renovables en los últimos años, más allá del Plan Sonora. 

“Según el Prodesen, de un año al otro se agregan 7 mil GW de energía limpia por ciclos combinados. El tema es que cuando entidades internacionales contabilicen esto probablemente se vendrán muchos amparos ya que en estos CEL va a haber una oferta mayor por este tipo de tecnologías”, señala.

Los CEL son incentivos a la nueva generación limpia. Todos los usuarios finales tienen que cumplir con cierto porcentaje de CEL en su consumo. En la actualidad, la CRE ha ratificado que es de 13.9% (el mismo porcentaje del año pasado). 

El objetivo de estos incentivos es que la generación fósil se vaya reemplazando paulatinamente con generación renovable o más limpia.

“Los CEL son un mecanismo para que los generadores limpios recuperen sus costos fijos y tengan una ganancia adicional. Un CEL ronda en promedio los 8/9 dólares”, explica el experto.

“Obviamente, al haber una sobreoferta los precios de los CELS van a disminuir. Eso le pega a los generadores limpios y también perjudica el cumplimiento de las metas de descarbonización porque realmente no se están dejando de emitir estos gases”, concluye.

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La Ley 10086 tiene un cambio fundamental en el modelo en el que se relacionan los clientes con las empresas distribuidoras; y es que pasa de un modelo de negocio sencillo donde se intercambia la energía, a un modelo de neteo completo o Net Billing, donde se transa la energía vendiendo excedentes o comprando la energía faltante. 

Al respecto, Energía Estratégica dialogó con Alberto Rodríguez, el CEO más joven con participación activa en la Cámara de Generación Distribuida (CGD) y que lidera la empresa de energía solar fotovoltaica más grande en Costa Rica, GoSolar. 

Entre los temas que ocupan al referente empresario en su calidad de coordinador del Comité de Seguridad Técnica de la CGD identifica pros y contras, así como importantes pendientes regulatorios para dar cumplimiento a la Ley 10086 de Promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables. 

De acuerdo con Rodríguez, la parte buena de la ley es que aclara dos puntos muy importantes: 

El primero es el tope para la interconexión que antes era de un 15% en todos los circuitos, pero que ahora se iría a ampliar. De acuerdo con estudios preliminares, como mínimo se deberá aumentar a un 30% el límite, duplicando el mercado en Costa Rica. 

El segundo punto clave es que legaliza los sistemas sin entrega de excedentes a la red y estipula cuáles son los requerimientos para este tipo de sistemas. Sin embargo, aún tendría pendientes para asegurar su éxito. 

“Si bien tiene cosas muy positivas, la Ley aún deja por fuera a los pequeños consumidores”. 

“Por lo que, en tanto ARSEP no termine de hacer su trabajo reglamentando la Ley, lo más probable es que en el corto plazo -este año e inicio del siguiente- el enfoque de todo el mercado sea hacia los grandes consumidores de energía, que son los clientes que pueden aprovechar esta nueva ley desde ya, a través de los sistemas sin entrega de excedentes que están dando números de rentabilidad realmente asombrosos”, observó. 

Y es que, para la implementación de la Ley 10086 se necesita previamente determinar las tarifas de venta de electricidad para los generadores distribuidos y, a pesar de que la ley establecía un plazo no mayor a 12 meses para que ARSEP publique ese nuevo esquema tarifario, ya transitando el mes 17 todavía no se han publicado las tarifas. Esto implica que los clientes generadores aún no pueden vender sus excedentes energéticos. 

“En tanto no tengamos tarifas, las casas donde el consumo diurno es bajo y la mayoría del consumo nocturno las pequeñas y medianas empresas que sólo trabajan lunes a viernes y que no tienen consumo los sábados y domingos, se ven bastante golpeados en sus capacidades de adquirir un sistema de generación distribuida, pero los grandes consumidores como transnacionales, las zonas francas, las zonas industriales, la agroindustria, que trabaja de lunes a domingo, los sectores hoteleros que tienen operaciones constantes pueden instalar ya sistemas sin inyección a la red que son tremendamente rentables y no dependen de la publicación de las tarifas de ARESEP”, concluyó.

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El sector energético de Uruguay continúa a la espera de las novedades que pudieran surgir en el transcurso del 2023 en cuanto a futuras convocatorias para la construcción de nuevos proyectos como también de la actualización normativa que permita una mayor penetración de la generación limpia. 

“Estamos muy expectantes de las novedades que pudieran ver respecto a la descarbonización del sector, la movilidad sostenible, el hidrógeno verde y la relación con el storage, como también lo que pudiera pasar con licitaciones”, sostuvo Marcelo Mula, presidente de Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

“Veremos si podemos concretar algún anuncio en el siguiente Congreso Latam Renovables, que coincidirá con el tercer Congreso del Consejo Mundial de Energía (WEC) Capítulo Uruguay”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Cabe recordar que, a principios de año, el país volvió a tener niveles de importación de energía eléctrica similares a los números de hace más de una década, previo a la primera transformación energética del país y el ingreso en operación de centrales eólicas y solares. 

Por lo que desde AUDER ya manifestaron la necesidad “urgente” de contar nuevas licitaciones de renovables y gestionar más contratos para afrontar dicha situación, considerando los plazos de ejecución de los parques y el interés que pudiera haber a nivel internacional por el modelo de negocio y los posibles precios por MWh. 

Mientras que por el lado del hidrógeno verde, en mayo se adjudicó el primer proyecto piloto  seleccionado por el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, fondo que es llevado adelante por el Ministerio de Industria Energía y Minería (MIEM), el Laboratorio Tecnológico del Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII). 

Sumado a que desde el lado privado también avanzan con el desarrollo de centrales de generación renovable dedicadas a la producción del mencionado vector energético y así estar a la vanguardia en la materia. 

“Hay mucho desarrollo de proyectos de H2V, en términos de pre-factibilidad, viabilidad, de organización y ubicación de parques eólicos y solares para alimentar la nueva demanda de electrolizadores y el mercado del hidrógeno verde y productos derivados”, afirmó Mula. 

¿En qué estado se encuentran los proyectos de hidrógeno verde de ANCAP? – Energía Estratégica

“No hubo señales por el lado de los contratos PPA (Power Purchase Agreement), pero todo el desarrollo del H2 y el crecimiento de la demanda está vinculado con el avance de las renovables en el país. Estamos convencidos de ello y de que habrá un montón de acciones por concretar emprendimientos, ya sea los de UTE , ANCAP u otros asociados a convenios entre privados”, continuó. 

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) reconoce y valora el compromiso del presidente Gabriel Boric con el desarrollo sostenible, destacado como uno de los tres ejes principales de su Gobierno.

Este compromiso es de vital importancia para el futuro de nuestro país y para la consolidación de las energías renovables no convencionales como pilar del sistema energético chileno.

La propuesta de un proyecto de ley para el desarrollo de un sistema de almacenamiento de energía a gran escala en el Desierto de Atacama es un paso prometedor.

Este proyecto, marcará un hito para América Latina y responde a la necesidad de complementar a la energía renovable eólica y solar que Chile ha logrado instalar en un corto tiempo, para evitar que ésta se pierda por la falta de transmisión y la falta de flexibilidad de la red, y así lograr que los excedentes reutilicen en las horas en las que el sistema eléctrico todavía depende de energía térmica basada en combustibles fósiles.

Es por ello que no debemos perder de vista las urgencias que hoy enfrenta el sector de las energías renovables. El sentido de realismo nos indica que un proyecto de esta magnitud requerirá de tiempo y despliegue en el Parlamento, para lo cual ACERA manifiesta su total disposición para apoyar la tramitación, aprobación e implementación de este proyecto.

Es indudable que se requerirá de un trabajo pre-legislativo y legislativo para que este anuncio reconstituya como una solución concreta a los problemas que afectan a nuestra industria.

Se planifica que al 2026 estos sistemas de almacenamiento estén operativos, por lo cual, nos comprometemos a colaborar a que esta medida se complemente con otros refuerzos regulatorios que apunten al corto plazo, entre 2023 y 2026, para apoyar la industria de las energías renovables y la transición energética justa.

Estamos seguros de que, como ha sido habitual, nuestra institucionalidad regulatoria y el liderazgo de sus autoridades logrará implementar los cambios necesarios para despejar el camino para que las energías limpias logren reemplazar definitivamente a las fuentes fósiles contaminantes.

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Con la participación de 22 instituciones de cinco países de América Latina y el Caribe, se realizó el lanzamiento de la primera Red de Aprendizaje de Hidrógeno Renovable de la región, la cual será impulsada desde Chile.

Esta instancia es implementada por el Programa de Energías Renovables (4e Chile) de GIZ a través del proyecto Desarrollo del Hidrógeno Renovable en Chile, la cual tiene dentro de sus objetivos el fomento y aceleración de mejores proyectos; propiciar el intercambio de experiencias entre sus miembros; aumentar el acceso a la información; e identificar, comprender, adaptar y replicar medidas que sirvan a esta industria.

De esta forma ,George Cristodorescu, coordinador ejecutivo del Programa 4e Chile de GIZ, aseguró que la cooperación y el intercambio que se produzca en esta red les permitirá a las empresas desarrollar de forma más exitosa sus proyectos de hidrógeno y derivados en la región.

Por su parte Karla Chace, jefa de Unidad de Hidrocarburos del Ministerio de Energía de Chile, destacó la necesidad como de luchar contra el cambio climático, lo cual es un desafío global que ve en el desarrollo del hidrógeno una forma de descarbonizar diversos sectores y así disminuir las emisiones.

En tanto para Christian Palencia, líder de Hidrógeno del Ministerio de Minas y Energía de Colombia, el lanzamiento de la Red representa un gran paso hacia el aprovechamiento del potencial regional para la producción de hidrógeno verde de forma masiva, promoviendo el desarrollo del sector productivo.

Redes de aprendizaje

Esta red funcionará bajo la metodología llamada redes de aprendizaje, la cual implica un espacio de colaboración donde se reúnen diferentes actores que persiguen un objetivo común, valiéndose para lograrlo del intercambio de experiencias así como del acompañamiento técnico y moderación brindado por expertos/as en la materia.

Este tipo redes se han generado desde los años 90’ en el mundo y han generado resultados positivos en cada industria en que se han implementado para transitar el camino de la innovación y alcanzar una mayor competitividad. Esta red reunirá a instituciones de Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica y México.

El proyecto Desarrollo del Hidrógeno Renovable es co-financiado por la Unión Europea y el Ministerio Federal Alemán de Economía y Cambio Climático (BMWK), es el vehículo principal para implementar la iniciativa Team Europe para el desarrollo del hidrógeno renovable en Chile, siendo un esfuerzo conjunto de la Unión Europea y sus Estados Miembros, para fomentar la cooperación con Chile en el desarrollo de su economía de hidrógeno renovable.

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Chile ya empezó a implementar la Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética, tras un 2022 con vertimientos de energías renovables por 1500 GWh y precios marginales cero.

Bajo ese contexto, Andrés Rebolledo, ex ministro de Energía de Chile del gobierno de Michelle Bachelet y nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), advirtió la urgencia de construir la infraestructura necesaria para resolver los vertimientos renovables en el país. 

“Si demoras ocho años en construir una red de transmisión pero de diez a doce meses en instalar una central fotovoltaica, hay electrones donde no hay dónde ponerlos (…) por lo que la planificación permitirá que el crecimiento se desarrolle de manera armónica”, sostuvo durante un evento.

“El paradigma chileno no sólo tiene que ver con la necesidad de planificación como consecuencia de la estructura económica de los sistemas eléctricos. Cuando hay mucha renovabilidad variable, que no está disponible en todo momento, tienes que planificar muy bien para no perder energía, que sea eficiente y que los precios sean competitivos”, agregó. 

Según el ex titular de la cartera energética de Chile, el país atraviesa un desafío tecnológico – económico «crucial», dado que no se logra canalizar toda la energía renovable a través del sistema de transmisión, principalmente desde el norte hasta el sur.

Y cabe recordar que un nuevo estudio de la empresa Spec Energy Consulting reveló que para el 2023 se proyecta que habrá una alza de recortes de hasta tres veces más a comparación de lo acontecido el año pasado. 

Puntualmente, dicho informe prevé dos escenarios donde los vertimientos podrían ser entre 3170 GWh (271 GWh eólicos y 2899 GWh solares) y 4568 GWh (437 GWh eólicos y 4131 GWh).

Situación que podría verse aún más afectada si continúan tales problemas y si no se avanza en más obras de transporte en la medida que se incorpora más capacidad renovable, teniendo en cuenta que cerca de 60 proyectos de generación entrarían en operación en el corto plazo y sumarían alrededor de 4 GW de potencia.

«Todo lo que se construye es vía renovable y en general son buenas noticias que tienen relación con la sostenibilidad de cambios de sistema, pero imponen desafíos nuevos y que hoy en día no están totalmente resueltos», insistió Rebolledo.

Y uno de esos desafíos es la integración eléctrica a nivel regional, ya que según explicó el especialista, en Sudamérica existen momentos donde el 20 o 25% de la energía es recibida de otro país. Hecho que ya está puesto en la agenda de OLADE para su evento anual denominado Semana de la Energía, que en este 2023 cursará su VIII edición en Montevideo entre el 6 y el 10 de noviembre. 

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YPF avanza en el desarrollo de su proyecto de hidrógeno, tanto a partir de electrolizador de gran escala como también de la central para producir derivados como amoníaco y urea y su comercialización en el corto y mediano plazo. 

“Se visualiza que YPF puede incorporar las energías bajas en carbono dentro de su oferta a escala al final de la década. Con ese horizonte se identificó la idea de comenzar a hacer pilotos clean – hydrogen en estos dos o tres años, en el orden de 20000 o 30000 toneladas”, explicó Santiago Sacerdote, gerente ejecutivo YPF Nuevas Energías. 

“Si se pudiera abastecer a la planta de reactor de amoníaco con una corriente de hidrógeno verde, ese amoníaco podría ser considerado verde. Pero hacerlo implica un nuevo parque eólico, una planta de electrólisis próxima e integrada, además de hacer algunos ajustes al proceso y ganar productividad”, agregó durante un evento de YPF Tecnología (Y-TEC). 

Según dio a conocer el especialista, el parque de generación renovable tendría una capacidad instalada de 100 MW, mientras que la planta de electrólisis alrededor de 26 MW de potencia instalada, hecho que la convertiría en “una de las más grandes del mundo”. 

Y cabe recordar que desde Y-TEC llevan adelante el gerenciamiento general del proyecto, la vinculación con los proveedores y participación de actividades de investigación y técnicas que involucran el desarrollo del electrolizador, como también la fabricación, ensamblado, integración de todos los componentes desarrollados. 

Es por ello que ya se encuentran en un proyecto piloto de un electrolizador de baja escala (elaborado en conjunto con INVAP y el CONICET para la planta de Campana de la empresa Tenaris), el cual prevé superar el megavatio de capacidad y ser comercializado en el futuro inmediato. 

Actualmente cuentan con una planta piloto dedicada a ser un laboratorio de hidrógeno en Y-TEC, donde montan una estación de testeo (la primera de Argentina) para celdas y electrolizadores de alta potencia. 

“Estamos desarrollando la celda electroquímica, del orden de 10 kW de potencia, para luego pasar a la etapa N° II, donde se generará el primer stack, que utiliza 45 electrodos por 200 kW de potencia hacia el 2024”,  había detallado María Herrera, líder de hidrógeno en Y-TEC, en un evento pasado en Río Negro. 

De ser exitosas las primeras dos etapas, el desafío está en generar con un arreglo de 6 stacks para llegar al desarrollo de 1 MW de capacidad, prevista para el año 2025. Por lo que desde la compañía de mayoría de capitales estatales están “entusiasmados” con este proceso y ven al país como un jugador clave en el materia. 

“YPF está en un punto bisagra de pegar un salto de escala en término de su operación y la dimensión internacional de sus negocios (…) Argentina tiene la posibilidad de instalarse como un productor global de energía baja en carbono a partir de recursos renovables y el gas. Estos son proyectos de desafíos y seguimos abiertos a cualquier complementación”, remarcó Santiago Sacerdote. 

Estrategia Nacional de H2 en camino

A pocos días de que el Poder Ejecutivo haya presentado al Congreso de la Nación su proyecto de ley para el “régimen de promoción del hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero”, desde el sector energético vaticinaron que próximamente se publicaría la hoja de ruta correspondiente. 

Matias Catueño, Responsable técnico del Consorcio H2ar en Y-TEC, deslizó que se espera que la próxima semana ya esté publicada la estrategia nacional de hidrógeno de Argentina, aunque no brindó más detalles al respecto. 

Pero según pudo averiguar Energía Estratégica a raíz de un borrador de la Subsecretaría de Estrategia para el Desarrollo, el documento proyecta que el país podría tener una capacidad renovable máxima entre 724 GW y 1617 GW para producir H2 verde.

En tanto que el el LCOH del H2V variaría entre 2,8 y 6,4 USD/kg H2, siendo la región patagónica la de menor costo nivelado (de 2,8 a 3,9 USD/kg) y la zona norte del país la más elevada (de 3,6 a 6,4 USD/kg) en función de la ubicación geográfica del parque y si éste es on-grid u off-grid. 

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Roberto Herrera, gerente país de Interenergy Group en República Dominicana, fue uno de los empresarios destacados en el megaevento de Future Energy Summit que se llevó a cabo en Santo Domingo. 

Allí, el ejecutivo anticipó que desde el Grupo están comprometidos con el desarrollo, construcción y operación de un número significativo de activos nuevos proyectos. 

A través de la iniciativa «CEPEM Zero», que fue anunciada por la compañía en la pasada COP26 en Glasgow, proyectan más de 700 MW en América Latina y el Caribe. Los primeros proyectos ya se están construyendo y planean seguir creciendo al 2030. 

En concreto, el referente de Interenergy precisó que ya han iniciado con la construcción de un buen volumen de centrales solares que se mantendrá por los próximos años y han seleccionado los sitios donde emplazarán aerogeneradores de nuevos parques de energía eólica. 

Además estarían evaluando posibilidades para el bombeo hidráulico que permita apoyar con potencia firme el despliegue de nueva generación. 

Pero aquello no sería todo. El hidrógeno verde también está siendo evaluado para ser integrado en la cartera diversa y sostenible que planean ejecutar el Grupo en esta década. 

“Hemos iniciado los estudios para la producción de hidrógeno verde con el objetivo de utilizarlo para la generación eléctrica. El hidrógeno verde está tomando mucho auge a nivel mundial y estamos iniciando los pasos para ver si es algo que en el plazo de tiempo que nos hemos fijado pueda tener sentido”, agregó Roberto Herrera.  

Inclusive, fuera de la concesión de CEPEM, tendrían más proyectos en vista. Según precisó Herrera, Interenergy suma unos 100 MW en proceso de iniciar su construcción en sociedad con un partner local exclusivo para proyectos de energías renovables que opera en el sistema eléctrico nacional interconectado. 

No es casual que Interenergy, con más de 30 años de trayectoria en el sector energético esté apostando a incrementar sus activos energéticos de cara al 2030. Estos esfuerzos para impulsar nuevos desarrollos de energías renovables e hidrógeno dan cuenta de su compromiso por la descarbonización de sus operaciones. 

Instalaciones solares en hoteles y electromovilidad fueron otros de los temas que abordó Roberto Herrera, gerente país de Interenergy Group en República Dominicana, durante Future Energy Summit. Accede a los testimonios completos en el video de esta entrevista exclusiva.  

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JinkoSolar anuncia una inversión en una fábrica vertical integrada en Shanxi, impulsando la tecnología N-Type hacia adelante.

La primera fase de este proyecto, con 14GW de lingotes, obleas, células y módulos respectivamente, tiene previsto estar operativa en el primer trimestre de 2024. Se fabricarán productos TOPCon más avanzados y eficientes que los actualmente disponibles en el mercado. Se estima que cuando las plantas alcancen su capacidad máxima de 56GW en 2025, aproximadamente el 20% de los productos N-Type a nivel mundial se fabricarán allí, lo que podría convertirla en la más avanzada actualmente en producción.

Esta inversión ampliada es un gran movimiento para JinkoSolar después de que la tecnología N-Type TOPCon fuera elegida por casi todos los fabricantes clave y se convirtiera en la corriente principal. La reciente exposición SNEC en Shanghái convenció a la compañía de que está en una mejor posición para liderar la transición de la industria hacia la tecnología N-Type en los próximos años.

«La mejora en la eficiencia, el rendimiento y la optimización de costos juegan un papel importante en el auge de TOPCon, lo que nos da confianza en esa tecnología», dijo Dany Qian, Vicepresidente de JinkoSolar en SNEC.

Con cada vez más proyectos comprobados de TOPCon, y con la probabilidad de que HJT esté aislada durante años, muchas empresas están acelerando su transición de PERC a N-Type TOPCon para aprovechar sus beneficios.

Aunque algunos fabricantes han generado preocupaciones por la competencia excesiva, ya que varias empresas que están aumentando rápidamente la producción de TOPCon intentan alcanzar a JinkoSolar, su posición dominante en TOPCon se está volviendo más segura gracias a esta integración vertical de una nueva planta de 56GW en Shanxi.

Según JinkoSolar, la eficiencia de las células TOPCon producidas en masa actualmente es del 25.4% y se espera alcanzar el 25.8% en el cuarto trimestre. Se estima que la producción de N-Type TOPCon de JinkoSolar representará hasta el 40% del total mundial en 2023.

La inversión de 56 mil millones marca un hito significativo, ya que JinkoSolar está reconstruyendo su cadena vertical integrada dispersa mediante la construcción de la fabricación N-Type más avanzada en un solo lugar. «Esta nueva planta vertical integrada de 56GW N-Type es un movimiento maestro y un desarrollo que cambiará el juego para la industria», dijo un analista de la industria en SNEC.

Otra razón importante por la que JinkoSolar eligió Shanxi como sede de su nueva planta de escala de 56GW es la accesibilidad a la electricidad verde. Como miembro de RE100, JinkoSolar encontró desafiante seleccionar un lugar que satisfaga esta producción a gran escala con un suministro confiable de electricidad verde.

La compañía de servicios públicos local de Shanxi se ha comprometido a brindar un apoyo completo para atraer la inversión de JinkoSolar a Shanxi. Esto tendrá un efecto atractivo para que los proveedores de equipos y materiales crudos de tipo N consideren a Shanxi para sus necesidades de producción verde. Si todo sale bien, se creará la primera cadena de suministro de energía solar alimentada por energía renovable en Shanxi.

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Mayo fue un éxito para el sector energético renovable. Y el Shanghai New Int’l Expo Center (SNEC) no fue ajeno a ello. Con motivo de la SNEC PV POWER EXPO 2023, este centro de exposición recibió una gran confluencia de profesionales de la industria solar en el cierre de este mes.

En esta su 16ª edición, la exposición internacional más convocante sobre energía solar e inteligente distinguió a grandes empresas. Entre ellas, JA Solar, fabricante líder de módulos fotovoltaicos.

En concreto, el nuevo producto de JA Solar «DeepBlue 4.0 Pro» recibió el Terawatt Diamond Award, siendo reconocido por su alta eficiencia, alta potencia, alta capacidad de generación de energía y rendimiento de alta confiabilidad.

¿Qué características singulares tiene este producto? El nuevo módulo DeepBlue 4.0 Pro N-Type adapta celdas cortadas de una nueva oblea de silicio rectangular, desarrollada internamente por JA Solar.

De acuerdo a lo que detalla la compañía, estas celdas tienen una larga vida útil y un bajo contenido de oxígeno. Combinadas con la tecnología de contacto de pasivación de tipo n de alta eficiencia Bycium+, las celdas alcanzan una Tensión de Circuito Abierto (Voc) de 725mV y una eficiencia de celda de producción en masa del 25.3%.

Además, el DeepBlue 4.0 Pro incorpora tecnología SMBB, tecnología de encapsulación de alta densidad y otras innovaciones que mejoran la calidad y eficiencia del módulo. Esto permite que el módulo de 72 celdas alcance una potencia de 630W con una eficiencia superior al 22.5%.

«Es increíble que nuestro módulo tenga una mayor potencia y al mismo tiempo reduzca el costo del sistema (BOS) y el riesgo de puntos calientes para los módulos», subrayó Victoria Sandoval, gerente de Ventas para Latinoamérica en JA Solar.

Otra característica destacada del DeepBlue 4.0 Pro son las obleas de silicio de 182mm x 199mm, que permiten su aplicación en múltiples escenarios.

Según explica Victoria Sandoval, a diferencia de otras obleas rectangulares, estas obleas mantienen un ancho de módulo de 1134mm y se pueden cortar de diferentes maneras para adaptarse a cuatro longitudes de módulos populares: 1762mm, 2333mm, 2384mm y 2465mm. Esto hace que el DeepBlue 4.0 Pro sea adecuado para diversos escenarios de aplicación, como techos residenciales, sistemas comerciales e industriales en techos y plantas de gran escala.

«Estoy emocionada de compartir que el DeepBlue 4.0 Pro tiene una capacidad de generación de energía excelente y un rendimiento confiable. Basado en la tecnología de celdas Bycium+, este módulo tiene características destacadas de generación de energía, como una menor degradación, un mejor coeficiente de temperatura, una mayor generación bifacial y un mejor rendimiento con baja irradiación», añadió Victoria Sandoval.

Ventajas comparativas

En comparación con los módulos de tipo p en diferentes escenarios de aplicación, tipos de proyectos y métodos de instalación, el BOS de este nuevo módulo puede reducirse en aproximadamente un 2%-4.5%, y el LCOE puede disminuir en un 2.5%-6%. Además, en comparación con la versión original del módulo de tipo n, el BOS del DeepBlue 4.0 Pro puede reducirse en aproximadamente un 1.4%-2.8%, y el LCOE puede disminuir en aproximadamente un 0.7%-1.6%.

«Nuestra filosofía de diseño de productos en JA Solar es «adaptado para aumentar el valor del cliente», y el DeepBlue 4.0 Pro cumple con esta promesa al ofrecer un mejor costo de sistema (BOS) y un menor costo nivelado de energía (LCOE). Al combinar alta eficiencia, alta potencia, capacidad de generación de energía y confiabilidad, el DeepBlue 4.0 Pro genera mayores ganancias para nuestros clientes. ¡Estamos emocionados de ofrecer a nuestros clientes una solución rentable y eficiente!», amplió Sandoval.

Validación de terceros

En comparación con los módulos convencionales de tipo p, los resultados de pruebas de campo de un año realizadas junto con TÜV NORD muestran que este módulo de tipo n con células Bycium+ genera alrededor de un 3.9% más de electricidad, demostrando su capacidad de generación de energía. Además, el DeepBlue 4.0 Pro ha pasado rigurosas pruebas de envejecimiento y cumple con los requisitos de los estándares IEC.

El módulo DeepBlue 4.0 Pro de JA Solar ya ha sido ampliamente aprobado en cuanto a su rendimiento de generación de energía, rendimiento de seguridad y confiabilidad en varios escenarios de aplicación. En el momento de su lanzamiento, obtuvimos certificaciones importantes, como el Certificado de TÜV SÜD, el Certificado de corrosión por niebla salina, el Certificado de corrosión por amoníaco, el Certificado de polvo y arena de TÜV NORD, y el Certificado Golden Sun para Productos Fotovoltaicos, entre otros.

Más novedades

La SNEC 2023 fue el escenario perfecto para más anuncios de la compañía. Entre ellos, JA Solar llevó a cabo una ceremonia especial en el marco de su nuevo acuerdo con BayWa r.e. para la distribución de sus módulos solares.

También firmó un acuerdo de asociación estratégica con CATL, la emblemática compañía fabricante de baterías de litio para almacenamiento energético.

Adicionalmente, recibió allí los premios Top Brand PV MENA 2023, Top Brand PV South East Asia 2023, Top Brand PV Africa 2023 y Top Brand PV LATAM 2023 de EUPD Research, entre otras distinciones.

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La ciudad de Salvador vivió un momento histórico con la Ceremonia de Inauguración Operacional del Complejo Eólico Tanque Novo y la Base de Educación Científica. Este importantísimo evento contó con la presencia de autoridades nacionales e internacionales, reforzando el valor de este emprendimiento para el desarrollo sustentable y el avance de las energías renovables.

El complejo contó con una inversión de 1115 millones de reales para la instalación de 40 aerogeneradores, distribuidos en siete parques eólicos en aproximadamente 30 kilómetros de extensión y que sumarán una capacidad instalada total de 180 MW, pudiendo abastecer hasta 430 mil hogares con energía limpia.

Y junto con el complejo se inauguró una Base de Educación Científica de Energía Eólica de CGN Brasil, que será instalada en un área de mil metros cuadrados dentro del Complejo, para capacitar a estudiantes de todos los niveles de estudios, lo que traerá numerosos beneficios en la formación técnica y científica del sector y contribuirá al intercambio de conocimientos y generación de empleo.

Entre las destacadas personalidades que estuvieron en el evento, se destacó la presencia del presidente de CGN Brasil, Fang Likui; el representante del Grupo CGN, Zhang Chaoqun; el CEO de CGN Brasil, Yao Zhigang y el embajador de China en Brasil, Zhu Qingqiao. Su participación ilustra la relevancia de la cooperación y el intercambio entre países para promover soluciones energéticas limpias y sostenibles.

«Al invertir en el segmento de energía renovable, CGN Brasil juega un papel activo en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y la preservación de los recursos naturales. Sin embargo, la visión de la empresa va más allá del campo energético. Al fortalecer los lazos sociales, estimular el desarrollo regional y generar oportunidades de trabajo, buscamos impulsar el progreso local de manera sostenible», remarcó Likui.

Cabe recordar que dicha entidad federativa mantiene el liderazgo nacional de generación de energía eólica, con 31% de participación del mercado por medio de 265 parques construidos en su jurisdicción.

La inauguración recibió al gobernador de Bahía, Jerônimo Rodrigues, remarcó a importancia de este complejo eólico para el desarrollo económico y social del estado: «Representa el compromiso del gobierno con la transición energética y la búsqueda de alternativas que preserven el medio ambiente. Y de igual manera, este proyecto aporta claridad en la relación entre el gobierno federal de Brasil, el estatal de Bahía y el gobierno chino».

Mientras que el alcalde de Tanque Novo, Ricardo Carneiro, y la teniente de alcalde de Catité, Walmique Trindade, destacaron el impacto positivo de esta iniciativa en el desarrollo local, generando empleos y oportunidades de crecimiento para la ciudad.

Además, durante la ceremonia se firmaron memorandos de entendimiento para fortalecer aún más el mercado de energía verde renovable en el país y en el estado de Bahía, a tal punto que la empresa inauguradora firmó acuerdos estratégicos con el Gobierno de Bahía, Quinto Energy, BTG, Santander, Goldwind y Sinoma, demostrando su compromiso con el crecimiento de este prometedor sector.

De este modo, la empresa de capitales chinos suma un nuevo complejo eólico al ya inaugurado en Morrinhos, ubicado en Campo Formoso – Bahía, a una distancia de 4450 km de la capital Salvador, que cuenta con 6 parques y 90 aerogeneradores y que también posee una potencia operativa de 180 MW.

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BGH Eco Smart, la unidad de negocios del Grupo BGH especializada en el desarrollo de soluciones de alta eficiencia energética y Smart Building, se une a la Expo Agroactiva 2023 como parte de los sponsors oficiales del anfiteatro y brindando dos conferencias sobre tecnologías en energías renovables para el ámbito rural.

“Desde BGH Eco Smart venimos a mostrar en esta edición los productos innovadores de eficiencia energética y fuentes renovables que la marca tiene para ofrecer. Se trata de soluciones simples, accesibles y escalables con consultoría profesional en proyectos que fomentan la agro-integración”, explicó Diego Simondi, Director Ejecutivo de BGH Eco Smart.

De este modo, la unidad de negocios del Grupo BGH dará dos charlas; la primera, sobre desafíos energéticos del campo, con foco en el reemplazo de grupos electrógenos por sistemas de paneles solares autónomos, la implementación del bombeo solar y la aplicación de energía solar en industrias agrarias, como tambos o centrales productivas, que se llevará a cabo el miércoles 7 de junio a las desde 10 hs.

Por otra parte, la segunda charla tratará específicamente sobre el bombeo solar y se comparará la expectativa de los sistemas respecto de su rendimiento real y su resultado en el campo; se realizará el viernes 9 de junio, también a las 10 hs, y transmitirá valiosas experiencias con información detallada del producto.

Agroactiva 2023 se realizará durante cuatro días en el predio ferial de Armstrong, Santa Fe, y reunirá a los principales actores de la agroindustria argentina para exhibir todo su potencial y generar importantes oportunidades de negocios agropecuarios.

Así, BGH Eco Smart formará parte de la gran muestra llevando sus soluciones con asistencia en todo el país. A través de su asociación con distintas empresas integradoras, la compañía se especializa en el soporte de ingeniería, evaluando con software de última generación el equipamiento acorde a cada condición climática y geográfica. Para mayor información, se puede visitar la página web de la compañía, https://ecosmart.bgh.com.ar/ y contactarse.

Acerca de BGH Eco Smart

BGH Eco Smart es la unidad de negocios del Grupo BGH especializada en el desarrollo de soluciones de eficiencia energética & smart building para empresas, gobiernos y personas, integrando productos y servicios de climatización profesional, iluminación y building management.

Acerca de Grupo BGH

BGH es un grupo empresario con más de 100 años de historia en la innovación, el desarrollo y la comercialización de productos y servicios tecnológicos de vanguardia. Brinda respuestas a las necesidades de empresas, organismos públicos y consumidores de América Latina y África. La compañía emplea a más de 1500 personas y tiene operaciones en Argentina, Uruguay, Chile, Perú, Colombia, Brasil, Guatemala, Estados Unidos,  Ruanda, Ghana, Kenia.

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Goesgreen, empresa tecnológica líder del sector energético, lanza su nueva aplicación para la visualización y monitoreo de activos de generación.  

Se trata de I4 Lens, una app que permite acceder a información sobre centrales de energías renovables operativas en mercados mayoristas.  

Ya está disponible para Argentina. Allí, se integran datos de valor sobre generadoras de energía solar, eólica, bioenergías y minihidroeléctricas en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).  

Esta herramienta de inteligencia de datos para el sector energético se actualiza minuto a minuto. Pronto, se incorporarán centrales de otros países y no tendrá costos asociados para sus usuarios.  

“Se pone a disposición de manera libre porque nos parece que es una forma de incentivar y promover la generación de nuevos desarrollos e iniciativas en el sector de las energías renovables, como uno de los vectores necesarios para combatir los efectos del cambio climático, a partir de contar con información real sobre los mercados”, destacó Nicolás Rossi, CEO de Goesgreen. 

A partir de la experiencia de los profesionales de Goesgreen en la gestión de activos y procesamiento de Big Data por más de diez años, esta app sistematiza aquello que es imprescindible ser visualizado por distintos actores del mercado. 

Es por ello que este desarrollo tecnológico permanecerá abierto para todos los stakeholders del sector energético. Desarrolladores, EPCistas, Productores Independientes de Energía (IPP), autoridades de gobierno, academia, medios de comunicación y demás apasionados por las energías renovables pueden utilizar esta app.  

“Estamos muy contentos de aportar información valiosa para el mercado a través de esta solución tecnológica. I4 Lens, es una extensión de acceso libre de nuestra plataforma I4 Business con la cual brindamos servicios a más de 1GW de proyectos renovables globalmente. Con entusiasmo imaginamos que desde Goesgreen podemos facilitar el acceso a información relevante del sector energético renovable de Argentina y apuntamos a replicar la experiencia rápidamente en otros mercados”, declaró Gustavo Gil, presidente de Goesgreen.

“Con I4 Lens es posible identificar proyectos según su geolocalización y acceder a estadísticas e información por periodos de análisis muy concretos, lo que permite una comparativa de indicadores para analizar rendimientos estacionales de un activo en particular o contrastarlos entre tecnologías”, añadió José Benavente, CTO de Goesgreen.

Tal como adelanta el líder de Tecnología de la compañía, estas funcionalidades de la herramienta permiten que, por ejemplo, seleccionando cada parque de generación, los usuarios podrán filtrar en detalle el factor de carga de la central, récords de energía producida, saber el impacto que tuvo la energía consumida, las toneladas de CO2 evitadas y más.

La aplicación de Goesgreen I4 Lens es una herramienta útil para el sector energético renovable y que ya se encuentra disponible para descarga en Google Play, Microsoft Store o Apple Store. 

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Si bien México se encuentra más atrasado que otros países latinoamericanos por no contar con una Estratégica Nacional de Hidrógeno, el sector público y el privado trabajan fuertemente en impulsar la actividad.

En una nueva edición del ciclo Protagonistas de Energía Estratégica, Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible, explica los lineamientos de la Hoja de Ruta presentada, los avances que han tenido con autoridades gubernamentales y los desafíos que tiene por delante para detonar la industria.

¿Podrías explicar cuáles son los principales ejes de la Hoja de Ruta presentada por la Asociación?

Principalmente, planteamos la sustitución de tecnologías contaminantes en vehículos, como por ejemplo, utilizar celdas de combustible de hidrógeno para vehículos de transporte pesado. 

También sugerimos la mezcla del hidrógeno con el gas natural, que se le conoce como blending. Creemos que este cambio podría tener un impacto positivo en algunas de las industrias como acerera, vidriera y cementera, entre otras. 

Afortunadamente en cada uno de esos ejes ya están avanzando algunos proyectos en México. La hoja de ruta nos ha llevado a poner más el tema sobre la mesa en México.

¿Qué tipo de acercamiento han tenido con el gobierno? ¿Se puede utilizar esa hoja de ruta para el desarrollo de un marco regulatorio? 

Sí, claro. Hemos tenido tres grandes acercamientos. Primero con la Cámara de Diputados, a principios de este año, donde establecimos una mesa de trabajo para ver qué temas regulatorios se necesitan modificar o actualizar.

Por otro lado, tuvimos otro encuentro importante con la Cámara de Senadores, donde nos manifestaron que les gustaría mucho sumarse a la mesa de trabajo que hicimos con la Cámara de Diputados. Entonces podríamos tener una mesa tripartita, Cámara de Diputados, Cámara de Senadores y la Asociación Mexicana de Hidrógeno. 

Y el otro acercamiento importante fue con la Secretaría de Economía. Ellos nos comentaron que en agosto de este año, ya en unos meses por ahí, van a presentar un documento relacionado con el Avanzo de Hidrógeno.

¿Cuál fue el rol del sector privado en estas acciones que están tomando desde la asociación con el gobierno?

H2 México ya cuenta con alrededor de 60 con empresas que tienen operaciones con presencia mundial. Es muy importante contar con su know how, experiencia y las tecnologías que puedan aportar. Estas alianzas son como un atajo o una vía más rápida para llegar hacia la producción de hidrógeno verde en México a nivel industrial, ya que ellos, no lo están haciendo en México pero sí en otras partes del mundo.

Con el desarrollo de la industria del hidrógeno verde, en los próximos años se podrían generar alrededor de 3 millones de empleos en México y también inversiones de alrededor de 60 mil millones de dólares. Con esas cifras, los beneficios ambientales, sociales y económicos están muy claros. Creemos en lo que estamos haciendo y vamos en la ruta correcta para detonar la industria.

¿México podría ser un potencial exportador de hidrógeno verde y de qué depende esa posibilidad? 

Bajo el Tratado de Libre Comercio, México puede exportar hidrógeno, tanto a Estados Unidos como Canadá. Incluso tenemos ductos transfronterizos y hay inversiones de empresas canadienses para transporte de gas. Esa misma infraestructura se puede utilizar para exportar hidrógeno. 

Este año se reunieron los tres presidentes de México, Estados Unidos y Canadá, y acordaron el impulso y la creación de un mercado de hidrógeno de América del Norte, bajo el Tratado de Libre Comercio. Esto nos da una perspectiva muy buena para producir hidrógeno verde, consumirlo y exportarlo. Somos optimistas de que podamos hacerlo rápido.

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

México empezó más tarde que otros países. De hecho, no tenemos una estrategia nacional de hidrógeno.  Nos hubiera gustado empezar hace 10 años, pero no fue así. 

Aunque el potencial renovable, el trato libre de comercio, la frontera con Estados Unidos, los ductos, el acceso a los dos océanos, compensan un poco nuestro retraso, no hay que perder más tiempo.

Los grandes desafíos son avanzar en materia de regulación y empezar a producir la primera molécula de hidrógeno verde.  Debemos impulsar más las energías renovables para tener más insumos para producir hidrógeno verde.

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Por la competitividad de los precios de la energía solar y el alto potencial renovable del país, la generación distribuida en Ecuador no se detiene y cada vez más industrias y hogares optan por estas soluciones fotovoltaicas.

Para dar respuesta a esa creciente demanda, Chint Electrics, multinacional proveedora de soluciones de energía inteligente de renombre a nivel mundial sigue creciendo en Ecuador y tiene una ambiciosa apuesta al futuro en el país.

En conversaciones con Energía Estratégica, Xavier Ortiz, Gerente de Proyectos de la división Energía Renovables de Chint Electrics en Ecuador, comenta las novedades de la firma y sugiere cambios en el marco regulatorio que detonarán aún más la industria.

¿En qué proyectos están trabajando y cuáles son las expectativas para este 2023?

Actualmente nos encontramos desarrollando, para una de las más grandes corporaciones del país, el proyecto de autoconsumo más grande de todo el país el cual beneficia a más de 12 locales comerciales ubicados en más de 6 ciudades del Ecuador.

Nos han confiado la enorme responsabilidad de la ejecución de dicho proyecto cuya capacidad instalada es de 9,65MW y esperamos culminarlo a finales de junio de este año. 

En cuanto a las expectativas de venta de la firma, se prevé un incremento mayor al 100% respecto al año anterior. En 2022, se instalaron 7,75MW y ya en este primer semestre cerramos en 9,65MW. En lo que va del 2023, se superó toda la instalación del año pasado.

¿En cuánto tiempo el ahorro de energía permite la amortización de los equipos?

En promedio, 3 años para el sector residencial y 6 años para el sector comercial e industrial lo cual representa menos del 25% del tiempo de la garantía de producción de los paneles solares.

¿Cómo crece el ritmo de cotizaciones para proyectos de autoconsumo en Ecuador?

Desde el 2016 hasta el momento existe un incremento interanual del 150% en promedio, en parte motivado a que el balance neto se realiza con relación 1:1 y existen beneficios tributarios que permite contar con recuperaciones de inversión atractivas a pesar de contar con una de las tarifas eléctricas más bajas de la región.

Además, con la entrada en vigencia de la eliminación de aranceles para la importación de baterías en marzo, se ha incrementado la demanda de sistemas híbridos solares en el autoconsumo.

¿Cómo se encuentra el marco regulatorio en Ecuador y que cambios deberían hacerse para impulsar el mercado de las renovables?

El marco regulatorio ha venido en evolución desde noviembre de 2018 cuando se establecieron por primera vez las reglas para autoconsumo para participación de plantas solares hasta 1 MW. 

Luego de ello se establece regulación para instalación de plantas hasta 100 MW bajo la figura de autogeneración, sin embargo, no se ha logrado establecer reglas claras y actualmente fue retirada y se encuentra en revisión.

Actualmente, un 90% de los proyectos que se desarrollan están enmarcados en plantas para autoconsumo de hasta 1MW.

Las últimas plantas solares a gran escala se han cerrado a través de llamados a licitación bajo la figura PPS, mediante procesos denominados bloques de energía, en donde se beneficia a aquellas empresas que ofertan menor valor de energía. 

Este año, se prevé que el Estado firme el contrato de 6 proyectos que conforman un bloque de más de 500 MW bajo la figura de PPS y estamos a la expectativa del lanzamiento de la regulación para plantas hasta 100 MW.

No obstante, la incertidumbre política que atraviesa el país está deteniendo el impulso de inversiones en renovables que se venía dando con el proceso de licitaciones y los llamados bloques de ERNC.

Por ello, Ecuador debe fortalecer las regulaciones y establecer las reglas financieras claras para lograr atraer la enorme inversión extranjera en el desarrollo de ERNC.  

La entrada Chint Electrics instaló 9,65 MW en Ecuador y avanza con un mega proyecto se publicó primero en Energía Estratégica.

El hidrógeno verde se plantea para Perú como un vector descarbonizante de sectores estratégicos para la economía y para el desarrollo social del país como son la minería, la industria química, el transporte de carga pesada y el transporte público de pasajeros.

Si bien aún se presentan grandes desafíos regulatorios para promover esta industria, el gerente general en la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), Fernando Maceda, revela el potencial del vector energético y proyecta las ventajas que traería aparejada la producción y comercialización de este gas, a través de rigurosos estudios, en conversaciones con Energía Estratégica. 

En concreto, ¿cuáles son los principales ejes de la propuesta de hoja de ruta presentada?

La hoja de ruta presentada por H2 Perú durante el año 2022 presenta cuatro diferentes momentos temporales: hacía 2025 se le llamó “pavimentar el camino», rumbo al 2030 “sentar bases del mercado local”, al 2040 “fomento a la innovación industrial en hidrógeno verde y pasos para la exportación” y de cara al 2050 “despliegue a gran escala”.

En cada uno de los horizontes temporales se abordan diferentes temáticas que serán necesarias para habilitar este mercado en Perú: empezando con trabajo multisectorial y aspectos regulatorios, posteriormente, el desarrollo de proyectos piloto y, entre 2040 y 2050, el escalamiento de proyectos de producción y adopción acelerada de los medios de demanda.

Por mencionar algunos hitos de la hoja de ruta: hacia 2030 se ha vislumbrado que Perú podría desarrollar hasta 1 GW de capacidad instalada de electrólisis mediante el despliegue de 3000 millones de dólares hoy en inversión privada y al menos 20 millones de dólares de financiamiento para apalancar proyectos escalables y replicables.

Hacia 2050, la ambición crece y se vislumbra que Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo meta de 1 USD/kg de hidrógeno y con una sustitución del 100% de combustibles fósiles por hidrógeno verde en industrias como la del acero y el cemento.

Es importante señalar que nuestra propuesta de hoja de ruta se realizó bajo un escenario muy conservador, ya que se trataba de la primera aproximación que el ecosistema del Perú produjo a partir del único estudio existente que acabábamos de recibir por parte de nuestro socio estratégico Engie Impact. Esto quiere decir que con nuevos estudios podríamos ser más ambiciosos.

Es en ese sentido que el BID está apoyando al MINEM en el desarrollo de la hoja de ruta y estrategia nacional del H2V, con lo que estiman finalizar el estudio en julio de este año.

Además, el MINEM está realizando un necesario trabajo de análisis técnico, al cual H2 Perú colabora plenamente, en el marco del Convenio de Cooperación firmado en febrero de 2022, es en este contexto, es que nos encontramos desarrollando una Programación Tentativa Sectorial que describa los usos del hidrógeno que serán reconocidos como Medida de Mitigación del Cambio Climático en Perú.

¿En base a qué criterios han propuesto estos objetivos: han dialogado con el sector privado?

Nuestra hoja de ruta plasma la visión de los socios corporativos, aliados estratégicos y socios profesionales que integran la Asociación Peruana de Hidrógeno. El documento fue desarrollado por especialistas de cada una de las empresas e instituciones con experiencia en el pronóstico de mercados, planificación de demanda y experiencia en el sector energético.

Es importante señalar que, si bien los socios corporativos son empresas del sector privado, también hacen parte de la Asociación instituciones y personal académico, así como otras asociaciones y grupos gremiales del sector de la energía renovable e hidrógeno en la región de América Latina, quienes han contribuido con sus opiniones y visión desde la experiencia y trabajo que han desarrollado en sus latitudes.

Esta misma dinámica es la que ha seguido H2 Perú en todas las publicaciones que ha emitido, desde artículos técnicos de divulgación del conocimiento alrededor de hidrógeno, hasta documentos de posicionamiento y recomendaciones para la creación de la política pública alrededor de hidrógeno en el país. 

Por citar un par de ejemplos de esos documentos, durante el 2022, la Asociación Peruana de Hidrógeno cuál publicó el documento llamado Bases y recomendaciones para la elaboración de la Estrategia de Hidrógeno Verde en el Perú, en el qué cuantificó el tamaño de la oportunidad que tiene el hidrógeno verde en distintos sectores de la economía peruana e identificó los principales puntos que debería cubrir una estrategia de hidrógeno para ser exitosa en el país.

En el mismo año, también se publicó una “Propuesta de proyecto de ley de promoción al hidrógeno verde”, en dónde identificó algunos de los puntos legislativos más urgentes de observar y atender para crear las condiciones regulatorias propicias para el hidrógeno en esos primeros años de desarrollo.

¿De cumplir la hoja de ruta, cuánto del hidrógeno verde se quedaría en Perú y cuánto sería exportado?

Naturalmente, el país buscará aprovechar al máximo su potencial renovable para mantenerse como el exportador de energía que históricamente ha sido, moviendo sus operaciones de la industria del petróleo y gas, hacia los vectores energéticos como es el hidrógeno verde o podrían ser los biocombustibles.

Es difícil predecir cuál será la proporción de hidrógeno consumido nacionalmente frente al hidrógeno o sus derivados que serán exportados, sin embargo, el Diagnóstico del potencial del hidrógeno verde en el Perú ha identificado que el potencial de generación renovable viable para la producción de hidrógeno en Perú es al menos 2 veces más grande de lo que podría ser la demanda nacional de esta sustancia en 2050 (+50 GW de potencial instalable frente a una potencial demanda en 2040 de 24 GW de potencia para la generación de electricidad que se alimentará a electrolizadores), por lo que no será difícil pensar en que el país pueda desarrollar proyectos de gran escala (GW) que sirvan tanto para el consumo local como para la exportación.

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El grupo de energía solar SOLEK logró cerrar un financiamiento de USD $379 millones para su cartera de proyectos en Chile, compuesta por parques solares fotovoltaicos utility-scale así como PMGD, ubicados en la zona central y norte del país. La empresa de rápido crecimiento del sector de las energías renovables y solar, posee una cartera de aproximadamente 284MWdc en Chile y tiene más de 400MW de proyectos en distintas etapas de desarrollo en América Latina.

Este financiamiento global comprende los siguientes instrumentos: Colocación privada de bonos senior por USD $178 millones, un crédito mezzanine de USD $75 millones, un crédito puente para PMGD por USD $55 millones, un crédito puente para utility-scale por USD $37 millones, una línea de cartas de crédito por USD $19 millones y una línea de crédito IVA por USD $15 millones.

BNP Paribas y Natixis, New York Branch, actuaron como agentes de colocación, organizadores y financistas. BCI y Scotiabank Chile actuaron como agentes y financistas a nivel local, mientras que White & Case y Guerrero Olivos, respectivamente, actuaron como asesores legales internacionales y locales de la compañía.

Ingreso al mercado de bonos privados de EE. UU. con una emisión de USD $178 millones

Recientemente, SOLEK ingresó al principal mercado de Colocación Privada de Estados Unidos (USPP, por sus siglas en inglés). La empresa ha confirmado su atractivo para los inversionistas y ha obtenido un acceso flexible a más financiamiento. SOLEK ingresa a este nuevo mercado con una emisión de bonos a 20 años por un valor aproximado de USD $178 millones. La transacción tuvo una fuerte demanda por parte de los inversionistas, lo que confirma el atractivo de los activos de SOLEK y la confianza del mercado en sus planes a largo plazo.

El USPP es uno de los mercados de bonos más grandes y sofisticados del mundo. Está disponible tanto para empresas estadounidenses como internacionales. Los inversionistas activos en el mercado de USPP están representados por los mayores fondos de inversión internacionales y compañías de seguros del mundo.

«Gracias a las grandes oportunidades que hoy ofrece el sector de las energías renovables, SOLEK ha estado experimentando un período de crecimiento dinámico que implica requisitos de financiamiento. Tuvimos que cumplir con estrictos criterios de acreditación para acceder al mercado de USPP. Este financiamiento flexible nos permitirá centrarnos en nuestros proyectos fotovoltaicos y un mayor desarrollo», afirmó Zdeněk Sobotka, fundador y CEO de Solek Group.

Las empresas que ingresan al mercado de USPP generalmente emiten bonos a largo plazo. De acuerdo con la práctica del mercado, los bonos USPP de SOLEK tienen un calendario de amortización con un vencimiento de 20 años, lo que alinea el perfil de la deuda con la vida de la inversión subyacente. Los recursos de los bonos USPP se utilizarán principalmente para financiar los planes de expansión de la empresa y para refinanciar la deuda existente, lo que marca un hito importante para el crecimiento continuo de SOLEK.

Desde 2010, SOLEK ha conectado un total de 53 proyectos solares fotovoltaicos, 18 en Europa y 35 en Chile. La compañía tiene actualmente más de 38 proyectos a construirse en nuestro país durante 2023 y 2024.

La capacidad instalada total prevista para fines de 2023 es de 400 MW en todo el mundo, la mayoría de ellos en América Latina. En Europa, los proyectos de energía solar fotovoltaica con una capacidad total de 1,4 GW están en trámite. Los proyectos en Rumania y Grecia se encuentran en la etapa más avanzada de desarrollo. Está previsto que las primeras plantas se conecten en 2024.

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“La UPME informa a todos los interesados que en los próximos días se estará publicando la convocatoria UPME 01-2022 Huila 230 kV”, anticipó la entidad de planificación minero-energética.

De este modo, se comenzaría a poner en juego lo que actualmente es la prelicitación –VER– para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Huila 230 kV y líneas de trasmisión asociadas.

El emprendimiento eléctrico está definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2020-2034”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40279 del 26 de agosto de 2021.

Según indica Pliego (que se encuentra en estado de borrador), la obra eléctrica debe entrar en operación a más tardar el 31 de agosto de 2026.

Entre los proyectos previstos para enlazarse a la línea, se contempla la instalación de una bahía y su corte central a 230 kV, en la subestación Huila 230 kV, para la conexión del proyecto Solar Villavieja de 200 MW.

Cabe destacar que este sería la tercera obra eléctrica que licitaría la gestión de Gustavo Petro (ver artículo), ya que meses atrás se lanzó la licitación de la Subestación Primavera 500 kV –VER-.

Durante la presentación del proyecto -VER TRANSMISIÓN-, Javier Martínez, Subdirector de Energía Eléctrica de la UPME, precisó que se trata de “un transformador de 500 a 230 kV, de 450 MVA por unidades monofásicas”, que habilitará proyectos por 564 MW solares que habían sido seleccionados pero que, por cuestiones regulatorias y de incumplimientos, la obra terminará beneficiando a alrededor de 450 MW, dejando capacidad disponible para otros emprendimientos.

Días después, la UPME publicó los pliegos para la obra “Cuarto Transformador Sogamoso 500/230 kV” –VER-.

La tercera obra eléctrica

La subestación Huila 230 kV, como proyecto integral, comprende:

Construcción de subestación Huila 230 kV en configuración interruptor y medio, con cuatro (4) bahías de línea y dos (2) bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos (2) diámetros completos a 230 kV y 2 (dos) diámetros incompletos, a ubicarse en inmediaciones de la ciudad de Neiva en el departamento del Huila.
Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea existente Betania – Mirolindo 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Mirolindo 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea Betania – Tuluní 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Tuluní 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la presente Convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente.

Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos.

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Las bases preliminares de la licitación de suministro 2023 en Chile acarrearon diversos cambios a comparación de las convocatorias similares realizadas años atrás, como por ejemplo la incorporación del concepto de “medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables”.

Término que, sumado a ciertos incentivos económicos para tales fuentes, le abre las puertas a algunas tecnologías para competir en igualdad de condiciones en la licitación de suministro que, en este caso, se dividirá en dos bloques de 1.800 GWh y 3.600 GWh, respectivamente. 

Sin embargo, a pesar que ese concepto integre a los proyectos con capacidad de regulación, aquellos plantas con generación sujeta a variabilidad hidrológica quedan exceptuados de dicha definición. 

Es decir que las centrales hidroeléctricas tendrán cierta limitación para presentar sus propuestas y no contarán con el beneficio de 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable por dichos medios (máximo de 15 US$/MWh) para las ofertas que se presenten en los bloques horarios A o C.

“No es que las bases establezcan una exclusión completa para las centrales hidroeléctricas, pero sí hay una discriminación arbitraria, como también en un contrasentido de lo que buscan esas bases, que es darle cabida a más energía renovable que pueda operar 24×7”, señaló Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC), en conversación con Energía Estratégica. 

“Por lo tanto, quitan un estímulo para que la hidroelectricidad participe en igualdad de condiciones en la licitación y se adjudiquen ese tipo de proyectos renovables. Tenemos muchos proyectos que se pueden desarrollar, aunque no vislumbramos que se hagan nuevos embalses ya que es complejo, pero sí muchos de pasada que con esto quedan relegados”, agregó. 

Ante ello, desde APEMEC ya pidieron reunión con Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, como también lo hará con la Comisión Nacional de Energía, con el objetivo de esclarecer la situación, mientras aguardan que las distribuidoras realicen sus observaciones y le soliciten al gobierno que exista la mayor cantidad de competencia dentro de la licitación. 

Asimismo, esperan que el gobierno comprenda que la hidroelectricidad “es una de las bases para la descarbonización”, perfeccione ese punto dentro de las bases y en el plazo correspondiente y que, por ende, no se haga la “discriminación arbitraria” mencionada. 

De todos modos, Loyola reconoció que con esta convocatoria hay una orientación “correcta” respecto a la estabilidad del mercado y del sistema eléctrico nacional y una “potente señal” de la autoridad para entender tal necesidad y plasmarla en las bases. 

“Ahora bien, esa necesidad debe tener en vista no discriminar arbitrariamente a las tecnologías, teniendo en cuenta que la hidroeléctrica es la principal fuente de energía renovable del mundo (supuso 59% de la generación renovable total a nivel mundial de acuerdo a un estudio de IRENA),  que representa el 20% de toda la matriz eléctrica chilena y es la principal fuente de almacenamiento”, apuntó el director ejecutivo de APEMEC. 

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Puede existir la percepción de que existe una versión «correcta» de una transición energética, que todos los países deben cumplir. Pero para los países individuales de todo el mundo, especialmente aquellos con economías en desarrollo, no existe una solución única para todos. Para algunos países significa avanzar hacia una matriz energética basada en renovables. Para otros, significa garantizar que sus comunidades tengan acceso a energía limpia y asequible.

En el panel ‘Cómo los estados están abordando el trilema energético: Globalización vs Localización’ en la Cumbre Internacional de Energía AIEN, representantes de Brasil y Argentina explicaron lo que significa la transición para ellos y abordaron las tensiones entre la visión global (ya menudo del G8) y la perspectiva de los países individuales, en particular los del hemisferio sur.

Heloisa Borges Esteves, directora de Estudios de Petróleo, Gas Natural y Biocombustible de la Oficina de Investigación de Energía de Brasil, explicó cómo la transición energética ya ocurrió en dicho país. “Tenemos una de las matrices energéticas más limpias del mundo. El 90% de nuestra producción eléctrica ya proviene de energías renovables. Para continuar con este buen trabajo, debemos resolver el trilema básico: seguro, limpio y asequible.

“Los países en desarrollo tienen un desafío mayor que las economías desarrolladas. Estamos tratando de mejorar nuestra oferta. Esperamos que la demanda crezca un 30% para finales de la década. Será un gran logro agregar esto a nuestra matriz y mantenerla en un 90 % de renovabilidad», agregó.

“Estamos basando nuestra transición energética en cuatro pilares principales:

1 -Equilibrar impactos ambientales.

2- Desarrollo social y económico.

3 – Seguridad energética.

4- Mantener la competitividad del país.

Cecilia Garibotti, subsecretaria de Planificación Energética de Argentina, destacó otro problema que enfrentan algunos países latinoamericanos que no tienen el mismo problema en lugares como Europa: “¡Somos realmente grandes! Somos el octavo país más grande en términos de territorio y, por lo tanto, tenemos muchos climas y condiciones diferentes. En toda la región, tenemos una matriz más limpia que muchas otras partes del mundo. No hay una sola política de transición; hay muchos que necesitan adaptarse a la singularidad de cada país y diferentes zonas de un país en nuestro caso».

“Cuando pensamos en la transición, pensamos en diferentes recursos y necesidades del país y en la mejor manera de apoyar a las comunidades. En el norte, tenemos solar; en el sur, tenemos algunos de los mejores vientos del mundo. En el centro, tenemos la bioenergía. También tenemos una de las mayores producciones de petróleo y gas no convencional del mundo. No dejaremos de usar esto, ya que jugará un papel muy importante en la descarbonización de otros países, y tampoco podemos depender de otros países con conflictos geopolíticos de los que no formamos parte”, comentó.

Ambos panelistas coincidieron en que los desafíos financieros impuestos por la transición energética generarán diferentes pruebas para diferentes economías, pero cada uno enfrentará esto a su manera. “La transición es un conjunto de herramientas para que las empresas elijan piezas; no todos tenemos que enfrentarlo de la misma manera”, concluyó Garibotti.

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El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Marco Antonio Mancilla Ayancán, dio a conocer la Cuenta Pública Participativa 2023 del organismo, mostrando los principales procesos y acciones desarrolladas durante el año pasado, como el avance en el proceso de descarbonización del Sistema Eléctrico Nacional, las medidas tomadas para garantizar el suministro eléctrico ante la sequía que vive el país y las propuestas realizadas en torno a la situación de empresas suministradoras que habían declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo, entre otras iniciativas.

“Entre los hitos relevantes asociados a transmisión, por ejemplo, tenemos la incorporación del Proyecto de Almacenamiento con Baterías BESS “Nuevo sistema de control de flujo mediante almacenamiento Parinas–Seccionadora Lo Aguirre”, que se incorporó en el Plan de Expansión de la Transmisión 2021 y , además, la emisión del Informe Técnico Definitivo del proceso de valorización de instalaciones de transmisión, correspondiente al cuatrienio 2020-2023, en que se logró una disminución promedio del 13% respecto del valor vigente”, indicó Mancilla.

También señaló que en 2022 se actualizó el informe técnico que permitió al Ministerio de Energía extender el Decreto Preventivo de Racionamiento hasta el 30 de septiembre de 2023.

Otros hitos 2022

Durante su presentación, la autoridad sectorial también mencionó los progresos registrados en el Plan Normativo 2022, en que se destaca la finalización de los comités consultivos para la Modificación Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD y de la Elaboración de la Norma Técnica de Ciberseguridad y Seguridad de la información.

Otro punto abordado en el contexto del Plan de Retiro de las centrales a Carbón del Sistema Eléctrico Nacional fue la dictación por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE), de dos resoluciones exentas en que se informó sobre la salida del sistema eléctrico nacional de tres unidades generadores, que totalizaron 382 MW de capacidad retirada.

Mancilla también destacó el trabajo que se está realizando durante el presente año, a partir de los hitos iniciados en 2022, como la actualización de la plataforma “Bencina en Línea”, con el propósito de “incorporar nuevas funcionalidades para los operadores de las estaciones de servicios y la ciudadanía, permitiendo así mejorar la experiencia de millones usuarios”.

Además, el personero abordó la licitación de suministro para clientes regulados, efectuada el año pasado, donde se adjudicaron 777 GWh-año a dos empresas generadoras con proyectos ERNC de tipo solar, eólico y almacenamiento, agregando que para las licitaciones que se realizarán este año habrá novedades que permitirán reducir los riesgos de los suministradores.

“Según nuestros análisis, se deberá implementar una nueva licitación que complete las necesidades de suministro no cubiertos del año 2027, así como las nuevas necesidades de suministro de 2028, la que se realizarán este año y que contemplará cambios que reduzcan el riesgo para los inversionistas, además de fomentar la participación de distintos tipos de energías para lograr precios que beneficien a los clientes regulados del país”, afirmó.

La Cuenta Pública Participativa de la CNE terminó resaltando el trabajo realizado en la institución para avanzar en materia de inclusión y equidad de género, donde se efectuó “un diagnóstico de la gestión y cultura con enfoque de género en la CNE, para la elaboración de un plan de acción, eficiente y eficaz, que contribuya a transitar hacia una cultura institucional más diversa e inclusiva, con miras en la certificación de la Norma NCh 3262:2021”.

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A principios de este mes, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, confirmó que Colombia será uno de los pocos países del mundo en lanzar una subasta eólica marina.

Según aseveró la funcionaria, en agosto se lanzarían los pliegos. Y se acotaría el área a subastar dentro del Atlántico, donde cabrían “entre cuatro y seis proyectos de generación eólica”, indicó Vélez.

En diálogo con Energía Estratégica, Armando Politi, Country Manager de BlueFloat para Colombia, una de las compañías más destacadas a nivel mundial en materia de energía eólica marina, comenta que, si bien aun se desconoce a ciencia cierta cómo serán los pliegos, frente al anuncio de la ministra considera que sería un error limitar el ratio para esta primera convocatoria.

“Si las mejores áreas, en términos de viento, están hacia el norte de Colombia, del Atlántico hacia La Guajira, no sería estratégico considerar sólo la zona del Atlántico”, observa.

Pero el Gobierno argumenta que, por temas de conectividad, es preferible que la convocatoria se centre sobre el Departamento del Atlántico, sobre todo porque la Dirección General Marítima (Dimar) no había terminado de hacer el ejercicio completo de restricciones para este tipo de proyectos hacia el norte.

Pero Politi argumenta que “el tema de la conectividad realmente no es una barrera porque estos proyectos los estamos proyectando a ocho y diez años vista: al menos al 2030, 2032; por lo menos; entonces, el tema de la conectividad se podrá solucionar con unos planes estructurados del gobierno y de expansión de líneas y subestaciones”.

De lo contrario, para el ejecutivo ceñirse al Atlántico limitará el número de participantes, lo que se traducirá en menos ofertas y, en efecto, menos competitividad de precios.

“Poner en juego solamente el área que el Gobierno adelantó que pretende, donde se podrán montar entre cuatro y seis proyectos, va a limitar la llegada de compañías, porque si bien es una zona buena, no es la mejor; además, compañías como la nuestra en el mundo, cuando entramos a licitaciones, vamos siempre por tres o cuatro áreas importantes para poder hacer la inversión a riesgo inicial y poder llevar a cabo al menos un proyecto adelante que recupere la inversión”, explica Politi.

Potencia a licitar

Cabe destacar que BlueFloat avanzó inicialmente en Colombia con siete áreas: tres de ellas se adecúan a la licitación del Atlántico, dos en la zona de Santa Marta y dos más en la zona de La Guajira. De esos siete proyectos, la compañía presentó todos los trámites para obtener las prefactividades correspondientes ante Dimar, pero sólo tres de ellos la obtuvieron.

Los proyectos que avanzan son: Vientos Alisios, de 500 MW pero con conexión aprobada de 200 MW por parte de la UPME, y dos proyectos más denominados Goleta y Bergantín, cada uno de 825 MW, que también obtuvieron prefactibilidad de la Dimar.

Si bien Vientos Alisios tiene fecha de entrada en operación comercial para el 8 de diciembre del 2025 ante la UPME, Politi aclara que el FPO fue modificado ante el Dimar, para el 2032, al igual que Goleta y Bergantín.

Consultado sobre cuál sería el volumen a subastar ideal para atraer proyectos, Politi opina que se deberían poner en juego 4 GW y que, si las condiciones son realmente propicias, se recibirían ofertas por 5 veces la capacidad que se oferte. En ese caso, se presentarían propuestas por 20 GW.

“Nosotros creemos que podemos ofertar alrededor de 2 GW en este momento en Colombia. BlueFloat tiene 24,6 GW a nivel mundial. Podríamos hacerlo pero para ello necesitamos más previsibilidad; por lo que 4 GW en la licitación es una cifra razonable”, asevera el ejecutivo.

Plazo de PPA

Liliana Alemán, quien fuera directiva de EDP R y ahora es consultora, confió oportunamente en una entrevista para Energía Estratégica que el plazo de los PPA no debiera ser a 20 años, como se estructura, por ejemplo, la subasta de Cargo por Confiabilidad, sino a 30 años, teniendo en cuenta la envergadura de estos proyectos.

“Estoy totalmente de acuerdo con Liliana. El retorno (de la inversión) de los PPA de esos proyectos tienen que ser de alrededor de 30 años. De hecho, en los pliegos, o en la resolución, se llega a hablar de la concesión marina, que es de 25 años, más 15. Los PPA deben ser de la longitud que la concesión marina lo permita; estamos hablando entre 30 y 40 años”, considera.

Tiempos justos

De acuerdo a la hoja de ruta eólica costa afuera (ver), Colombia debería llegar al 2030 con 1 GW y al 2040 con 3 GW operativos.

Luego, para 2050, el objetivo que fija el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, aumenta a entre 6 GW y 9 GW en total.

“Tenemos un potencial de instalación de casi 100 gigavatios de potencia en el Caribe, pero yo creo que actualmente, pensando al 2030, los plazos son apretado para llegar al primer objetivo”, observa Politi.

Como se comentó, BlueFloat alcanzó prefactibilidad en tres proyectos; para Politi, estos emprendimientos tendrían que haberlos adecuado a la resolución actual del Dimar. “Con ello nos hubieran permitido seguir trabajando, haciendo las inversiones”, asegura.

Y justifica: “hoy por hoy, cualquier compañía que llegue a plantear un proyecto en la subasta, va, al menos, tres o cuatro años detrás de nosotros”. Por lo que hay hitos burocráticos de dificil cumplimiento.

En sus proyectos, Politi indica que BlueFloat realizó estudios oceanográficos, preingenierías, tomaron datos marinos, pliegos de los términos de referencia para los asuntos ambientales y alcanzaron a comenzar la fase 1 de la licencia ambiental de Goleta y Bergantín.

Por tanto, para el ejecutivo el objetivo al 2030 “no es muy factible”, y no sólo por el proceso de la subasta sino por la adecuación de los puertos e infraestructura eléctrica necesaria, inversiones que deberán realizarse en los próximos “6 a 8 años para poder soportar todo el despliegue de estos proyectos”.

Dólares, hidrógeno verde y sus derivados

Politi, por otra parte, está de acuerdo con la observación de Alemán de que los contratos deberán ser indexados al dólar, como ocurre en las subastas de Cargo por Confiabilidad.

El ejecutivo asegura que una tarifa “en dólares” bajará los precios de las ofertas y ello será clave para la producción de hidrógeno verde y sus derivados.

Observa que, al momento que estos parques eólicos marinos estén en funcionamiento, será también el momento del hidrógeno. Por lo que sería más adecuado pensar la energía que generen centrales no tanto para la mera inyección al Sistema Interconectado Nacional (SIN) sino para la producción de este vector energético.

“Pero si los proyectos se destinan para producir hidrógeno o amoníaco, que son productos de consumo interno pero también de exportación, y con un offtake en dólares, la energía inmediatamente baja a la mitad, o sea, es totalmente viable”, concluye el especialista.

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MPC Energy Solutions da pasos firmes en la región norte de Latinoamérica. Cuenta con una participación activa en Colombia, pasando por países de Centroamérica, incluyendo islas del Caribe y llegando hasta México. 

Algunos de sus proyectos de generación renovable más emblemáticos se encuentran en Colombia, Costa Rica, El Salvador, México, Jamaica, República Dominicana y Saint Kitts. En estos mercados su equipo ha sabido aplicar su expertise principalmente en energía fotovoltaica y almacenamiento en baterías. 

Para seguir ganando mercado, desde la empresa ya se preparan para dar lugar a nuevos proyectos en los próximos procesos competitivos en la región. Tal es el caso de los que están en agenda en Colombia. 

“En nuestro pipeline vienen más de 300 megavatios. Ahora vamos para la subasta de cargo por confiabilidad”, adelantó Nestor Gutierrez, director Comercial de MPC Energy Solutions. 

Durante su participación en Future Energy Summit, el referente de MPC Energy Solutions señaló que han adquirido expertise en proyectos principalmente entre los 10 a los 50 MW en los que participan desde la etapa de desarrollo hasta el momento en el que el proyecto está ready to build, pero adicionalmente cuentan con un departamento que acompaña todo el proceso de construcción, así como la operación y mantenimiento.  

Ahora bien, se han enfocado no sólo en impulsar proyectos propios sino además en comprar de activos de generación en mercados estratégicos de la región. 

“Desde nuestra área de M&A evaluamos adquisiciones tanto de proyectos que están en desarrollo -preferiblemente muy cerca al ready to build- pero también lo hacemos en cualquier fase, en la medida en que vayamos viendo que el proyecto obtiene interés y que es viable desarrollarlo. Lo podemos hacer inclusive cuando están en operación”, aclaró Nestor Gutierrez. 

Para posicionarse como líderes indiscutibles del sector energético renovable en la región, en su estrategia prevén dar un salto significativo. Por lo que, se han fijado objetivos ambiciosos, pero alcanzables, para los próximos años. 

Según indicó Nestor Gutierrez, director Comercial de MPC Energy Solutions, la meta es “llegar a 2025 con 800 megavatios”. 

“Ya hemos empezado, acabamos de firmar nuestro primer PPA (65 MW) en Guatemala, que es un mercado en el que queríamos entrar (…) con una expectativa de crecimiento allí importante”, indicó. 

Además de avanzar en Guatemala, dentro de esos 800 MW ya contemplan más de 200 MW en Colombia, 200 MW en México y el resto distribuido en mercados estratégicos de Sudamérica.

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El pasado mes de abril, Grupo Mega, tecnológica argentina líder del sector agroindustrial, puso en marcha en su planta industrial de la ciudad de Lincoln un parque fotovoltaico capaz de sustituir entre el 40% a 45% del consumo eléctrico diario de la fábrica durante el horario de generación. El proyecto y la instalación fueron realizados por Mega Energías, una de las empresas del Grupo.

La energía solar disminuye costos operativos y asegura provisión energética desde el momento de su instalación -rápida y sencilla-, y continúa generando valor durante muchos años más luego de haber recuperado el capital inicial. Por eso esta solución es de especial interés para las Pymes y grandes empresas que requieren un uso intensivo de energía, como es el caso de las organizaciones que pertenecen al sector agroindustrial.

“Sustituir energías tradicionales por renovables es una decisión estratégica. Esta inversión significa mayor independencia de las fluctuaciones del mercado, políticas públicas y variables macroeconómicas, y un aporte al cuidado del medioambiente”, opinan los ingenieros Marcelo Valfiorani y Marcelo Lombardo, socios fundadores de Mega.

La empresa planea duplicar la provisión de energía renovable en los próximos meses, aprovechando la adaptabilidad modular de estos parques, que permite la implementación por etapas y sólo requiere espacio inutilizado.

Grupo Mega lleva más de 25 años de innovación tecnológica, operando en el mercado local e internacional. Se especializa en el desarrollo de soluciones de secado para la cadena de valor de la post cosecha, exportando a más de 35 países, y la creación e implementación de soluciones de energías renovables y gas para los ámbitos público y privado, en Argentina. Asimismo, cuenta con un área interna especializada en comercio exterior que asegura la provisión de materiales críticos para la instalación y mantenimiento de parques fotovoltaicos.

Como parte de su participación en la reciente edición de la feria Expoagro, Mega expuso una solución modular de energía fotovoltaica y brindó asesoramiento especializado e información sobre líneas de financiación para PyMEs, que ofrece el Banco Provincia, a tasas competitivas.

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El costo nivelado del hidrógeno puede variar considerablemente en diferentes países de la región debido a diversos factores, como la disponibilidad de recursos energéticos, la infraestructura existente y los incentivos gubernamentales.

Durante el Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023, realizado en Argentina (ver transmisión), Ernesto Coutsiers, socio en Calden,  Consultora Especializada en Regulación de Servicios Públicos, Energía e Investigación y Desarrollo con presencia en Argentina, España, Brasil y Perú comparó el costo nivelado del Hidrógeno  (LCOH por sus siglas en inglés) en dos ciudades de estos últimos mercados.

“En Ceará, Brasil, tenemos un costo nivelado de hidrógeno de entre 3,4 y 7,8 ocho dólares el kilo. El componente más importante es el costo de capital seguido por el costo de energía eléctrica y los mejores valores se obtienen para la energía eólica y los peores para la biomasa”, explicó.

Por su parte, aseguró que en Lima, Perú, el LCOH está entre 5,5 y 9 dólares el kilo. El componente mayor importancia en este caso es el costo de la energía eléctrica seguido por el costo de capital y los mejores valores se obtienen también para la energía eólica y los peores también para biomasa.

Para alcanzar esa cifra, el estudio tuvo en cuenta: el año y vida útil del proyecto; tasa de costo de oportunidad de la inversión; inversión (CAPEX) del período; costo de operar y mantener (OPEX) del periodo; y producción de hidrógeno en el período.

CAPEX

Para calcular la inversión se utilizó una base de datos de 8 electrolizadores de potencia entre 100 kW y 10 MW. 

Se consideraron otros componentes como: equipamiento; flete; sistema de purificación de agua y refrigeración; piping; housing; ingeniería y otros. La vida útil del activo fue provista por el fabricante.

“Elegimos estos dos países porque tienen diferencias. El costo del capital en el Perú es más barato que en Brasil. Entonces, el capex en Brasil implica un mayor impacto sobre el costo total. Sin embargo, la energía eléctrica en Brasil con un mercado más desarrollado tiene un menor impacto y no es el caso del Perú”, argumentó Coutsiers.

“Esta producción en pequeña y mediana escala es en parte intensiva en capital y es más intensiva en capital cuando mayor es la tasa de remuneración que se analice. Los otros costos pasan a un segundo plano”, agregó.

Por último, el experto admitió que si bien el costo nivelado del hidrógeno hoy se presenta como una limitante, en el mediano plazo los precios irán mejorando y la industria se desplegará.

“Al 2050 la contribución más importante que tendremos del hidrógeno es la descarbonización de sectores difíciles de identificar. El hidrógeno es lo que nos va a permitir utilizar energías renovables en casi todas las aplicaciones que actualmente existen en tecnologías convencionales”, concluyó el especialista.

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Las “Horas Punta” son aquellas en las que el sistema eléctrico presenta sus mayores niveles de consumo. Históricamente estas han correspondido al período comprendido entre las 18 a 22 horas, entre los meses de abril y septiembre.

Por tal motivo, “el control de demanda en esas horas entrega una señal de precio en períodos de mayor exigencia del sistema, para que los clientes racionalicen su consumo eléctrico”, explica Pablo Demarco, gerente Comercial del marketplace Plataforma Energía.

Ahora bien, ante estos mayores costos las empresas e industrias optan por distintos caminos para disminuir el impacto. Usualmente, si es imposible dejar de operar durante las “horas punta” lo que se hace es recurrir a equipos de generación electrógenos, lo que en teoría debería ser más conveniente en términos económicos que continuar funcionando con el suministro de la compañía suministradora.

“Sin embargo, lo cierto es que la falta de información por parte de muchos clientes eléctricos, los ha llevado a adquirir o arrendar equipos electrógenos a diesel para hacerlos operar en los períodos de ‘horas punta’ y la evidencia indica que para ciertos clientes se termina pagando más caro que sin dicha gestión, y para peor, muy contaminante”, sostiene Demarco.

Agrega que existen otras maneras de gestionar el consumo. “Es posible programar turnos de trabajo o funcionamiento de maquinaria de alta potencia, con el fin de disminuir la potencia máxima leída en el horario de control. En esos casos, es importante evaluar además el costo de oportunidad del funcionamiento normal de la instalación”.

Para enfrentar este período, el marketplace Plataforma Energía entrega algunas recomendaciones:

Revisar y comprobar automatismos

Es necesario revisar el equipamiento que se deja programado para que se desconecte en las horas de punta. Eso sí, se debe considerar dejar una breve “revancha”, antes y después, de la operación del automatismo y tener precaución que esté sensible respecto de los cambios horarios, lo que podría provocar error en los períodos en los cuales debiera hacer gestión.

En este punto es crucial chequear los aspectos que podrían resultar más obvios. Por ejemplo, que la verificación de sus backup ante eventualidades, como cortes de luz, se produzca de manera periódica, debiendo adoptarse esto como una “cultura” dentro de la empresa.

Leer y analizar los datos de consumo

La mayoría de los clientes de menor tamaño, siendo clientes libres, no saben cuánto consumen, excepto cuando les llega la factura. Estos consumidores, en su calidad de libres, pueden obtener la data de sus mediciones cada 15 minutos de parte de la empresa distribuidora, la que debe proporcionarla. Estos datos enriquecen el análisis para comprender el funcionamiento de su equipamiento.

Encendido de equipos al mismo tiempo

Cuando se produce la partida simultánea de varios equipos se tiende a generar una punta de consumo que puede ser sumamente excesiva pero por períodos muy cortos. Para que esto no ocurra lo que habitualmente se hace es ir distanciando las partidas en lapsos de 15 minutos.

La recomendación general para las empresas o industrias es hacerse asesorar por especialistas que puedan entregar un análisis de la manera en que se está gestionando el consumo eléctrico, de modo de ser lo más eficiente posible, especialmente en el actual período en que rigen las “horas punta”.

En tanto a la plataforma, esta integra más del 90% de la oferta de energía en el país, y tiene por propósito, acercar a consumidores y generadores asegurando precios competitivos en todas sus licitaciones y avanzada gestión de riesgos. La compañía, fundada en 2016, cuenta con presencia activa en Chile y Perú.

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Pylon Technologies Co., Ltd. anuncia su plan de construir su primera fábrica en el extranjero en Italia en una conferencia de prensa en Véneto el 18 de mayo.

Pylon LiFeEU S.r.l., la empresa conjunta con sede en Sant’Angelo di Piove di Sacco (PD), resultará en la primera fábrica en el extranjero de Pylontech en producir y ofrecer soluciones de almacenamiento de energía de una manera más estable y segura para los clientes de Europa.

Es propiedad conjunta de Pylon Technologies Europe Holding B.V. («Pylontech UE»), una empresa constituida en virtud de la ley holandesa de propiedad absoluta de Pylontech, y Energy S.p.A. («Energy»), que han estado en cooperación durante diez años con compromisos compartidos para promover iniciativas de energía renovable y descarbonización.

Esta fábrica utilizará recursos y experiencia de ambas partes para desarrollar y comercializar productos de almacenamiento de energía en Europa, lo que genera una nueva base para soluciones innovadoras de almacenamiento de energía.

Pylontech se ha asegurado la posición número uno en el mercado global de energía de baterías residenciales en 2022, con más de un millón de sistemas de almacenamiento de energía encargados en más de 80 países y regiones a partir de su primera entrega en 2013. En la actualidad, el establecimiento de la nueva fábrica será otro hito importante para esta empresa de rápido crecimiento, que sigue desempeñando un papel pionero y líder en la industria.

«Es un paso importante para Pylontech establecer una producción localizada, ya que nuestros socios, especialmente en Europa, están ansiosos por tener una cadena de suministro más segura y estable».

Geoffrey Song, vicepresidente de Pylontech, expresó: «Elegimos Véneto como un punto de partida, ya que goza tanto de la sabiduría de larga data de Galilei como de la nueva amistad de Energy. Creo en el futuro superbrillante de la industria de la energía renovable en la Unión Europea al aprovechar la sabiduría global y los recursos locales».

Acerca de Pylontech 

Pylontech (SHSE: 688063) es un proveedor de sistemas exclusivos de almacenamiento de energía en baterías (SEAEB) que consolida su experiencia en electroquímica, electrónica de potencia e integración de sistemas para ofrecer soluciones confiables de almacenamiento de energía a nivel mundial. Con un crecimiento continuo y rápido, se ha convertido en un proveedor líder de sistemas de almacenamiento de energía en todo el mundo.

Acerca de Energy S.p.A. 

Energy S.p.A. que se fundó en 2013 y cotiza en el mercado Euronext Growth Milan de la Bolsa de valores italiana, es líder en sistemas de almacenamiento de energía tanto para el sector de aplicaciones residenciales como a gran escala. Ha vendido e instalado más de 53.000 sistemas en todo el país, con un enfoque en los mercados residenciales, comerciales, industriales, de servicios públicos y de movilidad eléctrica.

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La directiva de la Asociación de Mujeres en Energía Chile (AME) fue invitada a reunirse con el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, y con la jefa de la Oficina de Género y Derechos Humanos de la cartera, Francisca Valenzuela, con el objetivo de presentar los lineamientos de trabajo de la asociación, así como identificar colaboraciones conjuntas para la promoción de  la equidad de género y la mayor participación de mujeres en la industria energética del país.

En dicha instancia, la autoridad celebró la creación de la asociación, comprometiendo el apoyo del Ministerio para trabajar y conseguir el total desarrollo de las mujeres en el área. “Las transformaciones en el sector no sólo se deben dar desde el punto de vista energético, sino también desde el humano. Los hombres, en cualquier posición en el sector energía, debemos ser agentes de cambio para contribuir a establecer las condiciones para la equidad de género”, afirmó el Subsecretario.

La presidenta de la asociación de mujeres en energía, Ana Lía Rojas, valoró el apoyo expresado, agradeciendo la buena acogida y reafirmando el compromiso con el trabajo del programa “Energía Más Mujeres” que promueve el Ministerio: “Una de nuestras primeras acciones como gremio será adherir a este importante programa, que ha contribuido y visibilizado con cifras y políticas para afianzar la realidad laboral de las mujeres en el sector energía en Chile. Estamos convencidas de que en esta misión de conseguir más y mejores espacios para las mujeres en la  industria, hay que sumar todos los esfuerzos y participaciones: las individuales y las colectivas, bajo las orientaciones de políticas públicas que impulsa el Ejecutivo, las acciones y compromisos del sector privado, y los aportes desde la academia”.

En línea con lo anterior, enfatizó en que la asociación es una iniciativa abierta, transversal y descentralizada, que busca reclutar a un amplio número de mujeres profesionales y técnicas, con una visión multidisciplinaria “lo que apunta a enriquecer el diálogo sectorial. Por ello, la tarea más inmediata de la directiva es concretar la incorporación de socias, para así iniciar la conformación de comités de trabajo en base a los levantamientos que estamos realizando».

Durante la reunión se abordó cómo la recientemente conformada asociación puede aportar, desde la vereda de la sociedad civil, a la implementación de medidas concretas para crear un entorno laboral más inclusivo y equitativo. En Chile, el sector energía ha sido históricamente un entorno masculinizado, en el cual las mujeres ocupan sólo el 23% de la fuerza laboral, según un diagnóstico elaborado por el Ministerio de Energía en 2019. En los espacios de toma de decisiones este número se reduce a un 18%, mientras que la brecha salarial asciende al 24%.

La reunión fue la primera actividad oficial de la directiva de la asociación, conformada, además de la economista Ana Lía Rojas, por la abogada Daniela González como 1ra vicepresidenta; la diseñadora Anais Scapini, 2da vicepresidenta; la abogada Pamela Barros, tesorera; y la periodista Pía Suárez, como secretaria ejecutiva de la asociación.

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones en energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía, presentó varias innovaciones competitivas a nivel global en SNEC 2023, impulsando una transición limpia acelerada hacia la neutralidad de carbono.

Optimizado para plantas de almacenamiento de energía a gran escala, SOFAR exhibe su último buque insignia, PowerMaster, una solución integral líder en la industria que incorpora tecnologías de vanguardia.

PowerMaster, una solución segura, confiable y sostenible para garantizar la resiliencia de la red en condiciones operativas exigentes del mercado, combina un innovador sistema de refrigeración híbrido de aire y líquido, sistemas de seguridad 3+2, diseño modular, un menor costo nivelado de la electricidad (LCOS) y control inteligente.

Después de diez años de investigación y desarrollo independiente, el PowerMaster de SOFAR ha recibido reconocimiento por parte de socios de la industria desde su lanzamiento. Durante el lanzamiento de nuevos productos Powering Forward, SOFAR firmó memorandos de entendimiento con Hongyuan New Energy, Huaqing New Energy y Xiaoju New Energy, consolidando aún más su presencia dominante en el mercado de almacenamiento de energía.

Al mismo tiempo, SOFAR presentó otro nuevo producto, el inversor de cadena PowerMega de 320 kW, diseñado específicamente para sistemas fotovoltaicos a gran escala. Este inversor de alta corriente tuvo un impresionante debut en SNEC al solucionar los puntos débiles tradicionales y combinar eficiencia, seguridad y facilidad de uso en un solo dispositivo.

Con una eficiencia máxima de hasta el 99.05% y una corriente de entrada de 20A por MPPT, el inversor es compatible con módulos de 210/182 mm y permite obtener mayores rendimientos de energía.

Con clasificación IP66 y resistencia a la corrosión C5-M, logra resistir entornos adversos con un amplio rango de temperatura de trabajo desde -30℃ hasta 60℃. Además, admite escaneo I-V que permite identificar cadenas defectuosas y mantener un funcionamiento estable las 24 horas del día.

Gracias a la comprobada competitividad de PowerMega, SOFAR también firmó memorandos de entendimiento con Guohong Energy Group, Sichuan Shangwei y Tianlun New Energy, destacando su fortaleza e influencia en el sector de servicios públicos y marcando un capítulo crucial en el camino de la compañía hacia su ambición de emisiones netas cero.

«A medida que los países de todo el mundo descarbonizan gradualmente sus fuentes de energía y eliminan la dependencia de la energía a base de carbón, vemos un gran potencial en la energía renovable, ya que tiene un impacto positivo en la construcción de un planeta más sostenible y con bajas emisiones de carbono. SOFAR trabajará incansablemente para ofrecer soluciones integrales para satisfacer la creciente demanda, haciendo que las energías renovables sean accesibles y disponibles para más países», afirmó Guy Rong, Vicepresidente Senior de SOFAR.

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En el marco del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, diferentes players de la industria fotovoltaica de envergadura presentaron las principales soluciones solares que son tendencia en Latinoamérica.

A su turno, Eduardo Ventura, gerente de ventas de Risen Energy para México, Centroamérica y el Caribe, uno de los mayores fabricantes de módulos fotovoltaicos del mundo, detalló los productos más vendidos en la región, en conversaciones con Energía Estratégica.

Principales productos

De acuerdo al experto, la empresa china redobla sus esfuerzos y está promoviendo dos tipos de módulos por su tecnología y ventajas comparativas:

El módulo Risen de 144 celdas, de 166 mm, con potencia de salida de hasta 555 W, con una eficiencia de hasta el 21.5% ya que “su bajo amperaje permite una mayor compatibilidad con los inversores del mercado”.
El modelo de alta potencia de salida de 670 W con 132 celdas de 210 mm, que alcanza una eficiencia de hasta 21.6%, el cual es “ ideal para generación a gran escala”.

También aseguró que están promoviendo la tecnología tipo N, -tanto en modelo Topcon como HJT-; con mayor eficiencia en cuanto a temperatura lo cual les permite alargar la garantía.

“Logrando esa mezcla de factores podemos atender al mercado caribeño, centroamericano y mexicano con un producto acorde. Ajustamos los materiales en nuestros módulos para poder tener un precio competitivo a pesar de la alta tecnología que requiere”, aseveró Ventura.

Los mercados latinoamericanos con mayor presencia

Para el ejecutivo, Risen Energy decidió trabajar en Centroamérica y Caribe mostrando especial interés en México, Panamá y Dominicana.

“De la región México es nuestro mercado más maduro. Contamos con canales estratégicos para distribución. El utility scale en México hoy por hoy está teniendo un movimiento más despacio pero esperamos que la situación se revierta con el tiempo”, afirmó.

“En México, tenemos un desarrollo propio en Durango que consiste en una huerta fotovoltaica de 125 MW. Esa es parte de la fuerza que tenemos para el mercado mexicano. Debemos replicar esta experiencia en el resto de los países de Centroamérica”, agregó.

A su vez, según el experto, Panamá y Dominicana son mercados que tienen mayor apertura para los proyectos de generación distribuida para comerciantes industriales por lo que ya  tienen “canales abiertos para atender esos mercados tan integradores”.

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Unigel, empresa química de América Latina y fabricante de fertilizantes nitrogenados de Brasil, avanza en la construcción de la primera planta de hidrógeno verde a gran escala del país, para la cual destinará USD 120 millones, y ya planifica su expansión. 

La primera etapa del proyecto comprende una fábrica con tres electrolizadores (adquiridos de la siderúrgica thyssenkrupp) de aproximadamente 65 MW de potencia, con los que la compañía tendrá la capacidad para producir 10000 toneladas de H2V por año, que serán convertidas en 60000 t/año de amoníaco verde. 

Y se espera que la central, que estará ubicada en el Polo Industrial de Camaçari del estado de Bahía (centro oeste de Brasil), entre en operación comercial durante diciembre del corriente año y cree, al menos, 500 empleos directos e indirectos, según estimaciones.

Mientras que la fase 2 prevé cuadruplicar la producción del mencionado vector energético y su derivado, en tanto que con la etapa N° 3 del emprendimiento se alcanzaría un potencial diez veces superior. 

“Buscamos inversores que nos acompañen. Hablamos de la producción de 100.000 toneladas de H2V y 600.000 de amoníaco verde por año, gracias a una potencia de electrolizadores de 650 MW”, explicó Marcelo Natal, director comercial de Unigel. 

“Esta inversión rondará los USD 1380 millones y nuestra expectativa es que ese proyecto esté funcionando a finales del año 2027, dentro del polo petroquímico donde opera UNIGEL, por lo que la localización es muy conveniente”, agregó durante un evento virtual. 

Cabe recordar que la producción de hidrógeno verde y amoníaco ya es una rama de otras acciones que la Unigel ha emprendido, como la asociación para la producción de energía eólica, valorada en más de R$ 1 mil millones, con Casa dos Ventos, una de las mayores generadoras de energía de fuentes renovables en el país.

Y el proceso como el propio H2V generado será certificado por el organismo internacional ISCC (International Sustainability & Carbon Certification), que certifica una serie de productos químicos y usinas alrededor del mundo.

“Existen decenas empresas que nos buscaron interesadas en el proyecto ya que el amoníaco verde será uno de los combustibles del futuro para cumplir la meta de descarbonización. Por lo tanto, también les pedimos a los socios de nuestra cadena que certifiquen sus productos bajo la misma modalidad”, aludió Marcelo Natal. 

Aunque para que ello ocurra en la práctica, el especialista planteó que existen diversos desafíos, principalmente económicos, que “deben ser superados” para viabilizar la comercialización y el transporte hacia los centros demandantes del mundo. 

“Precisamos de energía limpia a precios competitivos, entendemos que aproximadamente 20 USD/MWh sería uno de los drivers para que el proyecto sea óptimo, como también la eficiencia de los electrolizadores”, señaló el director comercial de Unigel. 

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El Centro Mexicano de Derecho Ambiental A.C. (CEMDA), Greenpeace México A.C.; Iniciativa Climática de México A.C. (ICM) y Nuestro Futuro A.C. expresan su preocupación por la publicación en el Diario Oficial de la Federación del Acuerdo aprobado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para la regulación de la energía libre de combustibles el 24 de mayo de 2023.

A través de este acuerdo la CRE modifica la regulación y las definiciones de lo que se considera energía limpia para incluir en esta categoría procesos y combustibles que producen contaminantes, los cuales no solo representan riesgos para la salud de la población mexicana, sino que también contribuyen al calentamiento global. Las preocupaciones de las organizaciones sociales se resumen a continuación:

Información equivocada sobre el progreso real de las energías renovables en el país:  con los cambios propuestos se estaría haciendo creer al mundo que el país incrementa el porcentaje de energías renovables en la matriz energética cuando en realidad no lo hace.
Impedimentos para alcanzar los objetivos de transición energética: la Ley de Transición Energética obliga a alcanzar un objetivo del 35% de energías renovables para 2024 y la Ley General de Cambio Climático –en su artículo 3 transitorio, inciso e)– hace mención al 35% de energía limpia para 2024. Sin embargo, la suspensión de las subastas a largo plazo en 2018 y las modificaciones de las normas de despacho que favorecen a los combustibles fósiles en vez de favorecer a las energías renovables, han obstaculizado la consecución de este objetivo.
Ineficacia del acuerdo: no añadirá ni un solo MW de capacidad de energías renovables a la matriz eléctrica ni reducirá ni una sola tonelada de bióxido de carbono adicionales a las medidas que se habían ya considerado para avanzar con el cumplimiento de las metas prometidas por México en la última COP.
Consideraciones reputacionales: las acciones tomadas por la CRE en este asunto dejan, una vez más, muy mal parado al Presidente de México y al país.
Con la aplicación de este acuerdo se frena (aún más) la transición energética en el sector eléctrico en México y con esto se viola el derecho humano a un medio ambiente sano en su vertiente de clima seguro, habitable y sostenible, así como diversos derechos fundamentales como a la salud, alimentación, agua, vida digna.
Aceptar que se aplique este decreto significa comprometer los derechos de las generaciones presentes y también de las futuras.

A la luz de estas preocupaciones, las organizaciones firmantes hacen un llamado respetuoso al Presidente López Obrador para que ordene que no se publique este Acuerdo y solicite mayores aclaraciones e información a los equipos de la SENER, la CFE y la CRE.

Las instituciones creen que es esencial asegurar la transparencia y la alineación con el compromiso de México hacia una transición energética justa, responsable y sostenible, preservando nuestras alianzas internacionales.

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La Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) hacen un llamado a fortalecer los mecanismos de descarbonización del suministro eléctrico y respetar los instrumentos que el marco jurídico contempla para estos efectos.

Según ambas asociaciones, el acuerdo aprobado el 24 de mayo por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), y publicado el día de hoy en el DOF, incrementa artificialmente la cantidad de energía limpia en el sistema eléctrico, al considerar parte de la generación con gas natural en centrales de ciclo combinado como energía libre de combustible y la hace acreedora a Certificados de Energías Limpias (CELs).

Los CELs fueron incorporados en la legislación nacional en 2014, como un mecanismo para incentivar la descarbonización de la matriz energética e incrementar el porcentaje de electricidad con fuentes no fósiles del 20% en 2018 al 35% en 2024.

Para garantizar su función como indicador del avance en este proceso, la legislación dispuso requerimientos incrementales anuales para los consumidores de energía y no consideró a la generación con ciclos combinados de gas natural entre las tecnologías que ayudan a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

«La decisión de la CRE cambia por completo los supuestos y mecanismos previstos para conducir la transición energética y vulnera el andamiaje institucional que organiza y conduce los esfuerzos de mitigación de emisiones, ambos orientados a que el Estado mexicano habilite la garantía de un medio ambiente sano para sus ciudadanos», manifiestan las organizaciones a través de un comunicado.

«Esta medida deteriora drásticamente el valor económico de los CELs y anula su función como indicador del avance en la descarbonización de la matriz energética», agregan.

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) celebra este año su 50 aniversario. Por este motivo, impulsará en los próximos meses una serie de iniciativas especiales en conmemoración de este gran hito. 

Entre ellos, su evento anual denominado Semana de la Energía, que en este 2023 cursará su VIII edición en Montevideo del 6 y el 10 de noviembre, plantea contar con una citación sin precedentes de autoridades provenientes de sus países miembro. 

Según reveló Andrés Rebolledo Smitmans, nuevo secretario ejecutivo de OLADE, además de contar con la presencia de autoridades de la cartera energética proveniente de los 27 países miembro, este año se espera “una cantidad relevante” de presidentes. 

“Hoy día, a propósito de los temas de integración, me parece que hay un momento político en la región que permite imaginar algún avance en materia de integración y ese va a ser el vector fundamental que van a impulsar los presidentes que participen”, adelantó. 

Desde la perspectiva del referente de OLADE la diversidad de recursos con las que cuenta la región abre las puertas a la complementariedad, cooperación e integración regional, por lo que también se ha invitado a otras organizaciones intergubernamentales como la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y observadores de Estados Unidos y la Unión Europea, para evaluar oportunidades adicionales de cooperación internacional.  

Además de debatir sobre retos y oportunidades de transiciones energéticas justas en cada uno de los países miembro, se plantea un diálogo de alto nivel sobre los beneficios comunes de la integración energética, infraestructura necesaria, cartera de proyectos y búsqueda de financiamiento para aterrizar en una visión regional. 

Y es que, siguiendo las declaraciones de Rebolledo durante el conversatorio “Panorama Energético Regional”, se podría fortalecer la complementariedad energética, aprovechando y maximizando la diversidad de recursos en la región.

«Si uno hace el ejercicio conceptual y económico, probablemente nuestra región en un contexto global sea la región con más capacidad para integrarse a priori, dejando de lado regímenes y ciclos políticos», observó Andrés Rebolledo. 

En tal sentido, resultarían claves para lograrlo las iniciativas de integración energéticas subregionales como SIEPAC, ARCO NORTE, SINEA y SIESUR.

Las energías renovables, el gas y el hidrógeno serán otros temas que estarán sobre la mesa de debate de la VIII edición de la Semana de la Energía, evento de OLADE que será co-organizado con el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay (MIEM) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 

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La Seremi de Energía, Arife Mansur, junto a parte de su equipo, se embarcaron en el Buque Aquiles de la Armada de Chile el pasado jueves 25 de mayo con destino a la Isla Robinson Crusoe. Esta visita tiene como objetivo principal conocer de cerca la realidad energética de la isla y establecer una colaboración estrecha con las autoridades y la comunidad local para impulsar su desarrollo.

«En el marco de nuestro compromiso por impulsar el desarrollo energético y mejorar la calidad de vida de las comunidades, me complace anunciar nuestra visita a la Isla Robinson Crusoe. Este viaje representa una oportunidad invaluable para conocer de primera mano la realidad energética de la isla y establecer una colaboración estrecha con las autoridades y la comunidad local”, señaló la seremi Arife Mansur.

Durante el sábado 27 y domingo 28 de mayo, se llevaron a cabo diversas actividades en la comuna de Juan Fernández, en línea con el Programa Comuna Energética y otras iniciativas de la Seremi de Energía. Algunas de las acciones programadas son las siguientes:

Reunión con el alcalde Pablo Manríquez Angulo, su equipo municipal y otros servicios públicos para abordar temas relacionados con el suministro eléctrico y el desarrollo energético de la comuna.

Se llevará a cabo el programa «Con Buena Energía» en el Restaurant Bahía, el cual beneficiará a más de 100 familias de la Isla, proporcionando capacitación sobre el buen uso de la energía y entregando un kit eficiente para el hogar.

Además, se hizo entrega del reconocimiento a los ganadores del Fondo de Acceso a la Energía 2022 vinculados al desarrollo de sistemas fotovoltaicos para la Casa del Adulto Mayor y el Municipio de Juan Fernández.

También la seremi y su equipo visitaron a la central eléctrica y la estación de servicios para realizar una revisión del sistema eléctrico y de combustibles. El objetivo fue incorporar fuentes de energía renovable en la matriz eléctrica de la isla, lo cual requiere mejoras en la red eléctrica existente. Conjuntamente, se contempló el levantamiento de las luminarias de alumbrado público.

Finalmente, la seremi destacó que “esta visita representará una valiosa oportunidad para fortalecer la colaboración entre la Seremi de Energía y la comuna de Juan Fernández, así como para comprender de manera directa las necesidades y desafíos en materia energética de la Isla Robinson Crusoe. Invito a la comunidad a participar activamente en las actividades programadas y a compartir sus ideas y sugerencias, ya que juntos podemos construir un futuro energético sostenible y próspero para todos.”

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Latinoamérica mantiene su atractivo para invertir en energías renovables. Además de la calidad de sus recursos naturales que resulta oportuna para la generación eléctrica, mecanismos de fomento y promoción vigentes posibilitan el despliegue de nuevos proyectos en distintos mercados. 

“El potencial en solar y eólica es evidente en América Latina y creemos que tiene mucho para jugar un papel predominante en la coyuntura energética mundial”, indicó Daniel Barandalla, líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions. 

Desde la óptica de Daniel Barandalla, si bien el mercado entre privados puede resultar maduro en muchos países, las convocatorias a licitaciones públicas son parte importante del impulso a nuevos proyectos utility scale principalmente de solar y eólica. 

“Con certeza este tipo de acciones por parte de los gobiernos dan cierta seguridad en que la continuidad y el desarrollo de las renovables vayan adelante”, declaró. 

Incluso señaló que medidas de política pública y marco regulatorio que acompañen el desenvolvimiento de la iniciativa privada puede potenciar a la industria local y una mejora en las ofertas de licitaciones. 

“El caso en Brasil genera una industria y una serie de servicios asociados a estas licitaciones que son interesantes para todas las partes y lo menciono por ejemplo como un caso de éxito”. 

Ahora bien, el especialista también advirtió que algunos riesgos macroeconómicos y coyunturales de cada país podrían repercutir desfavorablemente en la ejecución efectiva de nuevos proyectos a costos competitivos. 

“En el caso de México ahora la actividad pues eso a pesar de que hubo una subastas iniciales también todos lo miramos con cierta expectativa de que se reactive el mercado porque desde luego el potencial al menos hablando en solar y desde luego que también eólica es evidente en América Latina”

En tal sentido, en su calidad de líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions, mecionó algunos riesgos comunes a los que se enfrentan dueños o fondos de inversión en un continente u otro. 

“Uno de los puntos que vemos ahora graves como un cuello de botella sería el suministro de grandes transformadores que tiene unos lead times bastante elevados y que pueden hacer que los proyectos se demoren respecto a lo previsto”, ejemplificó. 

Con la intención de lograr cerrar proyectos viables no sólo económica y financieramente sino también técnicamente, es que el experto además identificó una tendencia creciente en desarrollos híbridos. 

“Vemos cierta apertura en algunos mercados a la hibridación de tecnologías que también consideramos que es clave. Principalmente, eólica y solar, (…) pero hay una gran variedad de otras tecnologías que han de tener un papel importante en las futuras licitaciones (…) como el almacenamiento e hidrógeno verde. Y creemos que desde luego fomentar estas tecnologías mediante licitaciones va a ayudar a que estas despeguen en el mercado”, consideró. 

¿Qué mercados latinoamericanos ve más maduros para los mecanismos de licitación en la región? ¿El foco hoy es solar o está ganando terreno la tendencia en solar y almacenamiento? ¿Qué soluciones ofrecen para fondos de inversión e IPP desde su unidad de negocios? Fueron otras de las preguntas que respondió el referente de UL Solutions a Energía Estratégica. 

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Chile atraviesa el proceso denominado “Segundo Tiempo de la Transición Energética”, en el que el gobierno planteó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para lograr una descarbonización acelerada del sector eléctrico. 

Sin embargo, hay un tema que aún preocupa dentro del rubro energético nacional: el cierre de centrales termoeléctricas a carbón y la sustitución de su capacidad con tecnologías limpias. 

Pamela Poo, directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur, conversó con Energía Estratégica y señaló que el escenario resulta “bastante complejo” para seguir avanzando en la descarbonización. 

Tal es así que, a pesar que ya hay 1189 MW de plantas cerradas y 2369 MW comprometidos con una fecha de cierre hacia el 2025, todavía existen casi 2000 MW de potencia termoeléctrica a carbón que aún no no confirmó cuándo pondrán fin a sus actividades, pero que deberán hacerlo al 2040. 

“Tenemos comprometidas el cierre de por lo menos 14 termoeléctricas y 10 sin fecha, la mayoría correspondiente a AES Gener en distintos lugares del país, que vendió ciertos activos y planteó comunicacionalmente que va hacia energías limpias, pero se deshacen de sus activos y no se hacen responsables de los mismos”, manifestó. 

A ello se debe agregar que los problemas con la saturación de las líneas de transmisión eléctrica y vertimientos de energía. Hechos que impiden el avance de la generación renovable, ya sea de nuevos parques o de los ya operativos, y que desde hace tiempo produce demandas del sector para tener nueva capacidad de transporte disponible. 

“Por lo tanto, hay muchas fallas que se dan en el sistema, principalmente por la transmisión eléctrica, pero también porque en Chile hay una especie de subsidios a los fósiles que en el fondo pretenden seguir potenciándolos y no hubo correcciones en materia de política pública”, apuntó Pamela Poo. . 

“También se necesita avanzar en el pilar ciudadano de generación distribuida, que siempre estuvo incipiente, pero nadie tomó el rol preponderante que se requiere para un mayor impulso. Es decir que, a nivel general, necesitamos una política pública que no se ha hecho, que ha sido una piedra de todos los gobiernos, pero principalmente del pasado y actual, y están muy atrasados en cómo se abordan estas materias legislativas o normativas para destrabar tales problemas”, agregó. 

Con ello hizo referencia a que la descarbonización no sólo debe ser entendida y medida desde una lógica de cierre de centrales termoeléctricas, sino que se deben tener en cuenta otros mecanismos e iniciativas complementarias que no impliquen únicamente la instalación de renovables, sino más bien que “el recambio tecnológico sea pensado, con ordenamiento territorial”. 

¿Qué rol puede tomar el almacenamiento? A principios de este año, el presidente de Chile, Gabriel Boric, remarcó que la ley de almacenamiento permitirá el retiro de centrales a carbón “sin comprometer la operación segura” del Sistema Eléctrico Nacional. 

Y si bien ña directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur coincidió en que es necesario el storage porque actualmente se vierte energía renovable que se podría inyectar al SEN, insistió en que se aborde de manera amplia:

“En el caso de otros combustibles, a veces no se requeriría tener un amplio storage para todos los proyectos, por lo que se debe gestionar y coordinar mejor qué energías entran y cuáles salen del sistema con respecto a que las renovables no pueden inyectar”.

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Días atrás, la Secretaría de Energía de la Nación reconoció que el proyecto de ley hidrógeno de bajas emisiones está “técnicamente terminado” y listo para ser enviado a Presidencia y presentar al Congreso. 

Propuesta de régimen de promoción que generó mayor expectativa dentro del sector energético local por la importancia de tener un marco regulatorio que brinde estabilidad a las inversiones previstas en la materia. 

Bajo ese contexto, desde Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) presentaron un reporte preliminar sobre la factibilidad de la generación renovable, la disponibilidad de agua y la demanda de amoníaco, en pos de conocer la factibilidad para producir hidrógeno verde en su territorio. 

“Podríamos tener un electrolizador de 100 MW y para eso deberíamos instalar un módulo de potencia eólico de 165 MW, 40 MW fotovoltaicos y un almacenamiento de hidrógeno de aproximadamente 100 toneladas”, detalló Claudio Puértolas, gerente general de EPEC. 

“Con ello podríamos tener una producción de 61600 toneladas de amoníaco verde y 11165 toneladas de H2V, con una generación de energía de 750000 MWh/año para satisfacer la demanda, tanto como vector energético como materia prima para otros elementos que son importantes para Córdoba”, agregó durante un evento organizado en la sede provincial de la Universidad Técnica Nacional. 

Y cabe recordar que en octubre del año pasado, Investigadores de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC) presentaron el primer electrolizador de mediana potencia fabricado íntegramente en el país para producir hidrógeno verde. 

Desarrollo que fue realizado en conjunto por UNC, la Universidad Nacional de Catamarca y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), con el apoyo del Ministerio de Ciencia y Tecnología de Córdoba, el gobierno nacional y la empresa Fluorita Córdoba.

De todos modos, desde el instituto Fraunhofer-Gesellschaft vaticinaron que el estudio de prefactibilidad estaría completo hacia fines del corriente año y así se puedan identificar las oportunidades y proyectos de demostración, como también los candidatos y nuevos establecimientos vinculados al H2V y sus derivados. 

“Para continuar con ello, hay muchos aspectos que debemos abordar, como por ejemplo las legislaciones y regulaciones, desarrollar planes para desarrollar la infraestructura necesaria, pero principalmente construir las capacidades educativas y de formación de las personas que estarán a cargo de los proyectos”, Jochen Bard, director de División Tecnología de Procesos Energéticos en Fraunhofer IEE. 

“Además estamos colaborando con ENARSA para producir amoníaco verde y establecer una planta en Bahía Blanca, no sólo para consumo doméstico sino también para su exportación hacia Europa, donde ya se han firmado acuerdos”, concluyó. 

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Durante el Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023, realizado en Argentina (ver transmisión), actores del sector público y privado, la industria y la comunidad científica analizaron los grandes avances del sector a nivel mundial, las potencialidades de Latinoamérica como escenario de oportunidades para recibir más y nuevas inversiones, y los proyectos planteados en la región y el resto del mundo.

Uno de ellos fue Gabriel Jorge Terres Cruz , jefe de cancillería de la embajada de México en la República Argentina, quien destacó las acciones que se vienen realizando en el país para detonar la industria del hidrógeno verde.

“Tenemos un mercado en funcionamiento pero el reto es avanzar a la transición de hidrógeno verde y la participación de las energías renovables. Hay mucho que trabajar todavía. Pese a que estamos aun un poco atrasados con el marco regulatorio, contamos con una visión clara y vamos a impulsar el vector energético”, destacó.

“Al igual que en otros países, las tecnologías en torno al hidrógeno verde están avanzando mucho más rápido que los marcos regulatorios. No obstante, estamos construyendo el nuestro”, agregó.

Los esfuerzos públicos y privados por impulsar la industria

Terres Cruz aseguró que están elaborando en una mención de hidrógeno para fijar los lineamientos, disposiciones y criterios adicionales en los reglamentos en torno al mercado eléctrico.

“Aunque la creación de una Estrategia Nacional de Hidrógeno y el desarrollo de legislación específica en la materia aún están pendientes, estamos trabajando en ello. México ve al hidrógeno verde como un vector energético descarbonizante y tiene gran interés por aumentar las inversiones de proyectos”, destacó. 

En efecto, reveló que en el Senado se presentó una iniciativa para modificar la ley de transición energética y mandatar a la Secretaría de Energía para que instrumente y promueva un Programa Nacional de uso de hidrógeno verde limitando la producción de hidrógeno gris con el objetivo de reducir el uso de combustibles fósiles.

Según el diplomático, la Comisión Federal de Energía (CFE) está trabajando en un gran proyecto para que a través de hidrógeno y plantas fotovoltaicas se pueda reducir el 20% del consumo del gas. 

Bajo esta premisa, mencionó que se elaboró un documento estratégico denominado “Hacia una política Industrial” en el que el Gobierno de México se ha propuesto encaminar los esfuerzos de todos los actores económicos para que se genere crecimiento económico en el sector industrial y este sea “más incluyente y sustentable”. 

El documento busca fomentar la competitividad y la capacidad de la industria apoyando la innovación y las tendencias tecnológicas científicas. 

“En este contexto, se prevé impulsar la producción de vehículos cero emisiones tanto eléctricos como de hidrógeno y apoyar la formación de capital humano para promover las industrias sostenibles y sustentables”, explicó.

“Para impulsar la electromovilidad, se contemplan incentivos fiscales para nuevas inversiones y el incremento al financiamiento de programas para la mejora tecnológica de empresas mexicanas”, agregó.

Además, citó el reporte de GIZ llamado “El hidrógeno verde en México el potencial de la transformación” en donde la agencia de desarrollo alemana identifica el impacto que puede tener la economía del hidrógeno en México.

“El informe posiciona a México como un país con gran potencial para ser competitivo en la fabricación de turbinas de generación eléctrica de hidrógeno, equipos de acondicionamiento transporte y almacenamiento y la producción de vehículos con trenes motrices de hidrógeno, siendo México uno de los principales exportadores de vehículos, sin duda esta esta matriz”, aseveró.

De hecho, en los próximos 25 años GIZ estima que más de 90000 personas podrían trabajar en actividades relacionadas al hidrógeno verde. 

Por último, hizo hincapié en el trabajo que está realizando la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible al promover foros en el poder legislativo con el objetivo de mostrar las grandes ventajas competitivas de México como exportador de hidrógeno dada su posición geográfica y su la pertenencia a diferentes tratados comerciales”.

La entrada Gabriel Terres Cruz: “Aunque estamos atrasados con la regulación, la visión es clara y vamos a impulsar el hidrógeno verde” se publicó primero en Energía Estratégica.

Top Brand PV 2023 refuerza aún más el estatus líder de Growatt en la industria, con una presencia dominante en el sector residencial y un destacado posicionamiento entre los tres principales actores globales en el mercado comercial e industrial (C&I).

«Estamos encantados de otorgar a Growatt Top Brand PV 2023 para varios mercados clave, lo que refleja el continuo rendimiento de la compañía y su dedicación a impulsar la transición energética a nivel internacional», comentó Daniel Fuchs, Vicepresidente de EUPD Research en la ceremonia de entrega de premios.

Soluciones listas para baterías de gama completa

Uno de los aspectos más destacados de la exposición de Growatt fue la completa gama de soluciones listas para baterías. Con capacidades de 2.5 a 30 kW, las soluciones permiten a los hogares de todo el mundo adoptar estilos de vida de bajo carbono al proporcionar la flexibilidad para integrar sistemas de baterías en un momento posterior.

Al combinar los inversores listos para baterías con la última batería APX HV, los propietarios obtienen un mayor control sobre su gestión energética, aumentando el autoconsumo solar y mejorando la seguridad general del sistema.

Soluciones de Energía Solar para Empresas

Los avances de la marca en los sistemas de almacenamiento de energía C&I también se mostraron, presentando los inversores WIT y las baterías comerciales APX.

Los inversores de almacenamiento de la serie WIT de 50-100kW, que cuentan con funciones avanzadas como UPS integrado, capacidad de arranque en negro, salida desequilibrada del 100% y sobrecarga continua de CA del 110%, trabajan en conjunto con la batería comercial APX. Esta poderosa combinación permite a las empresas alcanzar la independencia energética mientras optimizan la eficiencia operativa.

Innovaciones para Amplios Escenarios de Aplicación

Para abordar diversas necesidades energéticas, Growatt impresionó a los asistentes con su revolucionario NEO 2000M-X, un microinversor flexible y escalable que no solo prioriza altos rendimientos con cuatro rastreadores MPP y una eficiencia máxima del 96.5%, sino que también soporta una larga distancia de transmisión de señal con la comunicación LoRa.

Además, la innovadora cartera de productos fuera de la red, cargadores de vehículos eléctricos THOR y estaciones de energía portátiles ejemplifican los continuos esfuerzos del fabricante por proporcionar soluciones de energía sostenible en diversos escenarios de aplicación.

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SOFAR, el proveedor líder a nivel global de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía (ESS), presenta su última innovación en ESS para servicio público, SOFAR PowerMaster, que incorpora avances tecnológicos de vanguardia en SNEC 2023.

El lanzamiento de PowerMaster, completamente desarrollado internamente, marca un hito en la gama integral de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía de la empresa para todos los escenarios.

Se puede considerar como una cartera de 5 avances revolucionarios clave pioneros en el sector de ESS para servicio público, capaz de abordar los puntos críticos al aumentar los rendimientos de energía a un menor costo y garantizar una operación segura las 24 horas.

Sistema de Refrigeración Híbrido líder en la industria

La innovadora combinación de sistemas de refrigeración por aire y líquido proporciona un monitoreo inteligente que puede reducir la pérdida de disipación de calor en aproximadamente un 30% y evitar la condensación en los compartimentos de la batería, logrando así una refrigeración eficiente y constante.

Además, el sistema mantiene una diferencia de temperatura de la batería inferior o igual a 2.5℃, lo que permite mantener las células de la batería dentro del rango de temperatura óptimo y ayuda a prolongar la vida útil de la batería en un 14%.

Seguridad Última Comprobada Priorizando estrictamente la seguridad, SOFAR PowerMaster está equipado con 3+2 sistemas de seguridad que incluyen un sistema triple FFS (supresión de incendios), diseño a prueba de emisión de gases inflamables y explosión para prevenir la combustión secundaria.

Al mismo tiempo, el diseño de seguridad incorporado protege eficazmente las células contra cortocircuitos de alta tensión o corriente, asegurando una operación estable las 24 horas.

Expansión Flexible El diseño modular es altamente adaptable y capaz de expandir la capacidad de almacenamiento de una sola cámara de hasta 3.93 MWh, lo cual es ideal para satisfacer las necesidades flexibles de expansión de capacidad.

Además, la gestión inteligente a nivel de bastidor aumenta la capacidad de descarga del sistema en un 7%. Gracias a la topología de tres niveles y una eficiencia máxima de conversión del 99%, el sistema mantiene menores pérdidas y un rendimiento óptimo de energía.

Costos Optimizados con un LCOS más bajo El diseño altamente integrado y la gestión refinada mejoran aún más los rendimientos de energía y ofrecen un LCOS más bajo para los inversionistas en comparación con los sistemas tradicionales de almacenamiento de energía.

Compatible con celdas de 320Ah, minimiza el costo de inversión inicial y permite una mayor densidad de energía. Por lo tanto, se espera que SOFAR PowerMaster sea una de las opciones más prudentes para el almacenamiento de energía en el sector de servicios públicos.

Control Inteligente

Con el fin de simplificar el proceso de gestión, SOFAR PowerMaster adopta el control coordinado automático en tiempo real, lo que garantiza que el PCS opere a plena potencia. Además, los algoritmos de control inteligente permiten una capacidad de sistema flexible y ajustable.

Yu Feng, Vicepresidente de SOFAR, señala que se espera que SOFAR PowerMaster inspire una revolución tecnológica en el sector de ESS para servicio público, al ser desarrollado internamente sobre la base de diez años de acumulación de fortaleza en I+D.

«Como actor líder en el mercado global de almacenamiento de energía, SOFAR ha sido reconocido por clientes en todo el mundo. Además, en colaboración con TÜVRheinland, hemos emprendido el desarrollo de un documento blanco sobre ESS para servicio público. Estamos entusiasmados por lo que está por venir, mientras nos enfocamos en ofrecer avances tecnológicos avanzados para construir una sociedad más sostenible para todos», agregó.

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Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, inauguró hoy la primera planta solar que ha construido en Arica, dentro de un plan más amplio que contempla la puesta en marcha de otros parques fotovoltaicos en esta región del norte de Chile.

Grenergy ha elaborado este plan para impulsar las energías renovables en la región de Arica y Parinacota tras constatar la apuesta del Gobierno chileno por este sector. Esta colaboración se concretará en la agilización de los trámites administrativos necesarios, entre los cuales figuran la gestión de suelo público, la conexión a la red del sistema eléctrico nacional (SEN), los permisos, etc. 

Ambas partes comparten el interés por las energías renovables y apuestan por una estrategia de lucha contra el cambio climático y de transición energética a través del fomento de estas energías limpias. A este hecho suman además el aliciente de invertir en una región escasamente poblada del país, con solo unos 260.000 habitantes, y muy necesitada de inversiones que ayuden a crear riqueza y empleo en la zona.

Primer PMGD 

Anita Flores Vásquez,  Seremi de Energía de Arica y Parinacota, acompañada por el Director General de Sudamérica  de Grenergy, Felipe Pezo, así como de otras autoridades nacionales, regionales y locales, han inaugurado la planta solar de Arica de 9 MW, el primer PMGD con precio estabilizado que se construye en la región. 

El parque se ha levantado sobre una superficie de 25 hectáreas y cuenta con 20.088 paneles solares de 540 vatios de potencia cada uno. Su puesta en marcha llevará energía verde a 7.913 hogares chilenos y supondrá el ahorro de 8.504 toneladas de CO2 anuales a la atmósfera 

Grenergy refuerza con Arica su liderazgo en Chile, donde es el operador con más plantas conectadas con más de 60. En este país tiene instalado su centro de operaciones para toda Sudamérica, donde construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

La  titular de Energía, Anita Flores Vásquez, afirmó que  “este PMGD es un  proyecto  pionero en la región que permitirá  avanzar a nuestro país en dos ejes: Matriz energética limpia y Descentralización energética en concordancia con la Agenda de energía 2022 – 2026 del ministerio de Energía del Gobierno del presidente Gabriel Boric Font”.

Por su parte, el Director General de Sudamérica de Grenergy, Felipe Pezo, aseguró que “esta planta de Arica demuestra el compromiso de la compañía con una región que le hacen muy bien noticias como esta y que refuerza la apuesta que Grenergy ha hecho por Chile, y que nos ha permitido convertirnos en líderes en plantas conectadas”.

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De acuerdo al sector privado, ante la falta de nuevos desarrollos a nivel utility, principalmente, por las cancelaciones de subastas por parte del Gobierno mexicano, la generación distribuida juega un rol muy importante para la penetración de energías renovables en el país. 

Con el objetivo de dar respuesta a esa demanda, cada vez más empresas empiezan a ofrecer soluciones fotovoltaicas con la última tecnología.

Bajo esta premisa, Jait Castro, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C (AMIF) y Country Manager de Paragon Solar México revela a Energía Estratégica las expectativas de crecimiento y oportunidades a corto plazo de la distribuidora.

“Paragon llegó a México con la intención de tomar un lugar significativo a nivel nacional. En este primer año de operación buscamos obtener una participación del 10 al 12% en el mercado nacional. Es ambicioso, pero lo hemos hecho antes en mercados europeos donde crecimos muy rápido”, explica. 

Para el experto, el mercado mexicano está creciendo y se está recuperando del estancamiento que hubo por la pandemia y el cambio en las reglas del juego por parte del Gobierno.

“Si bien sigue habiendo incertidumbre por los proyectos a nivel utility que han estado parados desde inicios de esta administración, la generación distribuida es hoy por hoy tierra fértil. Si haces bien las cosas puedes encontrar oportunidades de negocio y de crecimiento de mercado”, afirma.

Y agrega: “México no tiene más opción: tiene que adoptar a las tecnologías fotovoltaicas como aliadas para la generación de energía y asumir el reto de incorporarlas de manera ordenada con soporte en la red para hacer crecer la demanda y reducir las pérdidas”.

Productos más demandados 

Enfocados más en proyectos industriales y comerciales, Paragon ofrece un abanico de soluciones para atender diversos sectores.

No obstante, Castro destaca que los módulos marca Kassel con tecnología Heterounión ( HJT), TopCon N-type o P-type son los más demandados por sus clientes. 

“La heterounión combina dos tipos de tecnologías, aprovechando una capa de silicio amorfo y una capa de silicio monocristalino. De esta forma, se pueden tener rendimientos o eficiencias mayores entre el 15 y el 20% comparado contra un monoper convencional”, compara.

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La publicación de las bases preliminares de la licitación de suministro 2023 en Chile produjo buenas primeras impresiones dentro del sector energético, no sólo por el total de generación que se subastará entre los dos bloques (5400 GWh repartidos entre 1.800 GWh y 3.600 GWh, respectivamente), sino también porque contempla más tecnologías que podrían dar estabilidad al sistema. 

“Nos tomó cuatro años de trabajo para conversar y decir que se consiguieron avances. Siempre es posible mejorar, pero sin duda, estas bases preliminares son un paso adelante, dado que son distintas a otras licitaciones de suministro”, manifestó el gerente ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Cristián Sepúlveda, en diálogo con Energía Estratégica.  

Uno de los principales cambios de esta convocatoria a comparación de licitaciones dadas en el pasado, es la incorporación de medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables, como también de un incentivo económico de 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable por dichos medios (máximo de 15 US$/MWh) para las ofertas que se presenten en los bloques horarios A o C. 

Para ser precisos, las bases preliminares introducen a los “medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables”, entre los cuales se ubican los propios sistemas de storage, centrales de bombeo, parques renovables con almacenamiento y aquellos con capacidad de regulación (excepto generación sujeta a variabilidad hidrológica), como por ejemplo las plantas de concentración solar de potencia. 

Asimismo, se consideran medios de generación con energías renovables no variables capaces de proveer energía en forma continua por períodos prolongados de tiempo, tales como plantas geotérmicas.

¿Qué implica para las CSP? “Nos da la oportunidad de participar y que se privilegie la tecnología. No competimos con tecnologías más baratas como la eólica o fotovoltaica, por ejemplo, sino que en igualdad de condiciones”, explicó Sepúlveda. 

“Además, los incentivos son muy importantes para el desarrollo económico de la industria, por lo tanto estamos muy satisfechos y es la oportunidad para que la concentración solar de potencia despegue en Chile”, agregó. 

Ante ello, y tras la magra presentación de ofertas del año pasado (sólo hubo 15 interesados), el gerente ejecutivo de la ACSP consideró que esta convocatoria podría superar el récord de 84 propuestas, correspondiente a la Licitación de Suministro 2015/01. 

“Hay un nuevo player, que se llama almacenamiento, que es la forma de evitar vertimientos de energía, por lo que habrá compañías que participen en un bloque determinado o en los tres. Es importante publicar a todos los vientos lo que se hace en Chile, para que existan interesados en ver al país como un polo importante de inversión”, aseguró. 

Pero por el lado de los precios, no vislumbra mejores números, dada la coyuntura actual que atraviesa el país en términos de vertimientos de energía, costos marginales y dificultades con el sistema de transmisión. 

“Es muy aventurado ajustarse a un valor. Si bien se puede ofertar para un proyecto que entrará en operación en 4 o 5 años, creo se cerrará al costo real de hoy y tendremos precios superiores a los de la licitación de suministro del 2022”, vaticinó. 

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Perú tiene un gran potencial para la producción de hidrógeno verde debido a sus abundantes recursos naturales y su posición geográfica estratégica en el Cono Sur.

Además, cuenta con una importante industria minera y de gas natural que podrían impulsar el desarrollo de la producción del vector energético y su futura exportación.

Bajo esta premisa, el gerente general en la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), Fernando Maceda, sugiere cambios en el marco regulatorio actual que servirán para detonar la industria, en conversaciones con Energía Estratégica.

¿Por qué Perú se considera uno de los países líderes de la adopción del hidrógeno verde en Latinoamérica?

 Perú es posiblemente el país que produjo la primera molécula de hidrógeno verde en el mundo incluso antes de que el término existiera y probablemente en los años en los que los actuales expertos del tema estaban naciendo. Esto fue en 1965 cuando la empresa Industrias Cachimayo instaló un electrolizador, alimentado con energía hidroeléctrica, para producir amoniaco (que ahora le diríamos verde) para el sector minero.

Perú busca capitalizar esa experiencia y activar su alto potencial renovable. El objetivo es impulsar la industria para adoptar este nuevo vector energético, como una alternativa viable tecno-económicamente; por ejemplo, en la minería, la industria siderúrgica, la del cemento, la aviación, etc.

¿Qué cambios deberían hacerse en el marco regulatorio vigente para lograr ese objetivo?

La propuesta de proyecto de ley de promoción al hidrógeno verde consideró 8 principales artículos qué habilitarían el trabajo inicial de este vector de descarbonización del país.  En ellos, se propuso una definición de hidrógeno verde y se identificaron los principales usos donde este vector tendría un impacto sustancial en el país.

Días atrás, se recomendó la necesidad de promulgar una declaración de interés nacional en el hidrógeno verde, se sugirió la creación de un grupo de trabajo multisectorial, se puntualizó la urgente necesidad de una Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y se recomendó el despliegue de incentivos tributarios y financieros para reducir la brecha económica que actualmente presentan las tecnologías de hidrógeno verde. 

Algunos ejemplos de estos incentivos tributarios y financieros incluyen: la deducción en el Impuesto a la Renta; exclusión sobre el Impuesto General a las Ventas y recuperación anticipada del mismo y la excepción y depreciación acelerada de aranceles.

 ¿Cuáles actividades económicas se verán más beneficiadas con este impulso al hidrógeno verde?

 En principio, todas aquellas actividades vinculadas con el sector energético, como es la producción, transporte y distribución de energía eléctrica cuál verán un crecimiento inevitable asociado al aumento de su demanda para la producción de hidrógeno.

Continuando con la cadena de valor, una nueva industria de empresas desarrolladoras, instaladoras y operadoras de proyectos de electrólisis verá su nacimiento durante los siguientes años.

Por su parte, actores con experiencia en el transporte y almacenamiento de gas natural en Perú tendrán la posibilidad de extender su portafolio de soluciones y servicios para atender la industria del hidrógeno, y naturalmente en este campo también podrían surgir nuevas empresas.

Finalmente, en lo que respecta al consumo de hidrógeno, pensamos que las industrias más beneficiadas serán las que hoy tienen el mayor impacto ambiental y la mayor demanda de energía del país, que en el caso de Perú, son la minería, la industria siderúrgica, de cemento, el transporte pesado e incluso la aviación; esto último tomando en cuenta la posibilidad de producir combustibles sostenibles para la aviación de origen sintético a partir de hidrógeno verde y CO2 capturado, lo cual sería una ventaja competitiva para que Perú pueda fortalecer su liderazgo como hub logístico aéreo para el Cono Sur.

¿En qué otras acciones se están trabajando desde la Asociación Peruana de Hidrógeno para promover el vector energético?  

A través de los comités de “Estrategia y Regulación”, “Técnico y desarrollo” y de “Comunicaciones”, la Asociación Peruana de Hidrógeno desarrolla un trabajo transversal de estímulo y promoción del hidrógeno verde como un vector energético y de descarbonización.

Algunas de las acciones que actualmente desarrollamos son:

o  Creación de una programación tentativa sectorial para la inclusión del hidrógeno verde como una medida de mitigación para el cumplimiento de las metas NDC de Perú.

o Identificación de instrumentos regulatorios sectoriales existentes y nuevos, necesarios para habilitar al hidrógeno verde en cada una de las industrias qué hemos identificado como clave para su adopción.

o Redacción de publicaciones descriptivas sobre la tecnología de hidrógeno y su potencial en diferentes usos y campos de aplicación, como la minería, la producción de amoniaco, la exportación, el transporte marítimo, etc.

o   Apoyo al desarrollo de proyectos piloto de nuestros asociados tanto en la producción como el consumo de hidrógeno verde en el Perú.

o   Creación de alianzas estratégicas con agencias de cooperación internacional, embajadas, bancos multilaterales y otras instituciones que puedan fortalecer y apoyar la creación de una industria de hidrógeno verde.

o   Mapeo de instrumentos de financiamiento de proyectos de hidrógeno cómo información de valor para la toma de decisiones de nuestros asociados.

o   Participación activa en diversos foros nacionales e internacionales donde se debaten aspectos de planificación, prospección y educación alrededor del hidrógeno verde. 

Por citar uno de los más importantes, H2 Perú se encuentra preparando su participación en Perumin, el evento minero más importante de la región, en el que se presentarán las oportunidades que el hidrógeno tiene para este importante sector de la economía peruana.

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Semanas atrás, la Secretaría de Energía de Argentina reconfiguró el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), entre los que incluyó la posibilidad de aplicar un mecanismo de asignación tipo “Referencial A” en aquellos corredores donde no exista disponibilidad para designar prioridad de despacho “en forma plena y para todas las horas del año”. 

El mismo posibilitará a los agentes generadores contar una prioridad en la cual prevean para sus evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

“La nueva resolución 360/2023 reafirma los conceptos planteados por Grupo Mercados Energéticos Consultores (GME) en cuanto a la realidad actual y de mediano plazo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), en particular en lo referente a priorizar la maximización del uso de la infraestructura existente”, señaló Nicolás Pérez, consultor de Sistemas de Potencia en GME. 

“El concepto general que se pone de manifiesto al considerar el mecanismo Referencial A es que, aún dentro de las limitaciones de infraestructura de transporte que sufre el SADI, existen corredores que cuentan aún con una alta capacidad de uso remanente si evaluamos la misma a nivel energético anual y no únicamente en una foto de potencia instantánea de baja probabilidad de ocurrencia”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Bajo ese contexto, el especialista planteó que esa herramienta “favorecería el ingreso de nuevos proyectos renovables” y hacerlos más atractivos para los potenciales compradores de esa energía en el mercado entre privados en comparación con parques que no cuenten con ningún tipo de prioridad.

Sin embargo, para saber cómo impactará realmente en la capacidad remanente para la entrada de esos emprendimientos en futuras convocatorias del MATER, todavía resta por conocer cómo se actualizará la potencia disponible informada por CAMMESA en el denominado Anexo 3.

Y principalmente en nodos de la red que actualmente cuentan con 0 MW (o valores bajos) como por ejemplo los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), aquellas zonas con mejor factor de carga para centrales eólicas y solares. 

“Un número de MW disponibles requeriría estudios al detalle, partir las áreas y hacer simulaciones de despacho en lugar de estudios eléctricos, donde uno simula el nuevo parque generador posible con distintas probabilidades de curtailment, con el fin de conocer cuál es la película asociada a un análisis detallado que tenga todas las condiciones operativas”, explicó Nicolás Pérez. 

Además, sostuvo que el nuevo valor adjudicable en los diversos PDI para futuras rondas del MATER no sólo se relaciona al nuevo concepto de prioridad de despacho, sino también con la figura introducida por la resolución 360/2023 denominada “Prioridad de Despacho por Ampliaciones Asociadas a Proyectos MATER”. 

“La misma permitiría que la prioridad de despacho sobre la capacidad de transporte incremental sea reservada para los proyectos de generación renovable que desarrollen esas obras a su propio costo, las que podrían incluir no sólo nuevas líneas o estaciones transformadoras. sino también equipamiento de regulación de tensión, dado que el control de tensión es un factor sensible para la determinación de las capacidades disponibles en muchos PDI”, aludió. 

Aunque esa capacidad remanente que pudiera existir no implica que el país no deba destrabar los cuellos de botellas en el sistema de transmisión nacional, dado que la restricción podría mantenerse en caso de que se quisiera despachar toda esa potencia de forma simultánea. 

“No baja la necesidad de realizar obras, aunque sí disminuye la potencia instantánea que mirarán los inversionistas y desarrolladores de proyectos renovables, lo que ordenará sus números de retorno de inversión, considerando el curtailment del 92% en este caso”, concluyó el consultor de Sistemas de Potencia del Grupo Mercado Energéticos Consultores. 

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De acuerdo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la generación distribuida en México trepó a niveles récord en el 2022 de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares

De esta forma, los créditos y programas para instalar paneles solares en México han experimentado un crecimiento significativo en los últimos años y se han establecido alianzas con instituciones financieras y programas específicos para promover el uso de energías renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Borja Rodríguez López-Palacios, director de Negocios de Serfimex Capital destaca las alianzas estratégicas que ha suscrito la firma para el otorgamiento de créditos a pymes y cuáles son las expectativas a corto plazo

¿Cuáles son las novedades de la firma?

Hoy estamos impulsando cada vez más convenios con distribuidores de paneles solares en toda la república mexicana, convirtiendo a Serfimex en el brazo financiero necesario para impulsar proyectos productivos en energías renovables. 

En línea con este propósito, por medio del fondo EMF Microfinance de Enabling Qapital Ltd. (EQ), Serfimex Capital, firmó un acuerdo de financiamiento con el cual obtuvo una primera línea de fondeo de 5 millones de dólares para respaldar las operaciones de las empresas Pymes del sector fotovoltaico mexicano.  

Este acuerdo es un paso relevante en nuestras líneas de fondeo, abriendo una nueva etapa en la que la compañía saldrá al mercado internacional en busca de mayor financiamiento. 

La adecuada colocación de esta primera línea de crédito impulsará una mayor confianza depositada en nosotros por parte de los fondos de inversión en el extranjero y nos dará pie a buscar nuevos aliados que vean el potencial de México y la fortaleza financiera de nuestra institución.

En lo particular el fondeo de Enabling Qapital comparte muchos objetivos en común con la financiera, destacando la meta de generar una mayor inclusión financiera en economías emergentes como es México y una mayor inversión en energías limpias. 

Esperamos que esta nueva línea se coloque en su totalidad durante 2023 lo cual nos permitirá aumentar nuestra colocación y mantener una liquidez adecuada para cubrir todo tipo de proyectos que nuestros distribuidores de paneles solares nos propongan. 

¿Tras dicho convenio, qué expectativas tienen en el otorgamiento de créditos para paneles solares en el mercado mexicano para este año?

México tiene un gran potencial, hoy solo el 5.3% de la generación de energía eléctrica en el país se logra por energía solar contra el 71.4 % en energías fósiles. Los últimos datos muestran que el país generará hoy electricidad por 8 mil 203 mega watts por medio de la energía solar. 

El mercado sigue en expansión, hoy los costos de energía solar en México son competitivos contra las opciones de energías fósiles. Hemos visto una acelerada expansión de las energías cero emisiones impulsadas por la tendencia del nearshoring y seguridad energética.

Es importante resaltar que México cuenta con un gran potencial de generación de energías renovables, especialmente energía solar, ya que el país tiene una ubicación geográfica privilegiada, dentro de una de las zonas con mayor irradiación solar a nivel mundial. Cerca del 90% del territorio nacional presenta una irradiación solar que al día de hoy fluctúa entre 5 y 6 KWh por metro cuadrado. 

Dichas cifras posicionan a México como una de los cinco países con mejores niveles presentados a nivel mundial con una irradiación media anual de 6.36 kWh/m2 por día. Por esto consideramos que nuestra colocación se verá incrementada en un 100% durante 2023.

¿Qué planes de financiamiento o soluciones financieras son los más demandados por sus usuarios y por qué?

Serfimex Solar funge como una plataforma especialmente diseñada para financiar sistemas fotovoltaicos a través de distribuidores en México, con el objetivo de brindar mejores y más ágiles opciones de financiamiento.

Esta plataforma ha tenido una gran aceptación en el mercado ya que permite al distribuidor implementar proyectos de mayor tamaño que sin el financiamiento adecuado no serían factibles. Nuestro financiamiento va desde $500 mil pesos hasta medio MW y en plazos hasta de 72 meses.

La firma no está enfocada en proyectos residenciales como la mayoría de otros productos en México, en su lugar se buscó crear un producto a la medida para los sectores industriales, comerciales, hoteleros y hospitalarios, los cuales hoy no cuentan con un financiamiento de nicho que les ayudará a solventar de forma adecuada y a la medida estas inversiones.

Los pagos del financiamiento para el cliente final serán similares o inferiores al ahorro generado por los sistemas fotovoltaicos.

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Si bien el avance de la energía solar en Ecuador todavía está en etapas iniciales, hay un gran potencial de expansión por su ubicación geográfica privilegiada y el bajo costo de las energías limpias.

Esto ha llevado a un aumento en la instalación de sistemas solares fotovoltaicos en hogares, empresas y proyectos a gran escala en los últimos años en el país.

Bajo esta premisa, Paulo Peña, fundador Advice Energy, la empresa dedicada a proyectos de generación de electricidad por medio de sistemas fotovoltaicos, analiza el mercado de la energía solar en el país y expone sus objetivos en el corto plazo, en conversaciones con Energía Estratégica.

“Afortunadamente el mercado de autoconsumo nos ha dado mucho trabajo. A pesar de la incertidumbre política, el inicio de este año ha sido favorable porque cerramos contratos importantes. Este 2023, instalaremos cerca de 1.5 megavatios en cubierta, en diferentes proyectos en Ecuador, principalmente en Quito”, revela.

“Estos proyectos son tan buenos, que incluso con el alto porcentaje de subsidio que tenemos, son rentables para las empresas en los 25 años que van a tener de vida útil”, agrega. 

La empresa que inició en 2012, está enfocada a brindar evaluaciones de consumo energético, propone desarrollos de eficiencia energética y ahorros de energía y construye proyectos de generación de electricidad para autoconsumo.

Crecimiento de la energía solar en el país

Según su vasta experiencia en el mercado, Peña afirma que el ritmo de cotizaciones con respecto a años anteriores ha crecido exponencialmente en el país.

 “Al año 2019 se tenía ya pedido cerca de 1.800 kW en proyectos pequeños; al 2020 771 kW y al 2021 570 kW. En 2022 se dio un salto importante ya que en el país se aprobaron 11.000 kW, o sea 11 MW”, indica.

“Esos números muestran cómo está creciendo el mercado tras la pandemia ya que el año pasado se multiplicó por 20 la demanda de estos proyectos”, añade .

Marco regulatorio

No obstante, para el experto, si bien Ecuador ha dado pasos importantes para impulsar el autoconsumo, el marco regulatorio tiene que modernizarse aún más.

“Actualmente, tenemos un marco que ha servido para que las regulaciones brinden lo necesario al esquema actual. Se tiene que modernizar pensando en seguridad energética, cambio climático y transparencia, porque Ecuador tiene un alto porcentaje de subsidio en los rubros de la tarifa eléctrica”, asevera.

De acuerdo al especialista, la transición energética debe empezar ahora, para que dentro de los 20 o 30 próximos años, el país esté preparado .

En línea con estos objetivos, Peña enfatiza: “La generación distribuida entre privados es una solución importante. Debemos trabajar ya de forma decidida en la regulación para crear el mercado regional”.

“La regulación tiene que promover los PPAS. La intención debería ser que no se tenga que pasar por muchísimos trámites para obtener un permiso. Se debería permitir que se haga el negocio entre privados de manera más ágil”, concluye.

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Total Logistics Solutions (TLS), operadora 4PL que además integra soluciones de transporte internacional de mercancía por aire, mar y tierra, gestiones aduanales y almacenaje bajo diferentes regímenes, participó del megaevento de Future Energy Summit en el Caribe. 

Allí, Manuel Peña, gerente general de TLS, brindó una entrevista exclusiva en la que compartió su análisis sobre la evolución del transporte de mercancías durante la pandemia y hasta la actualidad.  

“La pandemia afectó mucho a los fletes marítimos. En particular los fletes que desde el Oriente estaban en el orden de los US$ 1300 o US$ 1400 se dispararon hasta los US$ 20000. Por lo que, obviamente para cualquier sector o cualquier proyecto esto tuvo un impacto muy negativo en términos de costos”, advirtió el referente de TLS. 

Ahora bien, señaló que este año ha habido un cambio radical tendiente a bajar el costo de los fletes incluso a niveles menores que antes de la pandemia. Siguiendo su análisis, el sobrestock que realizaron algunos sectores habría generado que la demanda de contenedores se redujera y que esto repercuta en menores costos de los fletes. 

“Al reducirse la demanda de una manera tan drástica, esto ha generado un impacto importantísimo en que los fletes se vean deprimidos. Hoy día un contenedor de 20 pies, por ejemplo, está costando hasta US$ 900 traerlo desde Shanghai y estamos hablando de que ese contenedor en la pandemia estaba costando US$ 12000 a US$15000”, precisó Manuel Peña. 

En específico sobre componentes del sector energético renovable para el mercado dominicano, el especialista de TLS señaló que encuentra mayor claridad para la importación de productos e identificó algunos puntos de mejora para acelerar tramitología. 

“La Comisión Nacional de Energía tiene los listados de los componentes que están bajo el régimen de exoneración y está el panorama mucho más claro. A pesar de eso, creemos que aún hay que mejorar porque realmente los tiempos que se toman los trámites de aduana son largos todavía. Nosotros calculamos en promedio 14 días, lo cual está muy por encima de lo que debería ser”, consideró.

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En el marco de la primera jornada del III Foro Nacional Biogás (ver transmisión), diferentes players del sector y autoridades políticas destacaron la importancia del Biometano en la sustentabilidad y su inclusión en la matriz energética para la generación de Hidrógeno verde.

Uno de ellos fue, el maestro José Anaya Izquierdo, Gerente de Desarrollo de Negocios para gases especiales e Hidrógeno en Linde México, una de las compañías de ingeniería y gases industriales más grande a nivel mundial.

En el evento, el especialista habló de los grandes retos que enfrenta la industria: “La captura de carbono tiene un costo enorme. Podemos hacer muy bonitos estudios económicos pero cuando llegas al bottom line te das cuenta que sin un apoyo gubernamental, necesitas desembolsar mucho dinero para la producción de hidrógeno verde”.

En efecto, explicó que hoy en día el kilo de hidrógeno verde en México cuesta alrededor de 8 dólares cuando en California vale 6 y en Europa 3 dólares.

Según el experto, en México cuesta más caro, porque los costos asociados son muy altos y no hay incentivos: “Si queremos una paridad entre lo que nos cuesta el H2 en comparación a la gasolina necesitamos más infraestructura y apoyos del gobierno”.

De acuerdo a las estimaciones de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), para el 2050 México produciría más de 2.6 millones de toneladas de hidrógeno verde lo cual podría generar 3.2 millones de empleos e implicaría una reducción del 9% de las emisiones del país.

Linde como líder de la industria en la transición al hidrógeno limpio, se suma al plan de transformación en México para el 2050. 

En la actualidad, la multinacional representa el 55% del mercado mexicano de hidrógeno mercantil y, en el mundo, opera 80 plantas de electrólisis de hidrógeno, con más de 190 estaciones de servicio del vector energético.

Con más de 40 años de experiencia profesional en la industria de los gases, Anaya reconoce el potencial que tiene el H2 como transporte de bajas emisiones de carbono, y en el almacenamiento de energía.  No obstante, insistió en que será muy difícil cumplir las metas propuestas sin fondos por parte del gobierno ni un marco regulatorio que acompañe a la actividad.

“El ciclo de vida de la generación de hidrógeno es que nace verde y debe morir verde. Eso se puede hacer siempre y cuando tengas los medios y los recursos para hacerlo”, concluyó.

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Chile continúa ampliando la cartera de proyectos renovables que buscan ingresar al sistema en el corto y mediano plazo, a tal punto que, a lo largo de los últimos dos meses del año, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile recibió la solicitud de tramitación ambiental de 18 parques fotovoltaicos y 1 eólico. 

Dichas centrales se reparten entre 9 regiones del país, suman 1249,04 MW de potencia y 551,2 MW en baterías, tendencia que cada vez se vuelve más presente en el país; mientras que los proyectos van desde Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) hasta mega-parques de más de 700 MW de potencia. 

Cabe mencionar que a raíz de tales proyectos presentados entre mediados de marzo y mayo, ya son más de 3,6 GW renovables los que se presentaron en el transcurso del 2023, aunque aún ningún emprendimiento fue aprobado por el SEA. 

A continuación, Energía Estratégica hace un repaso general de todos los parques fotovoltaicos que ingresaron al sistema del Servicio de Evaluación Ambiental. 

El PS Cristales es aquel de envergadura, dado que contempla tanto el propio sistema de generación solar 379 MW con baterías para almacenamiento de energía de aproximadamente 542 MW por 5 horas en la comuna de Antofagasta.

Además, se propone la construcción de una subestación eléctrica y una línea de alta tensión de 220 kV hasta conectar con la SE Monte Mina. Y en total, la inversión rondará los MMU$ 710. 

La central eólica Loncualhue ocupa el segundo escalón en términos económicos, ya que se proyecta la puesta de un capital aproximado a MMU$ 340 para levantar 44 aerogeneradores de hasta 7,2 MW en la comuna de Cauquenes. De ese modo, el parque poseerá una potencia nominal total de 316,8 MW y generará 761,9 GWh promedio. 

Por otra parte, las plantas fotovoltaicas Chirigues (100 MW – MMU$ 189,69), Chimango (187 MWp – MMU$ 140) y Alicanto (70 MW – MMU$ 125) son las otras tres que superan la barrera de los MMU$ 100, pero sólo la segunda el PS Chimango no incluye la construcción de una nueva línea eléctrica de alta tensión para su conexión a la subestación. 

Mientras que en el rango económico de los MMU$ 66 existen otros 4 proyectos solares, todos de 24 MW de capacidad y compuestos por 6 unidades de generación, las cuales inyectarán una potencia de 9 MW diurna y nocturna, y una línea de media tensión de 15 kV: 

PS Pequén en San Fernando, región del Libertador General Bernardo O’Higgins
PS Yeco en la comuna de Molina, en la zona del Maule. 
PS El Cachudito, ubicado en Chillán, provincia de Diguillín, región del Ñuble.
PS Cigüeña estará localizado en la comuna y región de Maule, en un área total de 42 hectáreas aproximadamente. 

A los mencionados anteriormente, se deben agregar otros 4 emprendimientos de menor escala en tramitación ambiental, los cuales estiman inversiones cercanas a los MMU$ 10-11: Juncal Solar (15008 paneles bifaciales por 9,75 MWp y sistemas de baterías por 9,2 MW), Hortensia Solar (18.304 paneles de 650 Wp cada uno por un total de 11,89 MW), el PFV Juan Gonzalo Solar (15,4 MW) y San Francisco Solar (15,44 MW).

¿Cuáles son los proyectos PMGD?

PS Bulnes: Tendrá 9 MW de capacidad, se ubicará en la comuna de Bulnes y demandará una inversión cercana a los MMU$9
PS Talinom (MMU$7,8): Inyectará una potencial nominal de 5,160 MWac, inyectados en las horas solares, mientras que el resto será almacenado en baterías para inyectarlo al SEN en horario nocturno. 
PS Río Bueno (MMU$18): La planta tendrá 27.552 módulos FV que sumarán 9 MW de capacidad, sumado a que el proyecto incluye una estación de transformación compuesta de inversores y transformadores para evacuar la energía alterna. 
PS Don Davo (MMU$20): Central de 9 MW AC con baterías de lion litio del tipo BESS en  la comuna de Cabrero. 
PMGD Montenegro (MMU$ 9,5): Parque conformado por 11.388 paneles fotovoltaicos que totalizarán una capacidad operativa de 6,605 MWp. 
PS Mautz (MMU$21): La planta se compondrá por 31.752 módulos en un área de 29,88 ha, generando un potencial nominal de 9 MW. 

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La comisión de Minas y Energía de la Cámara de Diputados de Brasil criticó la reglamentación de la ley de micro y mini generación distribuida, lanzada en febrero del 2023 por parte de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). 

Las distribuidoras de energía eléctrica denunciaron que la normativa contiene subsidios que se trasladan a la factura eléctrica de todos los consumidores, que representarían R$ 6,3 mil millones, según detalló Ricardo Brandão, director ejecutivo de regulación de la Asociación Brasileña de Distribuidoras de Energía Eléctrica (ABRADEE). 

“Este coste se verá incrementado con la necesidad de adecuar la red eléctrica de las ciudades para recibir los excedentes de energía de la GD, que también se trasladarán a la factura mensual”, agregó. 

Mientras que del sector privado llamaron la atención respecto a los obstáculos para aprobar las solicitudes de conexión y las dificultades que impiden el avance de la industria, tanto por parte de los proveedores como de los usuarios que no pueden instalar paneles solares ni trasladar cualquier excedente de generación. 

“La reglamentación vino con problemas, dos puntos críticos: cobro a la demanda de los consumidores de baja tensión y un tratamiento para los consumidores desfavorables que desalienta a generar su propia energía”, sostuvo Rodrigo Sauaia, presidente ejecutivo de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR)

“Como consecuencia, ABSOLAR pidió al Congreso que intervenga y recibimos un gran número de parlamentarios comentando sobre la importancia que la ley pueda implementarse conforme el espíritu que el Congreso quería, reconociendo que el reglamento propuesto que ANEEL aprobó en febrero no alcanza esos objetivos”, explicó. 

Ante ello, desde esta última entidad vaticinaron que hay un apoyo masivo por parte de los legisladores por hacer los ajustes necesarios para que el marco legal funcione según lo previsto y que exista un desarrollo positivo en el proceso. 

Además, también enfatizaron que será importante que CEMIG, a mayor distribuidora de electricidad de Brasil en términos de extensión de la red, resuma los presupuestos de conexión tan pronto sea posible para desbloquear el negocio, principalmente en el estado de Minas Gerais donde se observan cierres PyMEs y despidos de empleados. 

“También trabajaremos junto a CEMIG para encontrar soluciones eficaces en cuanto a volúmenes, cantidades y tiempos para brindar previsibilidad a las instalaciones fotovoltaicas”, declaró Carlos Dornellas, director técnico y regulatorio de ABSOLAR. 

Y cabe recordar que la generación solar distribuida de Brasil (sistemas de hasta 5 MW) creció 2,52 GW en lo que va del año y ya cuenta con aproximadamente 20,4 GW de potencia instalada, es decir poco más del 70% de toda la capacidad fotovoltaica operativa en el país. 

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Flavia Royon, secretaria de Energía de la Nación, enumeró las políticas del sector energético y minero que se están llevando a cabo en la gestión del Ministro de Economía, Sergio Massa, y enfatizó que todo el trabajo “se lleva adelante con mirada federal e inclusiva y desarrollista, mucho más ambiciosa que la exportación, ya que es una mirada de desarrollo en toda la cadena de valor”.

Sobre la transición energética sostuvo que “Argentina va a llevar adelante la transición energética en la medida de sus capacidades. En términos de una mirada global, es importante que esta transición sea financiada y en ese sentido juegan un rol muy importantes países y economías como las de la unión europea”.

A su turno, Felix Fernández-Shaw, director de la Cooperación de Unión Europea para América Latina, sostuvo que la a Unión Europea está claramente interesada en apoyar el trabajo que están llevando adelante en América Latina y en especial, Argentina. Al respecto manifestó: “Queremos invertir en la transición verde para ser compañeros en la transición energética”.

El funcionario europeo, destacó también que esas inversiones deben ser productivas para generar una política industrial, recursos sociales, formación profesional para Argentina se inserte en la cadena de valor mundial y resaltó: “Estamos pensando en desarrollar varias líneas financieras de apoyo a Argentina y a las empresas europeas que quieran invertir aquí tanto en hidrógeno, en litio, en materia de energías renovables y en materia de líneas de transmisión”.

Flavia Royon también hizo referencia a las políticas llevadas a cabo en materia de energías renovables y el potencial que estas tienen a lo largo y a lo ancho del país y destacó los avances y las expectativas que hay en materia de hidrógeno con el envío del proyecto de ley al congreso.

La mandataria habló además sobre al rol destacado que tiene Argentina en materia de minerales críticos, como el litio y el cobre donde “hacia 2030, nuestro país puede constituirse en el segundo productor de litio a nivel mundial”

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Se aprobó el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2022-2026, el cual de a poco será reglamentado por el Poder Ejecutivo, en manos del presidente colombiano Gustavo Petro.

Esta hoja de ruta surca las políticas nacionales hasta el final de mandato y, entre otras cosas, sugiere al final del mandato poner en operaciones unos 2.000 MW de energías renovables (FNCER) más a los actuales 297,08 MW eólico y solar fotovoltaico en operaciones. Es decir, casi multiplicar por 8 la potencia actual.

Sin embargo, el extenso PND 2022-2026 genera algunas dudas acerca de un desempeño plural y virtuoso del mercado por parte de algunos actores del sector de las renovables.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio de OGE Legal Service, analiza puntos clave del documento sobre el mercado energético, y especificamente renovable.

¿Qué puntos clave destaca de la ley 2294 de 2023, que promulga el Plan Nacional de Desarrollo del presidente Gustavo Petro?

Uno de los puntos relevantes es que se permite que la empresa ISA, la principal propietaria de las líneas de transporte de energía en Colombia, desarrolle de forma integrada las actividades de generación, distribución y comercialización.

Al respecto algunas voces autorizadas han expresado que esta nueva función puede desplazar la competencia por parte de otros actores interesados en desarrollar la actividad de generación de energía, principalmente a los generadores de energía con renovables.

¿Y en qué puede afectar este cambio a la libre competencia en el sector de las energías renovables?

En que será una empresa la que tendrá el monopolio en una actividad que por tradición había sido competida y que con las renovables ha sido muy dinámica permitiendo que nuevas empresas participen en la actividad de generación.

¿Y qué oportunidades de negocio en la renovables tendría el cambio?

La posición dominante de una sola empresa se llegará a sentir en el mercado de energía mayorista. Con lo cual puede darse una migración masiva para el desarrollo de proyectos con renovables a través de los recursos energéticos distribuidos. Aquí el reto inmediato es para los operadores de red.

Otra buena oportunidad puede ser para los EPCistas, quienes podrían participar en las convocatorias que ISA adelante para la construcción de proyectos de generación de energía con fuente renovable.

¿Y quedaron las transferencias del sector eléctrico que deben pagar las energías renovables?

Sí, con la nueva ley 2294 de 2023 las plantas de generación tendrán que pagar más impuesto. Pasó de 1% a 6 %, para el caso de las plantas que aún no están en operación. Y paso del 1% al 4% para el caso de las plantas que están en operación o que tienen asignadas obligaciones.

Desde el punto de vista legal, ¿estas tasas pueden cobrarse? ¿Son constitucionales?

No, este artículo debe ser demandado y ya hemos identificado algunos puntos que se expondrán en sede judicial para que se analice la legalidad o que tan ajustado está este artículo a la constitución política de Colombia.

¿En cuanto a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos hubo cambios?

Sí, para la energía obtenida a partir de cuerpos de agua de pequeña escala, instalada a filo de agua, pasan a ser las que tienen una capacidad menor a los 50 MW.

¿Qué otros aspectos de interés para el sector de los energéticos se introducen con esta nueva ley?

Se ajusta la definición de hidrógeno verde. Se crea la definición de hidrógeno blanco y el de las comunidades energéticas.

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Corporación Multi Inversiones (CMI) avanza con un portafolio diversificado cercano a los 900 MW en Centroamérica y el Caribe. Entre los proyectos emblemáticos se destacan aquellos de tecnología hidroeléctrica en Guatemala; fotovoltaica en Honduras, República Dominicana y El Salvador; y, eólica en Nicaragua, Honduras y Costa Rica. 

CMI Capital, agrupación de negocios desde la cual CMI invierte en activos de generación renovable entre otras alternativas de Finanzas y Negocios Inmobiliarios, está llevando a cabo una estrategia corporativa que busca impulsar soluciones sostenibles para el 2030. 

“La sostenibilidad es parte de nuestro ADN y de la forma como vemos los negocios. Nosotros creemos en el capitalismo de stakeholders; es decir, este capitalismo que crea valor para las partes interesadas, así como también para los accionistas. Y nuestro propósito como CMI Capital es generar inversiones de impacto que impulsen el desarrollo sostenible”, introdujo  Aldo Vallejo, director de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI Capital.

Durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit en el Caribe, el referente de CMI Capital precisó que se trata de una estrategia integral que incluye un mandato de diversificación del negocio para seguir creciendo y seguir mejorando el retorno y valor para las partes interesadas; un mandato para fomentar ciudades sostenibles del lado de su negocio inmobiliario; así como también un mandato para invertir en energías renovables para descarbonizar las matrices energéticas. 

“No nos vemos como tres negocios separados, somos una plataforma de inversión que lo que busca es poder atraer capital a la región para que sea invertido en los sectores que mueven la aguja del desarrollo sostenible de manera medible con impacto”, aclaró el referente de CMI Capital. 

¿De qué manera miden el alcance de sus negocios sostenibles? En lo vinculado a energías renovables el enfoque va más allá de medir megavatios de potencia instalada; entendiendo que sus esfuerzos involucran la “descarbonización”, además de la capacidad, miden su alcance en toneladas de CO2 evitadas. 

“En los próximos siete años, vamos a crecer al menos en 330 MW y con eso vamos a evitar que se emitan 500 mil toneladas de CO2 al ambiente, adicionales al 1.7 millones anuales que ya evitamos con lo que generamos hoy”, ejemplificó Vallejo. 

¿Qué otros objetivos tienen al 2030? ¿Qué destaca de su primera emisión de bonos verdes? ¿En qué mercados avanzarán con inversiones en el sector inmobiliario siguiendo criterios ASG? Fueron algunas preguntas adicionales a las que dio respuesta Aldo Vallejo, director de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI Capital.

Accede a las declaraciones completas en el video de la entrevista que está disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit. 

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El sistema nacional interconectado de Ecuador cuenta con una capacidad instalada de 6800 MW, de los cuales el 73% son hidroeléctricas. Si bien aún es pequeño el porcentaje de las energías renovables, especialistas destacan que hay un gran potencial de crecimiento.

En el marco del Primer Congreso Latinoamericano – «Una mirada de Latinoamérica con impacto», organizado por la UTN Universidad Tecnológica Nacional de Argentina (ver transmisión), diferentes actores del sector energético de la región analizaron el mercado de las renovables en cada país y los detallaron los desafíos de acompañar la transición energética.

En el caso de Ecuador, el Doctor José Jara Alvear en representación de la Universidad de Azuay-Ciener, destacó: “Si llenamos todas las zonas de alto potencial a través de paneles y aerogeneradores podríamos generar alrededor de 25 GW (10 GW eólicos y 15 GW solares)”.

De acuerdo a los estudios teóricos de la Universidad, los Andes de Ecuador tiene el mayor potencial eólico del país. En estas zonas altas de 3 mil metros sobre el nivel del mar, las velocidades de viento promedio anual son mayores a diez metros por segundo lo que equivale a un factor de planta de 50%, más de mil horas de operación a potencia nominal de parques.

También, señaló la costa del Pacífico y los valles Interandinos como zonas atractivas para desarrollo renovables.

En este escenario, Jara Alvear aseguró que el Gobierno está abriendo las oportunidades para que muchos actores como el sector privado participen de esta expansión renovable en el país. 

“Se han establecido algunas líneas de acción para producir hidrógeno verde con la hidroeléctrica que, al ser abundante, tendría un costo relativamente bajo. Esto ayuda a que Ecuador pueda convertirse en un jardín de exportación de hidrógeno para la región u otros países”, afirmó.

Principales retos para la transición energética

Según el especialista, Ecuador logró avanzar en la transición sostenible en el sector eléctrico en relación a años anteriores por la masiva construcción de hidroeléctricas, no obstante, el reto es seguir incrementando la penetración renovable.

La alta estacionalidad hidroeléctrica más la electrificación de otros sectores de consumo suponen mayores desafíos para una expansión rápida y sostenible de la generación y transmisión.

“Por tener nuestro sistema volcado a las hidroeléctricas, sufrimos mucho la estacionalidad. A eso hay que sumarle demandas futuras que están viniendo con mucha fuerza en nuestro país por ejemplo la movilidad eléctrica”, explicó.

“Se espera que para el año 2040 la demanda de autos eléctricos en el Ecuador sea de 1000 MW, un poco más de un cuarto de la capacidad instalada de lo que tenemos hoy. Esto le va a poner una presión importante al sistema eléctrico y sobre todo el tiempo que tenemos para construir infraestructura renovable”, agregó.

La entrada Por su potencial eólico y solar, Ecuador podría conectar 25 GW renovables  se publicó primero en Energía Estratégica.

Días atrás, IMPSA y Parque Eólico Arauco (PEA) firmaron un convenio para la construcción de una planta fotovoltaica de 64 MW que funcionará junto a otras centrales eólicas que opera la empresa del estado provincial riojano, por lo que se volverá el primer parque renovable híbrido de Argentina, proyecto que demandará una inversión total de USD 49.000.000 y evitará la emisión de aproximadamente 1.000.000 de toneladas de CO2 durante 20 años al generar energía totalmente limpia. 

Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, conversó con Energía Estratégica y explicó que no es el único que prevén desde la empresa, sino que buscaron tener un proyecto 100% híbrido pero que, al no poder realizarlo por diversas circunstancias, optaron por diversos parques eólicos y solares que se conecten a un mismo punto del sistema. 

“Desde que asumimos, empezamos a ver cómo podíamos mejorar todos los sistemas que ya teníamos, por ende desarrollamos cuatro parques híbridos, es decir, cuatro centrales eólicas con cuatro plantas fotovoltaicas. Toda la unidad ambiental de Arauco contempla un layout final de ocho parques renovables, donde se completa al hibridarse”, detalló. 

Y tras haber firmado el convenio con IMPSA para la concreción del proyecto bajo la modalidad “llave en mano”, desde Arauco ya trabajan con el segundo y el tercer proyecto híbrido (los eólicos PEA II y III ya están construidos), por lo que esperan tener más novedades en los próximos meses; mientras que el cuarto aún se encuentran un poco más retrasado en los papeles. 

¿Cómo se conectarán al SADI? “Tenemos un MATER con 60 MW, la capacidad que podríamos poner con prioridad de despacho. Pero al estudiar los flujos eléctricos de los sistemas, uno ve si tiene espacio para entregar energía sin prioridad de despacho”, manifestó Parmigiani. 

“Hoy en Argentina, sobra capacidad de transporte, pero hasta que no se apliquen automatismos y se cambie la manera de cómo se controlan las penalidades y el sistema para transportistas, hace que se cubra capacidad de más. Por ejemplo, la línea de PEA, tiene capacidad para transportar 400 MW y sólo la usamos 40% del tiempo. La clave es ser eficiente en el manejo y la distribución de la energía”, agregó. 

Y continuó: “Para ello, trabajamos de la mano con las distribuidoras, por eso presentamos seis proyectos en la licitación RenMDI, sumado a que  actualmente estamos enfocados muy fuertemente en un concepto distinto de almacenamiento de energía a través de pilas gravitacionales, que esperamos tener una conclusión dentro de poco”. 

Licitación renovable en Argentina: sorpresa en el sector por la cantidad de ofertas presentadas

Cabe recordar que el desarrollo del parque híbrido fue posible gracias al apoyo financiero del Fondo Fiduciario Público (FONDEP), a través del Ministerio de Producción de la Nación, que brindó un crédito para financiar el 50 por ciento del emprendimiento. 

Y al hibridar sus plantas, Arauco busca tener un factor de carga cercano al 75%, con la mirada puesta en tener casi 500 MW renovables en los próximos años, la empresa podría darle continuidad a un proyecto piloto electrolizador de 1 MW de capacidad y alcanzar costos competitivos para la producción de hidrógeno verde, que es considerado uno de los combustibles del futuro. 

La planta piloto que tenemos dentro del Consorcio H2 de La Rioja, situada en la capital provincial, trabajará principalmente para hacer blends con gas natural para una fábrica de ladrillos y una de bases de vidrio, como también hacer captura de carbono para amoníaco y urea para abastecer las plantaciones agroindustriales y la separación del oxígeno para los hospitales. 

“Es el proyecto que estamos tratando de cerrar a nivel de detalle y financiamiento, que luego nos llevaría a realizar un electrolizador más grande, de casi 50 MW de potencia, dentro de Arauco. Y entendemos que, al llegar a un factor de carga de 75% al hibridar los parques renovables, el factor del electrolizador sería muy alto y vemos en los mapas de sensibilidad hasta qué punto es óptimo”, concluyó Ariel Parmigiani. 

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Según el informe de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la generación distribuida en México trepó a niveles récord en el 2022 de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Estos números demuestran que la utilización de paneles solares en las distintas regiones mexicanas se ha disparado y el estado de Jalisco no es la excepción.

En este marco, la Agencia de Energía del Estado de Jalisco y la Secretaría de Desarrollo Económico, buscan formalizar el sector a través de controles, licencias y permisos para la instalación de paneles solares.

Días atrás, autoridades políticas y representantes del sector privado fueron invitados a participar de la elaboración del Primer Reglamento de Instalaciones de Sistemas Fotovoltaicos para el Estado de Jalisco, el cual tiene como objetivo mejorar la calidad, seguridad y competitividad del servicio.

Una de las personalidades que asistió al encuentro fue Jait Castro, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C (AMIF). y Country Manager de Paragon Solar México quien, en diálogo con Energía Estratégica, explica en qué consiste la iniciativa.

“Es un esfuerzo empujado por diferentes frentes que busca aumentar la profesionalización y la seguridad del servicio. Este no es un trabajo terminado sino que está en proceso”, destaca. 

“Los diferentes actores del sector fotovoltaico seguimos participando de diversas mesas de diálogo para darle certeza o robustecimiento a la instalación de paneles ”, añade.

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

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

“Bomberos y Protección Civil harán la preautorización al revisar que las condiciones y el sitio sea apto para instalaciones. Pero luego, la inspección como tal, será a cargo de peritos fotovoltaicos quienes serían responsables de hacer la dictaminación final”, describe Castro. 

“En caso de que no se cumpla con los requisitos, jueces locales sancionarán el incumplimiento del reglamento. Queremos que sea una norma que no se pueda ignorar. Si quieres realmente instalar sistemas fotovoltaicos, tendrás que hacerlo de manera correcta, cumpliendo con estos estándares”, agrega. 

En tanto a su puesta en marcha, el especialista explica que si no hay ningún proceso de revisión del Gobierno, este primer reglamento entrará en vigencia en el primer trimestre del año próximo.

No obstante, aclara que habrá un plazo de acoplamiento e implementación, donde se espera que las empresas se sumen de manera voluntaria. Luego, habiendo dado los plazos correspondientes para que las firmas puedan adaptarse, el cumplimiento del reglamento será obligatorio.

En este sentido, el presidente de AMIF señala: “La regulación no debería afectar el número de instalaciones. No queremos ralentizar el proceso, sino más bien brindar mayor celeridad a las acreditaciones de nuevas empresas”.

“Buscamos otorgar las condiciones adecuadas para que todas las firmas interesadas puedan competir en igualdad de condiciones y profesionalizar a su personal”, concluye.

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Carlos Cerrutti, CEO de BLC Global, participó de grandes proyectos vinculados al desarrollo de la ciencia tecnológica y al conocimiento de la comunidad. Fundó el Polo Tecnológico Rosario en Argentina y actualmente continúa trabajando para seguir innovando en la creación de soluciones tecnológicas con conocimiento embebido en el mercado energético.

“En BLC Global estamos convencidos que el conocimiento es una herramienta fundamental que nos permitirá continuar desarrollándonos como sociedad” expresó Cerrutti.

Y continúo: “Creemos que un proceso basado en la gestión de equipos multidisciplinarios, sustentado en la innovación, investigación y desarrollo es clave para insertarnos en un sector de la economía en el cual el conocimiento experto es el componente a comercializar». 

A nivel global la matriz energética de cada país se encuentra inmersa en un profundo proceso de cambio. Es por esto, que el grupo BLC Global, se encuentra desarrollando soluciones con conocimiento experto embebido para la gestión de utilities, generación de energía eléctrica de fuentes renovables y optimizando la producción de petróleo y gas minimizando su impacto en el medio ambiente.

“Estamos en pleno proceso de expansión. Una de las empresas del grupo, BLC Power Generation focalizada en el monitoreo, control y gestión de activos de centrales renovables, viene desarrollando en Argentina desde el año 2017 y en Colombia desde el 2020 un importante número de proyectos, sumando hasta la fecha más de 1 GW de potencia instalada”, enunció el CEO.

Otra de las empresas del grupo, ESG Utilities, desarrolla aplicaciones focalizadas en la gestión de información de empresas distribuidoras de energía en Argentina, Uruguay, Paraguay y Perú. Actualmente está dando inicio a sus operaciones en Colombia desarrollando una solución innovadora a raíz de la identificación de necesidades de las smart cities.

BLC Oil & Gas, empresa enfocada en la optimización de la producción de petróleo y gas, recientemente presentó su producto Optimum OG en el evento Offshore Technology Conference llevado a cabo en Houston, Texas, Estados Unidos. En esta conferencia estuvieron presentes las empresas más importantes del mercado petrolero internacional.  

Todas las empresas de BLC Global comparten un mismo objetivo, globalizarse en base a la comercialización de sus soluciones tecnológicas innovadoras. Cerrutti está convencido que el camino elegido les permitirá alcanzar el objetivo fijado hace unos años, ser un grupo global, teniendo como prioridad la calidad de vida de las personas que componen la organización.

“Estamos orgullosos de ver finalmente los grandes avances de nuestras empresas en toda Latinoamérica. Como CEO del grupo, estoy convencido que las oportunidades de negocios que se están presentando son producto del trabajo en equipo que estamos llevando a cabo en cada una de las empresas de BLC Global” concluyó Carlos Cerrutti.

Cada una de las soluciones desarrolladas son adaptables y escalables, sustentadas en la calidad del servicio local ofrecido, teniendo como objetivo acompañar el proceso de transición energética global hacia un futuro más sustentable.

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Se aprobó el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2022-2026, con una fuerte impronta sobre la salud de las personas y el medioambiente, el acceso a la energía y la justicia social.

Esta hoja de ruta sugiere que el Gobierno de Gustavo Petro finalizará su gestión con 2.000 MW de energías renovables (FNCER) al final de su mandato, partiendo de que actualmente hay 297,08 MW eólico y solar fotovoltaico en operaciones.

“Para contar con el desarrollo de nuevas plantas de generación con FNCER se determinarán e implementarán los mecanismos regulatorios y de mercado, así como las condiciones para su vinculación al sistema energético nacional”, asegura el documento.

Promete: “se establecerá el marco regulatorio y el programa para la democratización de la generación, la valorización energética de los residuos sólidos y lixiviados de los rellenos sanitarios y plantas de tratamiento de aguas residuales, así como el aprovechamiento de la biomasa, geotermia, energía proveniente del océano, biogás para la generación de energía”.

Y agrega: “se implementarán líneas de crédito y programas que financien el desarrollo de estos proyectos. Así mismo, con el propósito de garantizar la confiabilidad y entrada de los proyectos de generación de energía con fuentes no convencionales se buscarán mecanismos que permitan avanzar en el licenciamiento ambiental y consulta con comunidades indígenas”.

LEY 2294 DEL 19 DE MAYO DE 2023 PLAN NACIONAL DE DESARROLLO

Además, se remarca que “se priorizará el uso de recursos energéticos locales, garantizando a su vez la estabilidad y el respaldo del sistema eléctrico a través de la implementación de sistemas de almacenamiento y el uso de fuentes renovables para la sustitución progresiva y segura de las plantas termoeléctricas”.

Fondos

El PND 2022-2026 fija la continuidad de planes de financiamiento para proyectos de energías renovables.

Por un lado, el Fondo para la Sustentabilidad y la Resiliencia Climática (FONSUREC), que se llamará Fondo para la vida y la biodiversidad y tendrá por objeto articular, focalizar y financiará ejecución de planes, programas y proyectos de índole nacional o territorial, encaminados a la acción y resiliencia climática, la gestión ambiental, la educación y participación ambiental y la recuperación, conservación, protección, ordenamiento, manejo, uso y aprovechamiento de los recursos naturales renovables.

Por otro, el Fondo de Energía Social (FOES), que continuará siendo administrado por el Ministerio de Minas y Energía como un sistema especial de cuentas, que a partir de la entrada en vigencia de la presente Ley podrá cubrir hasta noventa y dos pesos ($92) por kilovatio hora del valor de la energía eléctrica destinada al consumo de subsistencia de los usuarios residenciales de estratos 1 y 2 en las Áreas Rurales de Menor Desarrollo, Zonas de Difícil Gestión y Barrios Subnormales.

También le brinda continuidad al Fondo Único De Soluciones Energéticas (FONENERGÍA), apuntando a la “coordinación, articulación y focalización de las diferentes fuentes de recursos para financiar y realizar pIanes, proyectos y programas de mejora de la calidad en el servicio, expansión de la cobertura energética y normalización de redes a través de soluciones de energía eléctrica y gas combustible, con criterios de sostenibilidad ambiental y progreso social.

Transferencias

Como estaba previsto, el PND fija que aquellas plantas nuevas que aún no se encuentren en operación y que estén localizadas en áreas con la mayor radiación solar promedio anual (mayores a 5 kWhlm2ldía) y de mayor velocidad promedio de viento (mayores a 4 mis a 10m de altura), de acuerdo con los últimos datos disponibles en los atlas de radiación y velocidad de viento del IOEAM, el porcentaje de la transferencia a la que se refiere este artículo será del 6% de las ventas brutas de energía por generación propia y será implementado de manera gradual.

Actualmente este pago de tasas de proyectos renovables a las comunidades es del 1%. Según el sector, esta maniobra desalentaría ciertas inversiones, pero desde el Gobierno aseguran que es una buena estrategia para que los originarios reciban mayor beneficio de estos emprendimientos y, a partir de ello, el proceso de consultas previas sea más sencillo.

¿Cómo se aplicará? “Transcurridos dos (2) años, a partir de la entrada en vigencia de la presente ley, se aumentará dos (2) puntos porcentuales, quedando en tres por ciento (3%). Al tercer año de la entrada en vigencia de la presente ley, se aumentará un (1) punto porcentual, quedando en cuatro por ciento (4 %). Al cuarto año de la entrada en vigencia de la presente ley, se aumentará un (1) punto porcentual, quedando en cinco por ciento (5%). A partir del quinto año de la entrada en vigencia de la presente ley, se aumentará un (1) punto porcentual, llegando al seis por ciento (6%)”, fija el documento.

Nuevas tecnologías y aplicaciones

El PND hace mención no sólo al hidrógeno verde (producido con fuentes renovables como la eólica y la solar fotovoltaica) sino al hidrógeno blanco, que es elaborado con energía geotérmica.

“El Gobierno Nacional impulsará la incorporación de nuevas fuentes de generación de energía eléctrica a partir de FNCER, ajustando e implementando las hojas de ruta del hidrógeno y de la energía eólica costa afuera”, indica el documento.

También enfatiza sobre la figura de las Comunidades Energéticas, donde “los usuarios o potenciales usuarios de servicios energéticos podrán constituir Comunidades Energéticas para generar, comercializar y/o usar eficientemente la energía a través del uso de fuentes no convencionales de energía renovables -FNCER-, combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos”.

En el plan se detalla que pueblos y comunidades originarias podrían unirse para generar este tipo de iniciativa siendo “beneficiarias de recursos públicos para el financiamiento de inversión, operación y mantenimiento de infraestructura”.

Se especula con que se desarrollarán 20 mil nuevos usuarios con generación de energía a partir de Fuentes no convencionales de energía renovable que se benefician de comunidades energéticas.

Nuevos edificios públicos

El PND indica que el Gobierno nacional, y el resto de las administraciones públicas, en un término no superior a un (1) año, a partir de la entrada en vigencia de la presente Ley realizarán una auditoría energética de sus instalaciones, con una periodicidad de cada cuatro (4) años y establecerán objetivos de ahorro de energía a ser alcanzados a través de medidas de eficiencia energética y la implementación de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable -FNCER-.

Cada entidad deberá implementar en el siguiente año posterior a las auditorías energéticas, estrategias que permitan un ahorro en el consumo de energía de mínimo 15% respecto del consumo del año anterior, y apartir del segundo año, metas sostenibles definidas por la auditoría ya ser alcanzadas a más tardar en el año 2026.

La entrada El PND: Petro quiere terminar su mandato con 2 GW renovables operativos y promoviendo nuevas tecnologías limpias se publicó primero en Energía Estratégica.

Si bien el Ecuador ha dependido tradicionalmente en gran medida de la energía hidroeléctrica, se están realizando esfuerzos para diversificar la matriz y aprovechar otros recursos renovables disponibles en el país.

En conversaciones con Energía Estratégica, la ex viceministra de Electricidad y Energía Renovable en Ecuador, Enith Carrión, destaca el Plan de Transición Energética para Galápagos y la necesidad de sumar más proyectos renovables para suplir la demanda. 

“El plan maestro, es como una hoja de ruta país, una herramienta de planificación del sector eléctrico que tiene una visión de 10 años donde se ve cómo ha crecido la demanda y cómo tiene que ir ingresando la oferta de generación año a año para suplir esa demanda”, explica. 

“Hace dos semanas tuvimos el pico más alto de demanda en los últimos años, aumentando el 6% anual. Entonces, es urgente ingresar nueva generación al sistema a través de proyectos renovables que sean rentables y en eso se está trabajando”, agrega.

A modo de ejemplo, la ex funcionaria menciona los proyectos hidroeléctricos Cardenillo de 596 MW y Santiago de 2.400 MW. Ambos desarrollos a través de bloques de energía renovable no convencional están en etapa de estructuración y buscan suplir esa demanda.

Paralelamente, celebró que el pasado 3 de marzo el Ministerio de Energía y Minas firmó el convenio de concesión del proyecto fotovoltaico El Aromo, en Manabí, que estará a cargo de la empresa española Solarpack y tendrá una capacidad instalada de 200 MW,  con una inversión de USD 145 millones.

El Aromo

En tanto a los retos y oportunidades necesarias para impulsar las energías renovables en Ecuador, la especialista afirma: “Es importante concretar los proyectos a través de los procesos públicos de selección donde haya un equilibrio tanto para el Estado como para la empresa privada”.

“Es difícil cuando uno de los dos actores se quiere llevar más beneficios y reconocimientos o quiere ejercer mayor poder sobre el otro. Hay que lograr ese equilibrio y plasmarlo en los contratos”, agrega.

Para la experta el gran desafío es que el Gobierno se sienta protegido en un contrato de 25 años con una empresa privada, y que está también pueda tener una seguridad jurídica en ese periodo de tiempo.

No obstante, Carrión, asegura que el Plan de Transición Energética para Galápagos también se inclina fuertemente al autoconsumo: “Esta planificación maestra que se está actualizando, busca darle un peso significativo a la generación distribuida para quitarle el estrés al sistema centralizado”. 

En otras palabras, se plantea no exigir tantas centrales grandes de generación, sino apoyar a la demanda a través de la autogeneración. 

También, propone el almacenamiento a gran escala como un apoyo dentro de la producción de energía, sobre todo por los componentes hídricos estacionales de Ecuador, como las cuencas del Amazonas y del Pacífico.

“Almacenar energía a gran escala en las épocas de estiaje, forma parte de la visión del Estado en el mediano y largo plazo”, afirma.

A su vez, comenta que el Gobierno está trabajando arduamente en impulsar el hidrógeno verde en el país: “El Ministerio de Energía y Minas firmó un contrato a través de BID, con la empresa Fichtner de Alemania, para establecer la hoja de ruta del hidrógeno verde en el Ecuador”.

“Esta planificación ayuda a liberar la generación que tenemos como reserva secundaria de frecuencia (que por lo general siempre es del 10% de la capacidad instalada) a través del almacenamiento y sistemas de control muy rápidos y automáticos”, asevera.

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Por sus 5299 ha de superficie y 42 km de longitud de muelles, el Puerto de Róterdam se destaca como la puerta de entrada comercial más grande de Europa. Hoy, este puerto comercial se posiciona como aliado clave para la incorporación de América Latina y el Caribe en la carrera del hidrógeno verde.

Para las importaciones europeas en el sector energético ya tiene un alto valor. En la actualidad, el 13% del total de la energía que se consume en la Unión Europea ingresa a través del Puerto de Róterdam y es por esto que la embajadora Annemieke Verrijp enfatizó que su actividad tiene un rol crucial en el proceso de la transición energética internacional.

“El puerto está realizando importantes inversiones en infraestructura para prepararse para los próximos años”, adelantó Verrijp.

¿Qué objetivos de transición energética se fijó el gobierno neerlandés? ¿Qué facilidades brindará Róterdam para el hidrógeno verde? ¿Qué lugar en la carrera del hidrógeno verde podrá ocupar América Latina y el Caribe? La embajadora respondió una a una estas preguntas en su disertación durante Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023.

Partiendo de la premisa de que el objetivo central del gobierno neerlandés es reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 49% al 2030 y 95% en 2050, tomando como referencia registros de 1990; el mercado se está preparando para dar el gran salto.

«Este es un cambio bastante radical», valoró la embajadora.

Y es que aquello supone que al año 2050 el suministro de energía en Países Bajos debería ser completamente sustentable.

Es así que, su plan de transición energética se enfoca en impulsar dos pilares principales: eólica off shore y electrólisis.

En lo vinculado a la producción de hidrógeno verde local, aclaró que para 2025 prevén 500 MW de capacidad para refinación y procesos químicos y que en siete años la meta es alcanzar 4GW para uso industrial y para una red nacional de estaciones de carga de hidrógeno.

Ahora bien, para acelerar los esfuerzos de descarbonización de su economía, no todo sería producción local y ahí es donde entra en juego el rol del Puerto de Róterdam como puerta abierta a nuevas oportunidades de comercialización con América Latina y el Caribe como socio estratégico.

“Pretendemos para el 2025 que los Países Bajos y Europa compren hidrógeno verde de un conjunto diverso de países exportadores de hidrógeno dentro y fuera de la región. Hacia el 2050 se espera que la demanda de hidrógeno verde ascienda a 20 millones de toneladas, de las cuales Europa solo podrá producir un 50%, debiendo importar el restante 50%”, advirtió.

Aquellos temas fueron abordados la semana pasada en el marco de la Cumbre de Hidrógeno Verde en Róterdam con una convocatoria que superó los 10 mil participantes provenientes de distintas partes del mundo. En sintonía, se repitieron los mismos temas ayer en Bariloche, donde se llevó a cabo el Foro Global del Hidrógeno Verde 2023.

La elección de ambos escenarios no es menor y obedece a las grandes oportunidades de colaboración internacional que pueden sellarse entre Europa y América Latina y el Caribe en lo vinculado a este vector energético.

“América Latina y el Caribe puede estar en la vanguardia de la producción de hidrógeno verde y sus derivados, con uno de los mejores factores de capacidad de energía solar y eólica del mundo (…) y tiene el potencial de convertirse y ser socios relevantes para Países Bajos y resto de Europa”, confió Verrijp quien participó del Foro en Bariloche con pares embajadores de otros países europeos.

Valiéndose de datos de un informe realizado por la consultora HINICIO hace dos años, Verrijp señaló que esta región se considera un hotspot para la industria del hidrógeno considerando los bajos costos, disponibilidad la demanda y ubicaciones favorables.

“América Latina será un hotspot para la producción, el uso y la exportación de hidrógeno de fuentes renovables”.

Para lograrlo, se debe afrontar una serie de retos que -de acuerdo con Verrijp- inician con la determinación de una hoja de ruta y un plan de infraestructura que permitan primeramente conectar los puntos de producción con los hubs de exportación.

Afortunadamente, países como Brasil, Chile, Colombia, Uruguay y Panamá ya están dando pasos firmes para que ello suceda y que la región no se quede atrás en la carrera del hidrógeno verde y las cero emisiones.

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A pesar de las cancelaciones de subastas por parte del gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) que han frenado inversiones de proyectos renovables en el país, desde el sector fotovoltaico mexicano, destacan un crecimiento continuo en la industria fotovoltaica especialmente impulsado por la pequeña y mediana industria en soluciones más sólidas.

En efecto, Aldo Díaz Nuño, Presidente Nacional Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF)  vislumbra que este aumento positivo se mantendrá en 2023 y sugiere cambios en el marco regulatorio que detonaría la generación solar, en diálogo con Energía Estratégica. 

¿Cuáles son las expectativas de crecimiento de la industria fotovoltaica en el corto plazo en México?

México con un crecimiento del 8.53% en contratos rompe finalmente con la mala racha que veníamos empujando desde la segunda mitad del 2021, el cuál fue histórico, porque nunca habíamos estado en números rojos. 

Este crecimiento que no está ni siquiera cerca a la tasa de los aumentos de años previos al 2021, sí arroja un nivel de confianza para apostar que México en 2023 tendrá números positivos. La expectativa ideal es del 18% en números de contratos y un 28% en potencia instalada.

 ¿Cuánto ha crecido la generación distribuida en México con respecto a años anteriores?

Vale la pena desmenuzar el crecimiento en número de contratos, que habla de demanda y de la potencia instalada, que habla del tipo de demanda. Según datos de la CRE, en México el crecimiento de contratos en los últimos años fue: 2019: 43%; 2020: 28%; 2021: – 8.8%  y 2022: 8.53%. Por otro lado, en potencia fue: 2019: 67%; 2020: 20%; 2021: 3%  y 2022: 25%

Esto significa, por un lado, que al término del 2022 se recuperó la confianza de los consumidores (durante los primeros 6 meses del año se traía una tasa del -5% de crecimiento contra año anterior), y, al mismo tiempo, que los proyectos por encima de los 100Kw de potencia fueron los que más crecieron.

En México el crecimiento viene con la pequeña y mediana industria en soluciones más robustas. Eso fue lo que más empujó el 2022 y esperamos seguir viendo el 2023.

¿Qué marcas de paneles solares son las más demandadas en ese segmento?

Hay un tema atípico en México.  Las marcas más demandadas suelen ser las más económicas con el distribuidor: JA Solar, Risen, Seraphim, First Solar. 

Sin embargo, cuando se le preguntó a los instaladores cual consideraban que era la mejor marca de paneles solares en México, el mercado señaló a las líderes de la industria mundial: Canadian Solar, Jinko y Longi Solar.  Existe entonces un tema de congruencia de calidad contra precio. En el mercado de paneles solares en México, sigue ganando precio.

¿Qué cambios deberían hacerse en el marco regulatorio para impulsar la industria fotovoltaica?

Desde mi postura creo que un marco regulatorio que pusiera las reglas claras en almacenamiento y en electromovilidad permitiría de origen saber hacia dónde apostar y cómo hacerlo de manera ordenada y estructurada en beneficio de la red y con un carácter legal. 

De igual manera, nos encantaría que México tuviera espacio para la implementación de proyectos de hasta 5 MW en generación distribuida como en algunos países de Latam, apegándose a las condiciones y reglamentaciones necesarias para que esto sea posible.

Todos los participantes del mercado creemos que México tiene todo para ser líder en el mundo en solar fotovoltaica, se necesita sólo el interés hacia una industria renovable y hacia una visión social apegada a un crecimiento en conjunto con las instituciones gubernamentales de energía en beneficio de ambas.

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El pasado 18 de mayo, en un evento exclusivo de la comunidad de Mujeres en Energía, que reunió a más de 230 mujeres profesionales de la industria energética de Chile, fue lanzada oficialmente la primera Asociación de Mujeres en Energía Chile. Su principal objetivo será promover la participación de mujeres en la industria, así como fomentar el liderazgo femenino en este sector, a través de la generación de espacios de networking, capacitación y mentorías, entre otras acciones. 

Durante el lanzamiento se presentaron los objetivos, planes y próximos pasos de la asociación, destacando la importancia de la diversidad de género en la industria energética y realizando un llamado a las empresas del sector para que fomenten la inclusión y la igualdad de oportunidades para las mujeres. 

El sector de energía ha sido históricamente un espacio masculinizado en el cual las mujeres ocupan sólo el 23% de la fuerza laboral, según un diagnóstico elaborado por el Ministerio de Energía en 2019. En los espacios de toma de decisiones este número se reduce a un 18%, mientras que la brecha salarial asciende al 24%. 

Para Ana Lía Rojas, presidenta e impulsora de Mujeres en Energía, esta iniciativa “nace de una necesidad de la industria de lograr el desafío de una transición energética justa y equitativa en la dimensión de género. No sólo debemos trabajar por una matriz energética limpia basada en energías renovables sino que también es fundamental que este proceso venga de nuevas formas de enfocar la transición energética, con nuevos modelos de desarrollo, acceso y participación, en los cuales las mujeres serán claves para abordar los desafíos en formas innovadoras, colaborativas y multidimensionales».

«En esa línea nace «Mujeres en Energía», tras el trabajo cooperativo y entusiasta de un grupo amplio de mujeres que llevamos impulsando el tema bastante tiempo, y que hoy se consolida en una organización desde la cual aportaremos con una visión multidisciplinaria para enriquecer el diálogo sectorial, en línea con el trabajo que ha venido realizando el Ministerio de Energía en este ámbito”, agregó. 

La Asociación de Mujeres en Energía Chile es una iniciativa abierta, liderada por mujeres profesionales de la industria energética en Chile, la cual se suma a asociaciones similares de otros países de la región y del mundo. Se creó oficialmente el 18 de mayo de 2023, cuenta con 32 socias fundadoras, y en su primer directorio contará también con la abogada  Daniela González, como primera vicepresidenta, la diseñadora Anais Scapini, como segunda vicepresidenta; la abogada Pamela Barros, como tesorera; y la periodista Pía Suárez, como secretaria ejecutiva.  

En sus socias fundadoras, mujeres del sector privado, público, academia y gremios del sector, de todas las generaciones y disciplinas, destacan, entre otras, la emblemática promotora de la equidad de género y diversidad del Ministerio de Energia, Marcela Zulantay; la presidenta de ACESOL A. G., la ingeniero comercial Bárbara Yañez; la presidenta de ANESCO AG, Roxana Silva; la ex consejera del Coordinador Electrico Nacional, la abogada Pilar Bravo; la presidenta del Capítulo Chileno de CIGRÉ, la ingeniera eléctrica Katherine Hoelck; y, la periodista y conductora Paloma Ávila. 

«La transición energética es una gran oportunidad para la mayor equidad de mujeres, no sólo en la dimensión de participación laboral, de salarios y toma de decisiones, sino también en acceso de energía más limpia y asequible, cuestión central de una transformación del sector qué sea justa», comentó la 1era Vicepresidenta, Daniela González, agregando que «la población femenina puede ser el segmento más afectado si no logramos hacer una transición rápida y responsable, y por eso pensamos que este espacio formal de trabajo, que auna propósitos de género en el sector energía en transición, es tan importante».

El primer directorio tiene como propósito inmediato la adhesión de un número significativo de socias profesionales, que nutran y den contenido al trabajo y agenda de la Asociación, invitando para ello, a mujeres profesionales a hacerse parte de este conglomerado. 

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Con un llamado a fomentar proyectos regionales y emprendimientos de base científica tecnológica, se abrió la convocatoria 2023 para el Premio Nacional de Innovación Avonni, organizado por ForoInnovacion junto al Ministerio de Ciencia, Tecnología, Conocimiento e Innovación, TVN y El Mercurio.

Este año el Premio Nacional Avonni busca reconocer innovaciones a lo largo de todo el país que sean de alto impacto, que contribuyan al desarrollo sostenible de Chile y que contengan poder transformador para enfrentar los desafíos país.

“En un escenario de incertidumbre socioeconómica, la innovación es una herramienta estratégica que contribuye a generar valor económico, social y de convivencia. Tiene el potencial de ofrecer soluciones más sostenibles y dar respuesta a los grandes desafíos globales del futuro.”, señaló Guillermo Carey, presidente de ForoInnovación.

Colbún ha estado presente en premios Avonni desde 2007. Este 2023, por segundo año consecutivo será a través de la categoría Colbún Energía. Esta categoría busca reconocer proyectos que brinden soluciones innovadoras a los desafíos del sector, en ámbitos como Producción de energía limpia y a bajo costo que permita diversificar la matriz energética con un foco ESG; Servicios o soluciones energéticas que resuelvan necesidades de grandes clientes en base a la energía eléctrica; Almacenamiento y eficiencia; e iniciativas o campañas que promuevan el uso y el valor de la energía como un recurso de aporte fundamental para la sociedad y el cuidado del medio ambiente.

Diego García, Gerente de Innovación de Colbún, declaró: “Desde la compañía queremos seguir apoyando al ecosistema nacional de innovación, generando un vínculo con las startups más allá de lo comercial, donde nos vean como un aliado, un laboratorio donde pueden probar sus tecnologías, productos y servicios, y contar con todo nuestro apoyo de recursos, conocimientos y capital humano”.

En su versión 2022 Energía Colbún recibió 20 postulaciones, prácticamente el doble que en 2021. El ganador de esta categoría fue T-Phite, del laboratorio de innovación SutrendLab de la Región de Valparaíso, proyecto que con una tecnología pionera en el mundo permite generar baterías ion litio para autos eléctricos a partir de neumáticos fuera de uso, dando una segunda vida a este residuo.

Respecto al valor del premio, Bernardita Díaz , comentó: “Fue una gran emoción para nosotros en Sustrendlab ganar el Premio Avonni Energía Colbún, porque fue un reconocimiento a nuestro trabajo por hacer un planeta más limpio con soluciones tecnológicas desde la ciencia. En T-Phite hay un aporte concreto a la economía circular, ya que se logra generar materia prima para la electromovilidad a partir de un residuo del neumático. El Premio Avonni nos dio una vitrina, que permitió dar escalabilidad al proyecto”.

El Premio Nacional de Innovación Avonni contempla 12 categorías: Energía Colbún, Alimentación Equilibrada Agrosuper, Ciudad Nueva Aguas Andinas, Cultura, Educación, e Innovación Social Caja Los Andes, Innovación Pública BID, Soluciones y Servicios Digitales Entel, Acción Climática y Biodiversidad Arauco, Minería y Metalurgia, Salud y Agro del Futuro FIA. Además, son cinco premios macrozonales apoyados por ISA Intervial y dos reconocimientos especiales: Trayectoria Innovadora Anacleto Angelini y Mujer Innovadora Banco de Chile. Las postulaciones estarán abiertas hasta el 30 de junio a través de la página www.avonni.cl.

Concluido el proceso de postulación, las innovaciones presentadas entrarán en una fase de deliberación por parte de las mesas de expertos. Éstas evaluarán los proyectos para elegir a los finalistas de cada categoría. A partir de esta selección, el jurado -compuesto por veinte integrantes del mundo público y privado con una destacada trayectoria en campos relacionados con la innovación- elegirá a los respectivos ganadores del Premio Avonni 2023, que se darán a conocer en la Ceremonia de Premiación en noviembre.

Lanzamiento en Antofagasta

Con la colaboración de Colbún y Fundación Minera Escondida, se realizó en Antofagasta, el encuentro “Innovar sin límites” Avonni 2023, que contó con la exposición de Pilar Goycoolea, fundadora de Locales Conectados y ganadora Avonni 2021 Innovación Social Caja Los Andes; Arturo Soto, fundador de Budeo y ganador Avonni El Sol 2014; y Paulina González de Robotika y finalista Avonni 2022 Minería y Metalurgia. En la ocasión, además, Melissa Gajardo, directora de Corfo Antofagasta presentó el “Sistema Catalizador de Innovaciones y la Red Antofa Innova”.

En la instancia intervino Diego García, gerente de Innovación de Colbún, quien destacó: “Como Colbún estamos interesados en seguir desarrollando energías limpias en Chile y en Latinoamérica. Un caso concreto es Horizonte. Ubicado en la Región de Antofagasta, es el mayor proyecto eólico en construcción de Chile y uno de los más grandes América Latina. Asimismo, creemos que la innovación es una excelente herramienta para ir adaptándonos a los desafíos ambientales y sociales que día a día conlleva la transición energética. Buscamos seguir posicionándonos en el ecosistema innovador y apoyar a las distintas startups relacionadas al mundo de la energía, con el fin de ir consolidando capacidades de este tipo en el país”.

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La Secretaría de Energía de Argentina confirmó que está muy cerca de enviar al Congreso su proyecto de ley del Régimen de Promoción del Hidrógeno “de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto Invernadero”, por el que incluye tanto el H2 verde (producido a partir de energías renovables), el azul (gas natural) y rosa (nuclear). 

Tras una semana de diversas posturas, dichos y desdichos sobre la continuidad de diversos proyectos multimillonarios en el país, entre ellos el de la firma australiana Fortescue (anunciado en la COP 26 de Glasgow), desde el gobierno despejaron dudas sobre la normativa con la que se pretende brindar estabilidad al sector y promover las inversiones en la materia. 

“El proyecto completó el circuito administrativo, así que en los próximos días será enviado a Presidencia. Trata de dar el marco para que el sector se pueda desarrollar”, aseguró Flavia Royón, secretaria de Energía durante el Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023. 

“El proyecto de ley de hidrógeno está en condiciones de ser elevado al Congreso. El documento está técnicamente terminado y todos anhelamos que se presente pronto”, agregó Verónica Tito, asesora legal de la Sec. de Energía de la Nación.

De todos modos, el nuevo marco normativo que actualizará la vieja ley N° 26123 (promulgada en 2006 aunque vencido su plazo de ejecución), es un tema trabajado desde la post-pandemia. A tal punto que su ingreso al Poder Legislativo es esperado desde fines del 2022, e incluso circuló un borrador de la iniciativa a mediados de febrero del corriente año. 

Mientras que al cierre de marzo 2023, Energía Estratégica accedió a uno de los documentos preliminares de la Estrategia Nacional de Hidrógeno (ENH) de Subsecretaría de Estrategia para el Desarrollo, que describe los fundamentos producción y comercialización de dicho vector en el mercado actual y futuro del país. 

Hoja de ruta que resultó ser clave al momento de idear y escribir el proyecto de ley que, bajo palabras de las autoridades, está próxima a presentarse en el Congreso. 

“Empezamos por la ley pero a mitad de camino nos dimos cuenta que era necesario trabajar la Estrategia Nacional de H2 en paralelo, lo que sirvió como insumo para el proyecto del Ejecutivo”, reconoció Verónica Tito. 

¿Qué propone la ley? ¿Y cuánta vigencia se proyecta? Tal como adelantó este portal de noticias en anteriores oportunidades, será un régimen de promoción de 30 años con foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional que aumentará de forma paulatina desde 35% al 50%. 

Asimismo, la iniciativa contempla que se alcancen todas las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de H2 de bajas emisiones de carbono, entre las que se incluyen nuevos parques de generación, electrolizadores, centrales productoras de vectores de H2, obras para la obtención, procesamiento, almacenaje y/o despacho del mismo y sistemas de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica. 

“Se hizo énfasis en generar herramientas de incentivos para el inversor privado, seguridad y certidumbre, pero también que fuera un marco flexible y adaptable porque estamos frente a una industria desconocida”, manifestó la asesora legal de la Sec. de Energía.

“Tendremos que viabilizar los grandes proyectos con pilotos, mirando el mercado interno y las aplicaciones a escala baja porque sabemos que no se pueden hacer giga-proyectos de un salto, sino que debe ser de forma escalonada”, complementó Gonzalo Montiel, director nacional de vectores productivos estratégicos de la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Nación. 

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En desarrollo de su estrategia para contribuir a la transición energética del país, mediante el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, EPM inició un proceso de contratación para calificar y clasificar proveedores para la construcción de parques solares y eólicos y la interventoría para ellos.

Al respecto, Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, explicó que “lo que queremos con este proceso de contratación es identificar y clasificar un conjunto de empresas expertas en parques solares y eólicos que puedan acompañarnos en el desarrollo de este tipo de proyectos y realizar con ellas un acuerdo de disponibilidad técnica por seis años que nos permita agilizar los procesos de contratación y las ofertas respectivas”.

Las firmas interesadas en conocer más detalles de este proceso contractual pueden consultarlo en el portal “Te Cuento” (https://cu.epm.com.co/proveedoresycontratistas/contratacion/te-cuento), en www.epm.com.co, bajo el código CRW182438.

EPM construye actualmente el parque solar fotovoltaico Tepuy, en el municipio de La Dorada, Caldas, y adelanta estudios para el desarrollo de proyectos solares y eólicos en otras partes de Colombia.

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Durante el mega evento “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”, realizado en República Dominicana, portavoces de fabricantes líderes en energía solar brindaron detalles de los nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas en estos mercados de la región.

Uno de ellos fue Juan Carlos Fuentes, International Sales Director and Business Development de S-5!, fabricante de soluciones de fijación de techos metálicos, quien destacó en diálogo con Energía Estratégicas las últimas novedades de la firma que son furor en México y Centroamérica.

“Lanzamos la abrazadera S-5-RC™ que se adapta a pares de perfiles Riverclack® con PVKIT® para montaje solar sin rieles. Tras rigurosas pruebas, logró tener tres veces más resistencia de la que esperábamos y no genera perforaciones en ese tipo de techo”, aseguró.

Se trata de una abrazadera de techo de metal con junta alzada (SSMR). Diseñado específicamente para adaptarse a la geometría del techo de metal de Riverclack, conecta una amplia gama de accesorios de techo, incluidos paneles solares, sin penetración.

“Este modelo se puede ver en el aeropuerto de Jamaica u otros grandes edificios comerciales. Es por ello, que nos tomó casi un año poder desarrollarlo porque no es fácil dar con la geometría adecuada y obtener la aprobación de los fabricantes de techo”, agregó.

Según el experto, la abrazadera está hecha de aluminio estructural de alta calidad para igualar el rendimiento duradero de Riverclack: “ Hilamos fino en los detalles para cumplir con los 25 años de garantía. Nuestro objetivo es hacer que la instalación sea lo más eficiente y rápida posible”.

“La generación distribuida sobre techo metálico es cada vez más fuerte, sobre todo en México y Centroamérica. Promovemos el uso del techo metálico porque es el mejor para la colocación de paneles fotovoltaicos ya que dura más que la vida útil de un módulo solar y no necesita mantenciones”, añadió.

El diseño de dos piezas del S-5-RC interactúa con la geometría de las nervaduras que protegen el techo de la corrosión y preservan las características de ciclos térmicos de los paneles metálicos.

Ideal para proyectos industriales, comerciales e institucionales de pequeña y gran escala, se puede instalar en cualquier lugar a lo largo de la costura para flexibilidad de colocación. 

La abrazadera crea un enclavamiento mecánico lo suficientemente fuerte como para montar la mayoría de las aplicaciones de techo, con fuerza de sujeción certificada.

“El ADN de la empresa es la innovación por lo que seguimos evolucionando nuevas tecnologías para el usuario final. Estas soluciones son excelentes para mercados muy exigentes como el estado de Florida o el Caribe, en donde hay mucha más carga negativa en fuerza de viento”, concluyó

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La empresa operadora del parque eólico Vientos Neuquinos y referente del mercado renovable, AES, cumplió 30 años en Argentina y lo celebró con el anuncio de una millonaria inversión en energía eólica. La firma confirmó que ampliará uno de los parques que tiene en Buenos Aires con un desembolso de 90 millones de dólares.

Según confirmaron desde la firma en un comunicado oficial, la inversión estará destinada para ampliar el parque eólico Vientos Bonaerenses que está emplazado en la localidad de Tornquist, provincia de Buenos Aires.

«Con esta nueva inversión en el parque eólico Vientos Bonaerenses reafirmamos nuestro compromiso de largo plazo con el país y seguimos contribuyendo al desarrollo sostenible de la Nación, aumentando la producción de energías renovables y acelerando de esta forma, un futuro energético más sustentable”, señaló el presidente y CEO de AES Argentina, Martín Genesio.

El parque actualmente tiene una potencia instalada de 99,75 MW y buscarán ampliarlo a una capacidad productiva total de 153 MW. Para esto se instalarán 9 aerogeneradores nuevos de Nordex-Acciona.

Esta inversión estimada en US$ 90 millones, que demandará más de 300 empleos de forma directa, se enmarca dentro la estrategia global de AES Corporation de «avanzar hacia un futuro energético más seguro y sustentable, basando su producción en fuentes de energía renovable».

AES Argentina es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con una capacidad instalada 4.203,6 MW que representa el 10% de la potencia instalada del país.

La empresa cuenta con un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica, térmica y eólica, con 10 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

AES es referente en el mercado renovable del país con un 15,9% de participación, excluyendo a las empresas de autogeneración. Este objetivo fue alcanzado tras la construcción de sus parques eólicos, que llevaron a posicionar a la empresa como uno de los líderes del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER).

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TrinaTracker, el proveedor de soluciones de seguidores inteligentes de Trina Solar, anunció el lanzamiento mundial de la segunda generación del seguidor Vanguard 2P, equipado con su último sistema de control multimotor.

Se ha demostrado que la configuración 2P y las características de diseño con menos pilares enclavados reducen significativamente los costos de Balance of System (BOS), especialmente en condiciones de suciedad difíciles y escenarios que poseen mayores requisitos de estos pilares.

Los entornos difíciles son cada vez más frecuentes en todo el mundo debido a la disminución de terrenos llanos para plantas solares. Vanguard 2P ha sido el principal producto de TrinaTracker desde su primer lanzamiento en 2021. Su rodamiento esférico patentado evita la desalineación y minimiza la fricción, además de reducir el tiempo y el coste de instalación.

La continua capacidad de R&D (investigación y desarrollo) de módulos y seguidores de la firma hace que sea perfectamente compatible con módulos de potencia ultra elevada y maximiza la generación de energía de las plantas solares. A finales de 2022,  el proveedor de soluciones de seguidores inteligentes había entregado 3GW de seguidores Vanguard 2P en todo el mundo.

La segunda generación de Vanguard 2P utiliza un sistema de control multimotor que sustituye al método mecánico original. En el nuevo sistema de accionamiento, el controlador principal envía órdenes y el controlador secundario las recibe para accionar los motores. El mecanismo inteligente de desarrollo propio permite la sincronización de varios motores para evitar posibles fallos en la estructura, lo que puede ahorrar tiempo, costos en operaciones y mantenimiento.

Además del sistema de control multimotor, también mejora la compatibilidad de la estructura con módulos de mayor tamaño, hasta 685 W. Todas estas mejoras reducen los costos del sistema, disminuyen el costo nivelado de la energía (LCOE) y se adaptan mejor a las superficies más difíciles.

Durante la presentación, Andrew Gilhooly, director de Trina Solar Asia-Pacífico, declaró que «en los últimos años, hemos visto más proyectos en emplazamientos con terrenos en pendiente, desiertos y cerca de regiones costeras. Esto exige que los componentes solares cumplan normas de calidad más severas e incluyan desarrollos más innovadores para funcionar en esos escenarios tan duros. La segunda generación de Vanguard 2P pretende resolver con éxito esos retos».

TrinaTracker cuenta con 19 años de experiencia en el desarrollo y la fabricación de seguidores solares y es la única marca con centros de R&D en Europa y Asia. La compañía ofrece continuamente a los clientes un mejor valor con una estructura más fiable, plataformas inteligentes y un servicio de ciclo de vida profesional.

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El volumen de energía renovable que Colbún comercializó y certificó en 2022 entre sus clientes se triplicó con relación a 2021-alcanzando los 4.668 GWh anuales de energía-. A su vez, el número de empresas certificadas aumentó a 88, en comparación con los 79 de 2021.

El mercado de grandes consumidores de energía -los llamados clientes libres- ha tenido un aumento explosivo en los últimos años, observándose una tendencia creciente de éstos por privilegiar un suministro de energía 100% renovable. Los clientes de Colbún comprenden un universo diversificado entre compañías mineras retail, empresas agrícolas, de alimentos, firmas vitivinícolas, cementeras, entre muchas otras.

“Nuestros clientes nos impulsan a continuar innovando y son el motor de la transición energética. Son ellos quienes a través de sus metas de sostenibilidad nos demandan cada vez más energía renovable. Nuestro objetivo en Colbún es suministrar esa energía renovable, pero que además sea segura, continua y 24/7, para lo cual nuestros embalses en el sur y los proyectos de almacenamiento que tenemos en el norte cumplen un rol crecientemente importante”, dijo José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, durante el encuentro “Un futuro Sostenible: Celebrando a las Empresas Comprometidas con la Energía Limpia”, instancia en la que Colbún reconoció a los 88 clientes libres que recibieron sus certificados de energía sin emisiones. 

Estos certificados, elaborados con datos que fueron verificados por la firma EY Chile, avalan que aquellas empresas que se suman a esta iniciativa cuentan con un abastecimiento de energía 100% renovable. En conjunto, el volumen de energía certificada en 2022 permitió evitar la emisión de más de un millón de toneladas de CO2 al año, lo que es equivalente a sacar de circulación a 374 mil autos o a plantar más de 13 millones de árboles.

Por su parte, Valentina Lira, Gerenta de Sustentabilidad de Viña Concha y Toro -empresa cliente de Colbún- abordó las acciones y desafíos de la compañía en torno al uso de energías renovables. “Nosotros iniciamos este camino hace muchos años y hoy día lo vemos consolidado a través de iniciativas como nuestra certificación de Colbún y nuestra certificación con Green-E, que nos permite etiquetar nuestros productos. Iniciativas como ésta tienen que seguir desarrollándose para que más empresas se sumen a la energía limpia y descarbonizada a través de generadores responsables y renovables como lo es Colbún”, destacó.

Desde 2013 Chile cuenta con un programa llamado Huella Chile, iniciativa que es parte del Ministerio de Medioambiente y cuyo objetivo principal es fomentar el cálculo, reporte y gestión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en organizaciones del sector público y privado del país. En el encuentro participó Johanna Arriagada, Profesional de la División de Cambio Climático y Coordinadora de Medios de Implementación del Ministerio. “Para alcanzar la meta carbono neutralidad, tenemos que reducir entre todos las emisiones de Gases de Efecto Invernadero… y para eso cada organización tiene que hacer acciones específicas, como por ejemplo cambiar las fuentes energéticas de combustibles fósiles a energías renovables”, comentó.    

Finalmente, Ana Luisa Vergara y Daniel Gordon, ambos de la Gerencia de Medioambiente y Sostenibilidad de Colbún, expusieron sobre las iniciativas que está realizando la Compañía en torno a la Sostenibilidad en ámbitos tales como: Huella ambiental, Biodiversidad, Diálogo y Desarrollo de Comunidades, Buenas prácticas con contratistas y proveedores, Equidad de género y Gobernanza. Cabe destacar que este evento fue carbono neutral. 

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La VIII edición de la Semana de la Energía se realizará en Montevideo-Uruguay entre el 6 y el 10 de noviembre, evento co-organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay (MIEM) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), con la participación de la International Renewable Energy Agency (IRENA).

Este fue el anuncio que realizaron la tarde del 17 de mayo, en Montevideo-Uruguay, en el lanzamiento de la Semana de la Energía, el ministro de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Omar Paganini y el secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, junto al subsecretario, Walter Verri, y el director nacional de Energía, Fitzgerald Cantero, además de representantes del BID.

“La Semana de la Energía permitirá debatir sobre la realidad y el futuro de la energía en América Latina, en momentos en que el mundo avanza en la toma de conciencia sobre los problemas energéticos, por un lado, y sobre la importancia de las energías renovables, por otro” señaló el ministro Omar Paganini.

Además, recordó que Uruguay es un líder internacional en esta materia, a la vez que avanza en su segunda transición energética, que, apuesta, entre otros puntos, al hidrógeno verde y los combustibles alternativos, la movilidad eléctrica y la eficiencia energética. El Ministro añadió que otros países de la región atraviesan procesos paralelos, lo que enriquecerá el intercambio.

El secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, celebró que la Semana de la Energía se realice en Uruguay durante el año en que se conmemora el 50.º aniversario de OLADE. «Estamos muy contentos y motivados de realizar esta Semana de la Energía en Uruguay, un país líder en la transformación energética. Agradecemos el apoyo y el compromiso del gobierno uruguayo y el Banco Interamericano de Desarrollo»

Destacó que la Semana de la Energía «es una gran oportunidad para tener una conversación regional con la posibilidad de dialogar con quienes toman las decisiones. Además, a través de la alianza con IRENA tendremos por primera vez una actividad de ellos en América Latina».

Asimismo, señaló que este evento unirá al sector público y al privado para discutir temas “estratégicos desde el punto de vista del desarrollo” de los países latinoamericanos.

“Es un asunto central en la discusión de las políticas públicas de nuestros países”, caracterizados por una gran penetración de las energías renovables, aseveró. También mencionó, que el continente vive “un proceso de transiciones energéticas” caracterizado por “desafíos y compromisos” en materia de agenda energética y climática.

En el marco de la Semana de la Energía, en su VIII edición, se desarrollará un foro de inversiones de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

Sobre la Semana de la Energía

La Semana de la Energía es un evento liderado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), y se trata de una de las principales instancias de diálogo político y estratégico que une a los sectores público y privado para discutir sobre el desarrollo energético de los países de la región en el contexto actual, ya que nuclea a los ministros de Energía de los 27 Países Miembros de OLADE.
Este evento genera espacios en el sector energía de la región reuniendo a gobiernos, empresas, academia y agencias internacionales para impulsar oportunidades en medio de las actuales circunstancias geopolíticas.

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La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, resaltó que las nuevas redes de transmisión en alta tensión que se construirán mediante el Plan Federal de Transporte Eléctrico III permitirán que los proyectos mineros sean cada vez más abastecidos por generación limpia.

«Hay un proyecto para una línea de transmisión que, en particular, atraviesa toda la puna argentina, desde Jujuy hasta La Rioja y San Juan, donde se encuentra el proyecto Josemaría (cobre), y puede posibilitar el desarrollo a una minería de bajas emisiones», sostuvo durante un webinar

«Similar al proyecto del gasoducto en el norte, ayudará a combinar una matriz energética con energías renovables en el desarrollo de la industria y a nuevos proyectos mineros con las menores emisiones posibles», insistió. 

Gracias a ello, y que ya existen varios proyectos en expansión o construcción para la extracción de los minerales críticos para la transición (litio y cobre principalmente), la salteña consideró que habrá una «gran oportunidad» para la generación de tecnología e investigación científica.

No sólo para baterías para los autos eléctricos, sino que posibilitaría el avance de la industria de proveedores y química de base, como también etapas de agregado de valor en diversos nichos de mercado como almacenamiento de energías renovables. 

¿Qué buscan las entidades financieras extranjeras para invertir en la descarbonización de Argentina?

«La minería y este interés que despierta el litio, podemos estar en una nueva ola de desarrollo de proyectos mineros del país», manifestó la secretaria de Energía de la Nación.

“Además, estos proyectos se dan en una región donde se comparten los mejores lugares del mundo para la generación de energía solar. Sería un win – win para ambas industrias» ratificó.

Y cabe recordar que previo a asumir la titularidad cartera energética argentina, Flavia Royón fue secretaría de Minería y Energía del Gobierno de Salta, donde estuvo muy vinculada con la actividad minera y el litio de dicha jurisdicción.

A tal punto que impulsó el Plan Provincial de Desarrollo Minero Sustentable, que promueve la modernización, la innovación y la sustentabilidad de la actividad minera. E incluso, en pasadas declaraciones públicas, manifestó que “en la Puna se puede hablar de una minería verde, con generación de energías renovables».

Mientras que del lado regional, los gobiernos provinciales de Jujuy y Santiago del Estero ya dieron a conocer qué avanzan en fábricas de celdas y baterías de litio; en tanto que EPSE de San Juan prevé generar una mayor conexión con el sector minero, tanto para construir nuevas obras de transporte eléctrico como también para que dicha industria consuma más generación renovable.

Nuevas licitación de transmisión en el NOA

A lo largo de los últimos dos años, el gobierno nacional lanzó algunas convocatorias para obras de transporte eléctrico a través del Plan Federal III en distintos puntos del país. 

El pasado miércoles 17 de mayo, la Secretaría de Energía anunció el llamado a licitación pública para la construcción de la ampliación de la línea de alta tensión de 132 kV entre El Bracho y Villa Quinteros y la Nueva Estación Transformadora Leales, en la provincia de Tucumán. 

Con una inversión de más de $11.500 millones, estas obras beneficiarán directamente a 368.080 habitantes e indirectamente a alrededor de 1.335.106 usuarios, sumado a que garantizarán energía asequible y segura para impulsar el crecimiento de las industrias y empresas tucumanas.

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Más de cincuenta pequeñas y medianas empresas (PyMEs) vinculadas al sector energético de Chile aguardan una solución a la falta de pago y estafas por diferentes servicios prestados en el pasado para la concreción de grandes proyectos renovables de compañías internacional que arribaron al país durante los primeros auges de la transición energética local, principalmente en región de Antofagasta, Atacama y la zona Centro. 

“Varias PyMEs recuperaron dinero gracias a las protestas y tomas de parques durante el año 2021 en la comuna de Maria Elena, pero otras no tuvieron respuesta y algunas están en la quiebra o con embargos de sus bienes particulares”, explicó Mauricio Ocaranza, representante de Ocamaq Servicios SPA (PyME afectadas) y uno de los voceros del grupo de pymes damnificadas, en conversación con Energía Estratégica.

 “El Presidente de la República, Ministerio de Energía, Ministerio de Economía y el Congreso de Chile está en conocimiento de la problemática, por lo que estamos a la espera de la aprobación de la Ley N° 20.416, en tanto que algunas entidades están trabajando en un manual de buenas prácticas, pero lamentablemente sólo sirve que abonen las remuneraciones a las PyMEs”, agregó. 

Si bien hace casi dos años la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile dio media sanción a ese proyecto de ley que protege a pequeñas y medianas empresas ante fraudes en la construcción de energías renovables, todavía no hubo avances en el Senado (actualmente se encuentra en Comisión de Economía) y las entidades demandantes reclaman un desenlace favorable en el corto plazo. 

“Lo único que nos interesa es que se apruebe para afirmarnos de algo como PyMEs, luego las modificaciones se podrían hacer una vez se promulgue. Pero lamentablemente no hubo voluntad política para golpear la mesa a las grandes compañías y solucionar los pagos que adeudan, que entiendo no bajó de los 12000 millones de pesos”, manifestó Ocaranza. 

“Igualmente, nos pone contentos que existan proyectos de energía limpia, porque generan mano de obra calificada y nos desarrollarnos profesionalmente como empresa, pero lamentablemente hay compañías y subcontratistas que sólo generaron un daño a las PyMEs e industria energética a través del incumplimiento de pagos”, aclaró.

 Pero ante la falta de una respuesta o conciliación económica, varias empresas damnificadas continúan su lucha a través de diálogos para recuperar el dinero y otras llevan a cabo protestas en los parques renovables ya en operación o en construcción. 

Un ejemplo de ello fue la reciente manifestación en la planta fotovoltaica Las Mesetas, ubicada en el sector de Bypass / Los Rosales, donde se encendieron barricadas y bloquearon el ingreso a la obra.

Pero ese tipo de exigencias parece no ser el último eslabón de las medidas que se analizan entre las PyMEs en peor situación, sino que según pudo averiguar Energía Estratégica, algunos grupos ya piensan en tomar medidas más extremas, desde protestas de mayor duración temporal hasta la propia quema de los parques de generación renovable.

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El proyecto H24U resultó seleccionado por el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde para recibir el apoyo económico para la implementación del primer emprendimiento comercial de transporte de carga que utilizará el hidrógeno verde como energético.

La convocatoria, lanzada en 2022, estuvo dirigida al financiamiento y apoyo en la construcción, producción y uso de hidrógeno verde y sus derivados. El fondo es llevado adelante por el Ministerio de Industria Energía y Minería (MIEM), el Laboratorio Tecnológico del Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII), con el cometido de financiar proyectos de investigación, innovación y formación en hidrógeno verde.

El llamado abierto para proyectos se realizó en dos etapas: primero un llamado a perfiles, para luego avanzar en la presentación completa de los proyectos comerciales. La recomendación del proyecto seleccionado fue realizada por un comité técnico conformado por representantes del sector académico uruguayo (docente e investigador de la UdelaR y miembro de la RedH2Uy), técnicos del MIEM y especialistas en el tema de los Países Bajos y de Alemania.

El proyecto H24U, presentado por el consorcio integrado por Saceem y CIR, resultó beneficiario de esta convocatoria y accederá a 10 millones de dólares no reembolsables, a otorgar en un periodo de 10 años, para desarrollar un proyecto que incorporará la tecnología de desarrollo y producción del hidrógeno verde en distintas dimensiones y áreas productivas. El proyecto prevé una inversión de 43,5 millones de dólares.

La primera área de abordaje será el transporte de carga pesada, responsable de aproximadamente el 28% de la demanda energética del país (según Balance Energético Nacional 2021) y que en la actualidad se abastece casi en su totalidad de derivados del petróleo. El proyecto prevé el desarrollo, ingeniería y producción de hidrógeno verde que se utilizará en camiones que serán especialmente adaptados, y tendrán como destino el transporte forestal.

Por otro lado, en etapas posteriores, en conjunto con la empresa Conecta, el proyecto podría inyectar hidrógeno verde en la red existente de Gas Natural de Paysandú. Esta iniciativa sería un primer piloto que permitirá evaluar su posterior incorporación en mayor escala en la progresiva descarbonización de las redes de gas natural.

Estas dos iniciativas están pensadas de manera integral, desarrollando camiones específicamente para las necesidades del mercado forestal Uruguayo y centralizando  la producción de hidrógeno verde en un único punto para alimentar esta misma flota de camiones.

La iniciativa permitirá impulsar el desarrollo de normativas y conocimiento, que permitan luego escalar la tecnología a otras actividades a nivel nacional, generando experiencia e insumos para el desarrollo de políticas públicas enfocadas en el desarrollo sostenible.

H24U es un proyecto con fuerte transferencia tecnológica de empresas líderes a nivel mundial, que además capacitará a profesionales uruguayos para sentar las bases de futuros desarrollos para el crecimiento de la industria del hidrógeno verde en nuestro país.

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La profesionalización del sector fotovoltaico es fundamental para aprovechar el potencial de la energía solar en México y avanzar hacia un futuro más sostenible y energéticamente eficiente.

No obstante, esta requiere de un marco regulatorio claro y estable que promueva estándares de calidad, normativas de instalación y conexión a la red, procesos simplificados para los trámites administrativos, acceso al financiamiento e investigación y desarrollo.

Bajo esta premisa, Aldo Díaz Nuño, Presidente Nacional Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) destaca los grandes desafíos que enfrenta la industria en conversaciones con Energía Estratégica.

¿Qué retos se presentan en la profesionalización del sector?

El reto más grande sigue siendo la barrera gubernamental y la madurez de la población. Aunque la actual administración no ha creado políticas en contra de la generación distribuida en México, cuando ha demostrado acciones hacia el mercado de utility, se ha afectado profundamente el mercado de generación distribuida. Esto es porque el mercado mexicano no entiende todavía las diferencias entre uno y otro.

El segundo reto es el llevar la profesionalización por encima de lo técnico. Más allá de no cumplir con la norma, la mayoría de las instalaciones no cuenta con un contrato y un respaldo jurídico adecuado. Las empresas son en su mayoría pequeñas y no cuentan con planes de desarrollo, elementos de administración y visión empresarial, estrategias de posicionamiento y valor diferencial, entendimiento de los beneficios económicos y fiscales, etcétera. 

Esto es vital, ya que sin este conocimiento más allá de lo técnico, lo que está ocasionando son falsas promesas en el mercado. Muchas empresas quebraron dejando a los clientes colgados. Este fenómeno es ocasionado por falta de ética, resoluciones rápidas y ventas sin un modelo de valor claro, entre otras cuestiones.

¿Y cuales son las oportunidades?

 Las oportunidades en México son muchas, desde la política pública hasta la legislación. Es importante el apoyo de proyectos que permitan apuntalar a una transición energética de valor, segura y sustentable.

También es necesario implementar un canal de comunicación en todos los actores como fabricantes, distribuidores e instaladores para crear reglas claras y apuntar hacia un mercado competitivo y de calidad.  

México tiene todas las características y condiciones para estar en los rankings mundiales de uso de energía solar y vamos a lograrlo. Los retos son mayúsculos. En ello estamos ocupados. Debe quedar claro que no son suficientes la buena voluntad, el discurso o el agravio. 

Estamos ante un cambio de paradigma que exige un esfuerzo conjunto del tamaño de las dificultades. ¿Cómo vamos a defender la profesión? Evidentemente, siendo mejores. Creando canales de comunicación asertivos, modelos educativos actualizados y creando una comunidad transparente que permita sumar.  

Hay oportunidad en México que las marcas en cualquier parte de la cadena tomen un liderazgo de mercado que les permita crecer de manera constante. El que gane la batalla tendrá mercado al menos para los próximos 12 años.

¿Ha crecido el número de certificaciones para profesionales en energía fotovoltaica?

Las certificaciones actualmente siguen siendo las mismas. Esperamos que a final de año se obtenga una actualización en ella. Sin embargo, los modelos educativos han crecido hacia la especialización. 

Ya no basta el conocimiento de la norma técnica, ahora se está impulsando hacia mercados individuales como: electromovilidad, bombeo solar, termografía de drones, etc. 

De igual manera, se ha ampliado para que profesionales de otras áreas puedan tener acceso a la especialización en energía fotovoltaica apegadas a su rama, como especialistas en contratos legados y reglamentación energética, marketing digital orientado a modelos de valor energético, formación en alta dirección para mujeres en energía, entre otros.

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