energiaestrategica.com

El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá, se desarrolló el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit), donde participaron más de 500 empresarios y empresarias interesados en el desarrollo de las energías renovables en Latinoamérica en general, y en Colombia en particular.

Uno de ellos fue Elié Villeda, Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North de First Solar, quien destacó que, a nivel global, la demanda que en 2022 de módulos fue por alrededor de 40 GW de módulos fotovoltaicos, cifra que dobla los 14 GW de capacidad productiva anual que posee actualmente First Solar.

Estamos en el momento de una adopción masiva de solar” tanto a nivel mundial como latinoamericano, observó. Señaló que “antes las empresas dudaban un poco en invertir en solar”, pero que esa incertidumbre actualmente quedan disipadas

Para atender la creciente demanda Vileda recordó que First Solar incorpora dos nuevas fábricas, una de 3,3 GW en la India, para suplir mercados local y de países vecinos, y otra de 3,5 GW en EEUU. En efecto, el directivo considera que al 2025 la capacidad productiva girará en torno a los 19 GW.

Principales mercados en Latinoamérica y nuevas tecnologías

Durante el encuentro, el directivo enfatizó que los mercados clave para First Solar son Brasil, Colombia, México, sobre todo “por temas de generación distribuida”.

“Brasil sigue siendo ahorita el número uno para nosotros por el tamaño que representa. Y es un mercado en el que nosotros, como empresa, tenemos mejores rendimientos energéticos en nuestro panel solar: un clima húmedo y cálido como el de Brasil, Colombia, Centroamérica y Caribe, es ideal”, resaltó.

En esa línea, Vileda aseguró que First Solar tiene una ventaja respecto a sus competidores: la compañía puede generar órdenes de venta al mediano plazo por estar fuera del sistema de producción de semiconductores a partir de silicio -ellos lo elaboran con teluro de cadmio (CdTe)-. Esto les permite no dependen de los precios oscilantes de este metaloide y asegurarse contratos.

“Partimos de una base tecnológica pura. O sea, sabemos qué es lo que vamos a producir de aquí al 2026, cosa que otros competidores nuestros no pueden. Ellos pueden cerrar contratos a muy corto plazo, 2023, 2024, pero nadie va a firmar un contrato de 2025 porque no saben ni a cuánto va a ser el precio del silicio, no saben cuál va a ser su potencia del panel”, explicó.

Y anticipó que a mediados de este año comenzarán a comercializar los primeros paneles bifaciales de capa fina: los Serie 7 TR1. “Ya lo estamos certificando con todas las ingenierías independientes, pero estamos haciendo el roll out completo de paneles bifaciales”, confió.

Se trata de paneles de hasta 540 W, hasta 19,3% de eficiencia, una tasa de degradación anual garantizada del 0,3% y 30 años de garantía, que combinan la tecnología de telururo de cadmio de película delgada (CadTel) de First Solar con un factor de forma más grande y un nuevo e innovador sistema de montaje de riel posterior para brindar una mayor eficiencia, una mayor velocidad de instalación y un rendimiento energético de por vida inigualable para proyectos fotovoltaicos a gran escala.

“No estamos cambiando en nada nuestro semiconductor, pero el serie 7 sí estamos cambiando una parte que queremos hacer ahorros para los desarrolladores, que es en el BOS. Y ese panel ya no va a tener un marco alrededor del módulo, sino va a tener acero. Como bien lo sabemos, los precios del aluminio están fluctuando mucho, por eso vamos a utilizar dos rieles de acero en la parte de atrás para una instalación muchísimo más rápida”, resaltó Vileda.

La entrada First Solar apunta a 19 GW de producción y en meses lanzará su última tecnología en paneles solares en Latinoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del Foro «Innovación y soberanía tecnológica: Hidrógeno Verde; Retos y Oportunidades”, organizado por la Cámara de Diputados y la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), se definieron las acciones específicas que México debe realizar apresuradamente para impulsar la industria de energía del futuro, siguiendo puntualmente la hoja de ruta.

En el salón verde de la Cámara baja y con una nutrida asistencia, Javier López-Casarín, presidente de la Comisión de Ciencia, Innovación y Tecnología de la Cámara de Diputados, presentó un punto de acuerdo donde solicita a  la Secretaría de Relaciones Exteriores (SRE) a impulsar un mercado regional de hidrógeno.

En conversaciones exclusivas con Energía Estratégica, Israel Hurtado, presidente de AMH2,  destaca: “Lo más importante es que por primera vez en México, una autoridad del Poder Legislativo, presenta una moción para que las secretarías tomen acciones y se involucren para impulsar la industria del hidrógeno en la región”. 

Para desarrollar este vector energético en México se requiere un apoyo específico para mostrar procesos de producción y aprovechamiento económicos, identificar posibles proyectos y desarrollar modelos de negocio. Por ello, el punto de acuerdo cobra importancia y es considerado como un hito para el sector.

“Es el primer paso, pero un gran paso. Seguramente pronto vamos a ver alguna acción por parte de la SRE”, agrega el experto con gran expectativa. 

En este sentido, Hurtado explica que a partir del foro de ayer y del punto de acuerdo presentado, crearon un grupo de trabajo entre la Comisión de Ciencias y Negociaciones de Ecología y la Asociación Mexicana de Hidrógeno para definir una ruta para poder detonar la industria del hidrógeno en México. 

“Es súper importante la creación del grupo de trabajo para adecuar el marco regulatorio y normas técnicas en torno al hidrógeno verde. La idea es que juntos podamos definir una ruta que avance y llegue a ser aprobada por parte del Gobierno Nacional”, concluye.

La entrada La Cámara de Diputados y AMH2 se unen para mejorar el marco regulatorio del hidrógeno verde en México se publicó primero en Energía Estratégica.

En noviembre del 2023, la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) cumplirá 50 años acompañando el desarrollo de políticas energéticas de la región y su nuevo secretario ejecutivo llega con energías renovadas para hacer frente a los desafíos que los planes de transición o transiciones energéticas tienen en cada mercado.

“Solidaridad, justicia e integración regional” son los ejes que Andrés Ignacio Rebolledo Smitmans adelantó que tendrá como prioridad en su gestión al frente de la institución.

Para brindar más precisiones al respecto, Andrés Rebolledo brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica en la que analizó la actualidad del sector energético regional y adelantó las distintas líneas de trabajo que impulsará en el periodo 2023-2025.

“Lo que pretendemos hacer desde este organismo intergubernamental, compuesto por los gobiernos, es tratar de apoyar en varias dimensiones como la planificación, innovación, desarrollo de políticas energéticas, la capacitación energética de profesionales del sector público y privado, entre otros. Y en ese marco, los productos que tiene OLADE son de diverso carácter técnico, estudios, encuentros, seminarios, Cooperación Sur-Sur”, precisó el secretario ejecutivo de OLADE.

Rebolledo, economista chileno y destacado exministro de Energía en Chile, observó que la gran diversidad energética, la convergencia y la complementariedad entre países con la que se ha encontrado en la región podrá ser promovida a la par que se resuelven algunos retos adicionales en cada uno de los mercados ya que al abordar las transiciones energéticas también es preciso atender las transiciones económicas.

De allí es que las actividades que impulsará OLADE irán más allá de un fortalecimiento institucional y de los sistemas de información, también atenderá a las distintas urgencias de carácter técnico, económico y energético para reforzar un diálogo interministerial que promueva la integración regional y la seguridad energética. El momento para dar un salto en estos temas sería hoy.

“Hay temas que hace un par de años, prepandemia y preguerra en Ucrania, que no estaban instalados como una prioridad y se daban por descontados. Por lo que cada cual estaba con distintos matices, timing y aproximaciones. Pero ahora se instala el tema de las transiciones, la seguridad y la integración energética. Y ante eso la OLADE tiene un rol fundamental y más importante que nunca”, consideró Rebolledo.

En conversación con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, Rebolledo también se refirió al rol que tendrá OLADE y las oportunidades que se abren para un mayor despliegue de energías renovables.

¿Cómo acompaña OLADE a los compromisos de los países en la Agenda 2030? ¿Pesan más las discusiones políticas o económicas para lograr consensos en la región? ¿Qué escenarios, tecnologías y metas posibles de lograr identifican? Son otras de las preguntas a las que dio contestación en directo Andrés Rebolledo. 

El video de la entrevista se encuentra aún disponible en el canal de YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica para que todos los interesados puedan acceder a los testimonios completos del nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

La entrada A fondo: qué se espera para las energías renovables en Latinoamérica con Rebolledo al frente de OLADE se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de la mesa de diálogo público-privada, que analizó el estado actual del Mercado de Corto Plazo, la Comisión Nacional de Energía (CNE) destacó el avance que registran las propuestas planteadas en esta instancia de trabajo, entre las cuales se encuentra la publicación de un reporte trimestral de análisis razonado de las disconformidades, el cual fue publicado por el Coordinador Eléctrico Nacional.

La solicitud de este reporte, por parte de la CNE al Coordinador Eléctrico Nacional es uno de los instrumentos de monitoreo de mercado propuestos en el subtema de las garantías, en lo que se refiere a la cadena de pagos en el mercado de corto plazo.

Resultados

El documento publicado contiene un resumen de disconformidades por facturas no pagadas vigentes en el mercado de corto plazo, que se encuentran ingresadas en la plataforma de Portal de Pagos, y su evolución dentro del trimestre octubre 2022 a diciembre 2022.

En su primera emisión se verificó una disminución en la evolución de la deuda total, pasando de 291 a 217 deudores entre octubre y diciembre del año pasado, así como en el monto de la deuda, de $13.641 millones a $6.663 millones en el mismo periodo.

El Ministro de Energía, Diego Pardow, destacó este avance: «Esta es una muy buena noticia porque demuestra el inicio de un conjunto de medidas concretas que se adoptarán y que son además reflejo de un trabajo colaborativo».

La publicación del reporte también fue valorada por el Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, por cuanto “refleja la concreción de las primeras medidas propuestas en una mesa público-privada, donde primó la colaboración y el ánimo de encontrar soluciones a ciertas situaciones dentro del mercado de corto plazo”.

“Seguiremos avanzando en el cronograma de medidas definido en esta instancia y que es de conocimiento público. De hecho, la CNE ya está trabajando en modificaciones a las bases del siguiente proceso de licitación de suministro para clientes regulados, para que, dentro del marco legal vigente, puedan dar cuenta de las nuevas circunstancias en que se está desenvolviendo el mercado eléctrico”, señaló la autoridad sectorial.

La entrada Ante insolvencias: Se ejecutan cumplimiento las primeras medidas de la Mesa público privada de Mercado de Corto Plazo se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector privado, México está atravesando un momento complicado para la transición energética debido a las cancelaciones de las subastas del gobierno actual y el Plan Sonora viene a ser uno de los únicos proyectos en favor de las energías renovables en el último sexenio. 

La gestión de Andrés Manuel López Obrador anunció el inicio de las pruebas del Plan Sonora con el objetivo de que entre en operación comercial para el 21 de abril, lo cual generó grandes expectativas en el sector.

El Plan Sonora de Energías Sostenibles tiene cuatro ejes principales: la generación de energía eléctrica por fuentes renovables; la integración de proyectos para la licuefacción de gas natural; la utilización o la explotación de litio para vincularlo a la cadena de valor de la fabricación de baterías para vehículos eléctricos; y la modernización del puerto de Guaymas en el estado de Sonora.

En este sentido, Fernando Rodríguez Tovar, director general del Clúster de Energía Sonora, asociación civil sin fines de lucro que busca volver más competitivo al estado sonorense a través de una industria energética fuerte, afirma: “El Plan Sonora es un cambio de visión en el gobierno federal después de años difíciles para el sector de las energías renovables en México”.

“Estamos felices de que se desarrolle el plan y vemos muy positivo que Sonora sea la cabeza de ello porque puso a este estado en el mapa. Solo falta incentivar y ayudar a que la industria privada siga haciendo ese tipo de inversiones para tener un ecosistema más completo”, agrega, en diálogo con Energía Estratégica.

El clúster, integrado por empresas del sector energético, instituciones de gobierno y diferentes actores de la sociedad, trabaja en propuestas, estrategias, programas y eventos para que el plan Sonora se pueda cumplir en tiempo y en forma aprovechando la proveeduría local y sus oportunidades.

En este sentido, el especialista sugiere cambios que benefician el megaproyecto: “A ese plan le falta todavía integrar mayores oportunidades de infraestructura, porque tenemos electricidad de sobra en Sonora, pero no se aprovecha porque no hay infraestructura para llevarla donde se necesita”.

Para el clúster, la falta de experiencia de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en la construcción de proyectos de energía renovable ha sido una desventaja. Además, los procesos de procura han sido centralizados, lo cual dificulta la contratación de proveeduría local.

“Vemos positivo que haya una participación del Estado de Sonora, pero se está relegando a la operación y no a la planeación. Esa centralización de la construcción de la obra, hace que haya un desconocimiento de las necesidades particulares de donde se va a necesitar esa energía”, asegura el experto. 

No obstante, el especialista nota un crecimiento del sector y mayor apertura de la industria. Además, vislumbra la atracción de inversiones al estado de Sonora siempre y cuando se vinculen los proyectos de gobierno con las necesidades de la industria. 

“Estamos dispuestos a vincular a esos planes de gobierno que son muy buenos, con las necesidades de la industria y de la población en general para que las cadenas de valor se fortalezcan y haya también más proyectos privados”, añade. 

La entrada Fernando Rodríguez del Clúster de Energía Sonora: “Al Plan Sonora le falta todavía integrar mayores oportunidades de infraestructura” se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector privado, la cancelación de subastas del Gobierno mexicano produjo una reducción paulatina de desarrollos. En los últimos años, muchos proyectos se detuvieron y las empresas decidieron cambiar su estrategia, dejando en standby sus desarrollos. Algunas los cancelaron y otras migraron hacia países de Latinoamérica como Colombia, uno de los mercados que ha despertado mayor interés los últimos años.

En este marco, Jorge Ochoa, Business Development Manager de Latinoamérica en UL Solutions, la multinacional científica de seguridad enfocada en la innovación de soluciones renovables, le confía a Energía Estratégica: “Estamos apoyando desarrollos de un volumen aproximado de 5 GW. Todavía sigue siendo un número bajo con respecto al potencial de país, pero ha incrementado significativamente con respecto a los años anteriores”.

“Los intentos fallidos del gobierno de cambiar las leyes para favorecer el control de la generación, han provocado que el mercado se quede en stand by. No obstante, en los últimos seis meses ha empezado a haber movimiento de empresas que vuelven a mirar con buenos ojos el desarrollo de proyectos”, celebra.

En este sentido, el especialista es optimista y vislumbra un escenario positivo para las energías renovables a nivel nacional, pero que está marcado por la política nacional y el escenario próximo de las elecciones del 2024: “Algunas empresas están empezando a invertir en desarrollo. Ven esta detención de proyectos como algo temporal, pero siguen teniendo apetito por México”.

“Está claro que el país necesita energía y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), es consciente que no es capaz de generarla toda. Sabe que necesita de privados y que la plantación energética renovable es imperante”, agrega.

A su vez, afirma que los diferentes participantes del mercado eléctrico en México están empezando a tener interés, sobre todo, en proyectos relacionados con almacenamiento e hidrógeno, los cuales son cada vez más frecuentes en muchos países de Latinoamérica.

El experto del sector ratifica que, en este año electoral, la agenda de renovables es estratégica para cualquier gobierno que llegue al poder.

“La lógica te dice que se crearán políticas en favor de las renovables y que los privados definirán la agenda junto con el gobierno. Por eso, desarrolladores serios que piensan a largo plazo ya se están adelantando. Saben que el momento de moverse puede ser ahora”, explica.

“Estamos en un descongelamiento, se está empezando a mover, pero aún falta claridad. No sabemos a qué ritmo crecerán los proyectos de energías renovables, ni en qué condiciones”, enfatiza.

Retos para las empresas en este clima de incertidumbre

Ochoa predice que el mayor desafío será obtener visibilidad sobre las reglas del juego: “Debemos tener regulaciones del esquema de compra-venta de energía, claridad en los requerimientos sobre el almacenamiento y transporte de hidrógeno verde”.

Para el especialista, todos los retos estarán enfocados en el autoabastecimiento para la generación distribuida que está cobrando importancia en toda Latinoamérica.

“La comunicación que tendremos con el CENACE y la CFE para plantear seriamente este tipo de soluciones en pos de darle más estabilidad al sistema será todo un desafío. Uno de los puntos principales es tener claridad sobre el plan que adoptará el gobierno, antes del cambio de gestión”, insiste.

Tips para el éxito de proyectos

En este panorama incierto, el experto brindó consejos a tener en cuenta a la hora de garantizar el éxito de proyectos de energías renovables.

“Es importante tener paciencia y estar alerta a las señales del mercado. Deben intentar mitigar los riesgos de la mejor manera en las etapas más tempranas. Técnicamente, deben confiar en empresas con experiencia para que midan y detecten los riesgos con el objetivo de asegurar el éxito de esos proyectos”, comenta.

“También es necesario hacer mucho más estricto el proceso de subastas para que la repartición de riesgos no sea tan grande”, añade.

La Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ) celebró esta semana un diálogo de alto nivel entre el sector público y privado sobre la realidad eléctrica en Honduras.

Retomar licitaciones abiertas, transparentar compras directas, disminuir pérdidas y reducir los costos de generación fueron los ejes del debate al que asistieron Erick Tejeda, secretario de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE); Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE); Carlos Hernandez, director ejecutivo de la ASJ; y Kevin Rodríguez, experto en temas energéticos.

“El subsector eléctrico se ha convertido en una limitante para potenciar el desarrollo económico y la estabilidad fiscal del país. Reconocemos y valoramos que en el 2022 hubo esfuerzos por rescatar a la ENEE que constituyeron inyección de fondos de la administración a la empresa pero aún así las pérdidas y las moras siguieron creciendo. La cobertura aumentó pero de manera mínima y tuvimos más apagones faltando suministro a buen precio”, introdujo Carlos Hernandez, director ejecutivo de la ASJ.

En su presentación el referente de la ASJ precisó que en 2022 se ejecutaron L 3,879 millones, equivalente al 48% del presupuesto de seguridad, para la reducción de pérdidas y mora. Sin embargo, el año pasado las pérdidas de energía aumentaron un 3.1% en 2022 comparado al 2021, con el agravante de que las pérdidas fueron las más altas de los últimos 6 años, teniendo una repercusión económica de L 18,213 millones (USD 740 millones). Y que a la par del aumento de la mora de usuarios, la tarifa promedio continuó incrementándose; según cifras compartidas durante el debate, de junio del 2018 a diciembre de 2022 en promedio aumentó un 60%, dando como resultado que, si bien algunos usuarios obtuvieron subsidio del 100%, los hondureños promedio pagaron más por kWh que residentes de New York, Houston y Chicago en el pasado año.

 Erick Tejeda, secretario de energía, señaló que como estas temáticas se están abordando desde la política energética “holísticamente y a largo plazo” sus efectos no serán tan inmediatos pero promete generar estabilidad para todos los actores del mercado principalmente para los usuarios finales alineándose a la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social (ver).

“Entendemos, desde que asumió la presidenta y desde que estamos en la gestión, que el problema de pérdidas es fundamental, es vital y junto con los costos de generación son los dos problemas probablemente más importantes del subsector. Por ello, el 5 de julio lanzamos el Programa Nacional de Reducción de Pérdidas (…) [además de la renegociación de contratos] pero hay que entender que el gobierno y la burocracia tiene tiempos diferentes a una empresa privada porque se manejan mecanismos públicos y hay que seguir mecanismos de transparencia”, sostuvo.

El tema transparencia también se trató en lo relativo a contrataciones directas. Kevin Rodriguez sumó una consideración al debate en lo vinculado a evitar contrataciones directas “un peligro para el país es la contratación directa. No amerita bajo ninguna circunstancia una contratación así de emergencia. Porque una contratación sin licitación está abierta a corrupción, no tiene transparencia”, subrayó el experto energético.

Sobre el tema “licitaciones” se abordaron dos perspectivas. Por un lado, la convocatoria de 450 MW que sigue pendiente de lanzarse y que genera expectativas por la apertura que podría generar para que ingresen nuevos jugadores en el mercado; ahora bien, se advirtió que sería preciso minimizar riesgos para asegurar que se den nuevas inversiones. Por otro lado, la propuesta de licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional se trató como un gran punto de oportunidad para cubrir rápidamente las demandas actuales del sistema.

A partir de allí se desprendió otro tema de valor y son los costos de generación. ¿Cómo quedó el promedio de precios tras la renegociación de contratos? ¿Qué tecnologías son más competitivas? ¿Qué ventajas y desventajas tiene ofertar conjuntamente potencia y energía?  Son algunas de las preguntas que quedaron en el tintero.

“El mercado latinoamericano ahorita es un boom. A nivel mundial representa ya una muy buena cantidad de GW de potencia instalada. Tenemos como el gran monstruo de Latinoamérica tenemos a Brasil, Y tenemos a otros mercados que lo están siguiendo, como es el caso de Colombia, como México o Chile”.

Con este análisis comenzó la entrevista realizada a Eduardo Solis Figueroa, gerente de mercadeo para la región latinoamericana de la empresa Growatt, durante el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit) realizado el pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá.

“Colombia es un mercado que está en pleno crecimiento. Yo digo que está en un crecimiento exponencial. Si vemos los números, es un crecimiento no lineal porque en materia fotovoltaica, como en materia de almacenamiento, estamos teniendo crecimientos muy rápidos”, observó Solis durante la doble jornada que albergó a más de 500 empresarios y empresarias del sector renovable.

El ejecutivo de Growatt remarcó que en estos momentos la compañía lidera ventas de generación distribuida en México. “Lo mismo encontramos en Brasil, marca número uno. El mercado de Chile, estamos entrando muy fuerte recién a final de este año con nuevos productos. Y el mercado colombiano nos estamos posicionando muy fuerte. Aún no somos la marca número uno, pero eso es a lo que estamos apuntando”, advirtió.

“Estoy viendo que hubo un crecimiento a nivel Latinoamérica, sobre todo por el hecho de Brasil, de aproximadamente un 80% comparado con el año anterior. Casi el doble. Entonces realmente hemos crecido mucho y para Growatt, Latinoamérica es un mercado muy importante”, sostuvo Solis.

Innovación tecnológica.

¿Por dónde pasan las claves? “Según los estudios de Wood Mackenzie, somos la empresa número tres a nivel de ventas de inversores a nivel mundial. Eso nos coloca en una posición estratégica a nivel mundial y a nivel Latinoamérica. ¿Y cómo hemos podido alcanzar esta posición? A través de la innovación tecnológica”, reconoció.

Y reveló: “Algo muy interesante que hacemos en Growatt es que, como tenemos un equipo local, podemos trabajar muy de la mano con nuestros partners, con nuestros colegas acá en los distintos mercados regionales y desarrollar productos para la región”.

Así mismo, el ejecutivo enfatizó sobre la tecnología dedicada al almacenamiento. “Estamos trayendo productos nuevos para el mercado comercial, industrial, para el mercado residencial”, confió y precisó: “Hemos lanzado los inversores fotovoltaicos a bajo voltaje, me refiero de 220 a 480 volts, los inversores de mayor potencia que existen en estos voltajes”.

“Estamos haciendo un impulso muy grande por desarrollar el mercado fotovoltaico para la industria y también estamos desarrollando soluciones de almacenamiento para estos mercados”, destacó.

Por otro lado, aseveró que están enfocándose a la generación de “energía inteligente”, “que es toda la integración de autos eléctricos, de cargadores de autos eléctricos, de carga rápida, de tipo 1, tipo 2, tipo 3”.

En efecto, completó: “Es toda una solución inteligente que estamos haciendo: almacenamiento, cargadores de autos eléctricos, fotovoltaica, y todo es interconectado a través de la nube… Todo es inteligente”.

Expectativas

Para este año, el ejecutivo comentó que las expectativas pasan por “seguir siendo la marca número uno de generación de distribuida, el mercado utility está detenido en México por el momento, entonces pretendemos seguir siendo la marca número uno. Lo que es el caso de Brasil, igual, seguiremos siendo el número uno”.

Respecto a Chile, uno de los mercados más maduros de la región, Solis confió: “Esperamos tener un crecimiento significativo este próximo año y posicionarnos dentro del top 3”.

“Hay almacenamiento interesante en Chile, una línea probada recientemente. Tenemos lo que son las PMGDs en Chile. Y, además, hay muchos proyectos en fase de construcción para 2023, alrededor de 2 GW”, observó el ejecutivo de Growatt.

Y respecto a Colombia, Solis remató: “”speramos que en 2023 ya estemos colocados como la marca número uno de generación distribuida y autoconsumo, autogeneración de pequeña y gran escala. Hablamos de proyectos desde 1 W hasta 5 MW. Es nuestro mercado que esperamos posicionarnos como marca número uno aquí en Colombia”.

El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá durante el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit) participaron más de 500 actores del sector privado interesados en el desarrollo de las energías renovables en Latinoamérica en general, y en Colombia en particular.

Uno de ellos fue Juan Esteban Hernández, director de Desarrollo de MPC Energy Solutions, proveedor global de energía sostenible, quien participó de una entrevista exclusiva.

En efecto, el especialista destacó: “Hemos avanzado con dos proyectos solares en Colombia. Uno se llama Los Girasoles y ya se ha culminado. El otro, se llama Planeta Rica y cuenta con 26 MW. La capacidad neta en estos dos parques es de 37 MW. Esperemos que entren en operación en 2023”.

La inversión tomada por la empresa ronda los US$40 millones. En toda la operación, la capacidad actual es de alrededor de 200 MW en energía eólica y alrededor de 400 a 500 MW en energía solar fotovoltaica”.

“También en centro américa, estamos con tres proyectos en construcción: dos en El Salvador y uno en México”, agregó.

En el momento de la entrevista, la empresa ya contaba con un portfolio de 300 MW en desarrollo en Colombia, con la expectativa de seguir creciendo. 

“Para los próximos dos años, esperamos un incremento de MW considerable en Colombia, México y el Caribe”, comentó Hernández. 

De acuerdo al ejecutivo, allí se ubican los mercados más atractivos para la transición energética, seguidos por los países: República Dominicana, Panamá, Guatemala y El Salvador.

A su vez, remarcó el apetito de la multinacional por los proyectos de almacenamiento de energía. El experto señaló que han estado trabajando en un proyecto del Caribe, en la isla de Saint Kitts, que tiene 37 MW solar y 20 MW de storage. 

“Es un desarrollo emblemático de la región porque la dependencia del petróleo en el Caribe es brutal y los precios están por las nubes así que esta iniciativa vendría a darles respaldo en cuanto a la reserva de energía”, agregó.

Con respecto al país donde se realizó el mega evento, Hernández reconoció que hay grandes oportunidades pero que es importante mejorar las opciones de financiamiento en el desarrollo de proyectos.

“Para poder comercializar la energía hay los suficientes mecanismos y herramientas. Si bien hay proyectos que están en desarrollo a través de contratos bilaterales de PPAs y de subastas privadas, aún se necesita más estructura financiera”, enfatizó. 

“Por ello, sería oportuno el lanzamiento de más subastas de energías renovables en Colombia ya que sería una señal o mensaje muy interesante por parte del gobierno”, concluyó.

México tiene todo para ser uno de los jugadores principales en el mundo en auto abasto y exportación de hidrógeno verde, pero para lograrlo, requiere inversiones por 60 mil millones de dólares del 2025 al 2050 y que se dé certeza jurídica a los inversionistas con líneas estratégicas, regulatorias, económicas o de mercado, tecnológicas y de infraestructura, así como ambientales y sociales, coincidieron especialistas, diputados federales y expertos del tema.

En el marco del Foro «Innovación y soberanía tecnológica: Hidrógeno Verde; Retos y Oportunidades”, organizado por la Cámara de Diputados y la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), se definieron las acciones específicas que México debe realizar apresuradamente para impulsar la industria de energía del futuro, siguiendo puntualmente la hoja de ruta.

Israel Hurtado, presidente de la (AMH2), indicó que promover la inversión en H2 Verde y desarrollar esta industria en México es descarbonizar la economía nacional, además de que hay un gran potencial para desarrollarla y generaría 3 millones de empleos con un impacto en el Producto Interno Bruto (PIB) de 46 billones de dólares.

“Estamos a tiempo justamente de poder llevar esto a buen puerto y bueno pues nuestra hoja de ruta, los datos que nos arrojaron después de hacer un diagnóstico es que, se  pueden generar alrededor de 3 millones de empleos, se van a requerir inversiones de más de 60 mil millones de dólares, se puede volver México uno de los grandes exportadores, uno de los grandes jugadores a nivel mundial en la exportación de hidrógeno verde tanto a Estados Unidos como a Canadá con el Tratado de Libre Comercio como los demás tratados de libre comercio que tenemos con otros países pero bueno, específicamente a Europa, Asia se podrá exportar este hidrógeno y algo muy importante que es evitar hasta 53 millones de toneladas  de dióxido de carbono hacia el 2050, claro, el horizonte es a 20, 25 años pero es importante mencionar  justamente el tema ambiental, parte fundamental de la utilización del hidrógeno verde!, dijo.

En el salón verde de la Cámara baja y con una nutrida asistencia, Hurtado estimó que la industria de H2 verde, podrá reducir 53 millones de toneladas de CO2 al 2050, equivalente a una disminución del 14% comparado con el año base en 2019.

Al dar a conocer los resultados de un estudio que realizó la AMH2, destacó que el hidrógeno verde es el vector energético para descarbonizar la economía de México que es la base para fortalecer la agenda climática del país al 2030 y que podría desarrollarse con cadenas productivas de hidrógeno verde, así como con la participación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Petróleos Mexicanos (Pemex) y de empresas modernas y competitivas.

Indicó que, en la hoja de ruta, se definieron cinco líneas de acción para clasificar los hitos requeridos como contar con una planeación estratégica para la implementación del hidrógeno verde en México, un marco legal y regulatorio adecuado, mecanismos para incentivar una transición viable y paulatina a esta energía, desarrollo e innovación de tecnología y alianzas entre industrias y comunidades por un bienestar social y del medio ambiente.

Por su parte, el presidente de la Comisión de Ciencia y Tecnología de la Cámara de Diputados, Javier López Casarín, indicó que “es momento de que despertemos” como lo han hecho otras naciones, pues ya llegó el momento de aprovechar el potencial del hidrógeno como un recurso clave para atender los desafíos energéticos y climáticos de las próximas décadas.

“Esa es la noticia que debemos llevarnos desde hoy. México tiene las condiciones para ser uno de los jugadores principales en el mundo, no solamente la pregunta que sale de cómo implementarlo, sino que podemos compartir. Ahora la nuestra es decir pues nosotros tenemos la capacidad para ser uno de los principales en el mundo, un jugador principal, pero esto depende de que estemos convencidos de hacerlo y dar estos pasos”, precisó.

Y es que, para el legislador, el hidrógeno verde es el único tipo que se produce de manera climática neutra por lo que es fundamental alcanzar los objetivos de cero emisiones para 2050 puesto que es una pieza importante de la transición energética sin embargo, su inclusión dentro de la matriz actual requiere acelerar aún más el despliegue de electricidad renovable para descarbonizar los sistemas de energías existentes, acelerar la electrificación del sector energético para aprovechar la electricidad renovable de bajo costo y descarbonizar los sectores que son difíciles de electrificar como la industria pesada, transporte marítimo y la aviación”, dijo.

Al hacer una proyección de lo que es este energético, indicó que podríamos ser testigos de una historia similar  a la evolución tecnológica y de mercado de la energía solar fotovoltaica por lo que insistió en que México tiene el gran potencial para ser el país productor, consumidor y exportador de hidrógeno verde por el tamaño de la industria pues se tiene considerado que la demanda de hidrógeno en el mundo se incremente  de manera sustancial sobre todo desde economías que no tienen acceso a este recurso.

Además de que agregó,  es un sector estratégico para conseguir los beneficios climáticos de nuestro país. De ahí que señaló que este miércoles, presentó un punto de acuerdo para que la Secretaría de Relaciones Exteriores (SRE) incluya al hidrógeno verde dentro de la estrategia regional y además que las secretarías de Energía y Medio Ambiente y Recursos Naturales, desarrollen un programa que incluya la hoja de ruta para detonar a este sector considerado como estratégico para el desarrollo de las energías renovables del país.

Casarín se dijo convencido que la ejecución de este ambicioso plan puede generar nuevos empleos que van a abonar la consolidación de la economía verde de México, a garantizar las necesidades de energía limpia para las exportaciones y va a cobrar una relevancia significativa dado que se puede implementar desde una perspectiva realista que se puede ejecutar.

En su oportunidad, el presidente de la comisión de Economía, Comercio y Competitividad de la Cámara de Diputados, Jorge Ernesto Inzunza Armas, señaló que tenemos la oportunidad de producir a bajo costo el hidrógeno verde y las acciones que tenemos que hacer debieran ser como las de Uruguay que con su descarbonización y energías renovables cubren sus necesidades energéticas, gracias a los acuerdos legislativos que alcanzaron.

“En México debemos buscar generar esos acuerdos desde la parte de la normatividad, desde la parte normativa. A México las diferencias que a veces son de tipo ideológico, que enfrentan distintas visiones, han frenado la posibilidad de desarrollo de distintas energías y creo que estamos en un momento perdiendo oportunidades de oro, dado el momento actual que se está viviendo y debemos enfocarnos en una ruta en donde podamos generar esos acuerdos que nos permitan impulsar el crecimiento de las energías”, expuso.

En el encuentro, participaron la vicepresidenta de sostenibilidad y relaciones con gobierno de ENGIE, Ana Laura Ludlow, el director de sustentabilidad de CEMEX, Carlos Medina, la coordinadora de infraestructura y energía de la dirección de impulsos económicos global de la SRE, Aurora Tenorio, el coordinador de la descarbonización de puertos de WWF, Salomón Díaz, el profesor de sustentabilidad y fuentes renovables del Tecnológico de Monterrey, Oliver Probst  y Ulises Neri, Vice Chair México- Expert Group on Resource Management ONU-UNECE.

Asimismo, el presidente de la Comisión de Energía de la Cámara baja, Manuel Rodríguez González, la coordinadora de proyectos de hidrógeno en el Instituto Nacional de Electricidad  y Energías Limpias y Amado Villarreal, director del clúster energético de Nuevo León, entre otros.



La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) actualizó el Informe Estadístico UAEE y GDR 2018-2022 señalando grandes hitos conseguidos por las energías renovables contempladas bajo la Res. CNEE-227-2014.

Tras un 2021 sin registrar inicio de operación de nuevos proyectos Generación Distribuida Renovable (GDR) estas alternativas minihidro, solar y bioenergía de baja escala alcanzaron los 125.2 MW instalados al sumar 5,3 MW durante el 2022.

El gran salto de GDR se produjo en el último trimestre del año pasado al incorporarse 3,5 MW adicionales a los 1,8 MW logrados en los meses precedentes.

En lo que respecta a Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía (UAEE) también la mayor adición se produjo en los últimos meses del año, al confirmase cerca de 500 nuevas instalaciones para totalizar los 7658 UAEE por 56.47 MW.

¿Dónde se ubica el mayor volumen de proyectos? De acuerdo con el relevamiento de la CNEE, que toma datos estadísticos reportados por la Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA) y las Distribuidoras de Energía Eléctrica de Oriente (DEORSA) y de Occidente (DEOCSA), 4736 autoproductores se interconectaron en redes de EEGSA, 2038 en DEORSA y 884 en DEOCSA. 

El departamento de Suchitepéquez, en la región suroccidental se destacaría por el volumen de instalaciones GDR al totalizar 24,36 MW hacia el cierre del 2022. Lo seguiría el departamento de Alta Verapaz en la región norte, con 19,58 MW. Y cerraría el podio el departamento de Santa Rosa el la región suroriente con 18,08 MW.

Ahora bien, el despliegue de nuevos proyectos tiene alcance en la mayoría de departamentos de Guatemala. Además de los antes mencionados, se destacan en la región centro los departamentos de Chimaltenango con 16,62 MW y Escuintla con 16,25 MW; seguidos de cerca por un departamento en la región suroccidental que sería San Marcos con 15,66 MW.

El Gobierno de Puerto Rico designó oficialmente a la Oficina Central de Recuperación, Reconstrucción y Resiliencia (COR3, por sus siglas en inglés) como solicitante de financiación en el marco del Programa de Subvenciones “IIJA Preventing Outages and Enhancing The Resilience of the Electric Grid” del Departamento de Energía de EE.UU.

Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico, ofreció ayer un encuentro virtual donde brindó mayores precisiones sobre el programa federal, plan de acción estatal y próximos pasos.

“La misión es apoyar el desarrollo de soluciones energéticas asequibles, estables y fiables en beneficio de todos los puertorriqueños”, introdujo la autoridad.

Y es que, en líneas generales la finalidad del denominado “IIJA sección 40101” es mejorar la resiliencia de las redes eléctricas ante cualquier riesgo. ¿Cómo lo harán? Según explicó Carlos Tejera, será a través del refuerzo de los activos, despliegue de capacidades sofisticadas como el control y coordinación en tiempo real de los activos, incluidos las DER y las microrredes, así como herramientas de apoyo para modelización y análisis.

Tal es así que el plan involucra destinar fondos para operadores de red eléctrica, operadores de almacenamiento, generadores de electricidad, propietarios de transmisión y proveedores de distribución.

En aquella audiencia pública a la que asistió Energía Estratégica, Tejera adelantó que las asignaciones se prevén de USD 3,731,341 en el primer año; USD 3,713,861 en el segundo año; y, en los 5 años de implementación un total de USD 18,613,005 estimativamente.

Un detalle no menor es que en lo que respecta a la elegibilidad, tendrán prioridad los proyectos que generen el mayor beneficio para la comunidad al reducir la probabilidad y las consecuencias de sucesos perturbadores.

En tal sentido la financiación estará reservada a las pequeñas empresas de servicios públicos (definidas como aquellas que no venden más de 4 millones de MWh al año), incluirá el uso o la construcción de recursos energéticos distribuidos para mejorar la capacidad de adaptación del sistema, incluyendo microrredes y almacenamiento en baterías.

Y al respecto es preciso aclarar que las subvenciones no podrán ser utilizadas para ciberseguridad, construcción de una nueva instalación de generación eléctrica o construcción de una instalación de almacenamiento en baterías a gran escala que no se utilice para mejorar la capacidad de adaptación del sistema.

Con la intención de recibir consultas o sugerencias para la mejora del plan, las autoridades estarán cargando toda la información relativa a estas subvenciones en la web https://recovery.pr.gov/es y se podrán emitir comentarios al respecto a procurement@cor3.pr.gov hasta el lunes 20 de marzo del 2023.

Según los objetivos planteados en el Acuerdo de París, en la actualidad se debe limitar el calentamiento global a 1.5°C y reducir en 45% las emisiones hacia el 2030 para llegar al Net Zero en 2050.

No obstante, en el mundo los países aún están lejos de cumplir los objetivos climáticos y el hidrógeno verde se presenta como un jugador clave en esta carrera, sobre todo en Perú, un país dedicado a la minería y al agro, actividades altamente contaminantes.

En el marco de los webinars semanales de AGROMIN Perú 2023, Fernando Maceda, gerente general de la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), organización sin fines de lucro fundada en 2021 que impulsa el desarrollo de este vector energético destacó: “Para lograr esa meta, tenemos que optimizar el diseño de la planificación energética, buscar suministros renovables y reemplazar los combustibles fósiles en movilidad”.

“El hidrógeno verde es el elemento más abundante que existe en el universo. Es 100% de origen renovable y es capaz de retener energía y liberarla con versatilidad. Además, tiene tres veces más poder calorífico que el gas natural”, agregó.

El potencial del hidrógeno en la minería y en el agro

De acuerdo a H2 Perú, el hidrógeno puede servir para múltiples actividades del ecosistema minero, como por ejemplo:

en la fabricación de explosivos de bajas emisiones a partir de amoníaco.
sustituyendo al diésel como combustible para alimentar camiones de alto tonelaje.
en procesos metalúrgicos donde se requiera de alta temperatura (más de 400 C) 
en generación eléctrica de respaldo mediante almacenamiento de hidrógeno y celdas de combustible
para el transporte de personal e insumos a la mina, mediante autobuses y camiones de carga impulsados por el hidrógeno
en la exportación del mineral de forma sustentable, a través de barcos que consuman amoniaco verde como combustible para movilizarse en vez de combustóleo

Por otro lado, el hidrógeno puede ser de gran valor para la agricultura.  Actualmente poco más de la fijación de nitrógeno al suelo se debe a acciones antropogénicas como los procesos de combustión, los procesos de fijación de nitrógeno de la agricultura tradicional (abonado) y al uso de fertilizantes artificiales.

El uso de fertilizantes artificiales contribuye al 29% de la fijación de nitrógeno del planeta, motivo por el cual es una industria vital para la industria alimenticia y para la supervivencia humana.

El hidrógeno verde en este sector viene a convertirse en el sustituto del hidrógeno gris (proveniente del carbón o de gas natural ) que se usa actualmente para producir el amoniaco (NH3).

El valor del hidrógeno verde a nivel mundial

De acuerdo con el Hydrogen Council, de cara al 2050, más del 85% de la demanda mundial de hidrógeno provendrá de los nuevos usos de este gas como el transporte, construcción de calor o energía, industrialización, creación de nueva materia prima (New feedstock), entre otras.

En este sentido, la carrera hacia el hidrógeno verde se está acelerando en el mundo: ya hay 680 proyectos anunciados a la fecha de los cuales 534 son de gran escala con valor de 240 mil millones de dólares.

Distintas agencias de energía o instituciones alrededor del tema, entre ellas la Agencia Internacional de la Energía (IEA),  tienen distintas proyecciones de crecimiento de demanda de hidrógeno y cómo se distribuirá está.  

Sin embargo, todos coinciden en que el H2 será un gas cuya demanda crecerá de manera exponencial entre la actualidad y el final del siglo y cuyos nuevos usos serán el principal motor de crecimiento.

Acerca de la Asociación Peruana de Hidrógeno

H2 Perú es un espacio colaborativo que impulsa la descarbonización de la economía a través del uso del hidrógeno verde, para un crecimiento resiliente y sostenible del Perú.

Cabe destacar que en tan solo dos años de existencia, la Asociación logró varios hitos: en septiembre del 2021, publicaron el primer estudio nacional sobre el potencial del hidrógeno verde y position paper de H2 Perú y desde noviembre del 2021 en adelante firmaron acuerdos entre diversas asociaciones regionales.

A principios del 2022, presentaron el decreto supremo de emergencia climática integrando H2V (MINAM) y en marzo de ese mismo año publicaron la propuesta de Hoja de Ruta y bases para la elaboración de estrategia por H2 Perú.

El megaevento “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit” está a la vuelta de la esquina. Más de 400 profesionales asistirán a esta cita del sector energético renovable el próximo 29 y 30 de marzo, en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Ya confirmaron su participación autoridades de gobierno, organismos reguladores, distribuidores, entidades financieras, fabricantes, desarrolladores y generadoras de proyectos de tecnología eólica, solar e hidro.

Vista la gran convocatoria, Future Energy Summit comunica que hoy, 15 de marzo, es el último día para adquirir entradas regulares o VIP con descuento. Todos los interesados en un Early Bird pueden reservar su plaza exclusivamente mediante la web oficial de este megaevento.

ENTRADAS

Dirán presente a esta cita empresas como Acciona, AES Puerto Rico, Astronergy, Celsia Energía, CMI – Corporación Multi Inversiones, Deetken Impact, DNV, Ecoflow, Ennova, EGE Haina, FMO, GP Capital Partners, Growatt, Grupo Energía Bogotá, Grupo Nordex, Huawei Digital Power, INPROCA, Longi Solar, Magnetar Global Partners, MPC Energy Solutions, Risen, S-5!, Solis, Soventix Caribbean, Sungrow, Total Logistics Solutions, Trina Solar, JA Solar, Jinko Solar, entre otras.

También asistirán autoridades en asuntos energéticos de La Fortaleza de Puerto Rico, la Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana, la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) de Panamá, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) de República Dominicana, la  Superintendencia de Electricidad (SIE) de República Dominicana,  el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN) de República Dominicana y el Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana).

Y no podían faltar asociaciones civiles y gremios empresarios con participación activa en la región tales como la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD), la Cámara de Generación Distribuida (CGD) de Costa Rica; la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) de Guatemala; la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) de Panamá; la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEEHN), la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA) y la Asociación de Industriales (PRMA) de Puerto Rico. 

ASISTIR

Tal como adelantó a este medio Adrián Correa-Florez, Director General de la UPME, ayer, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 701 007-2023 (DESCARGAR), dando respuesta a un pedido del sector renovable: la postergación “del plazo máximo para la radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1”. La fecha ahora se fijó para el 31 de mayo próximo. Antes vencía el 31 de este mes.

En una entrevista para Energía Estratégica, Ximena Cifuentes Salazar, especialista en regulación de Óptima Consultores, analiza los impactos de esta resolución y lo que dejó la asignación de 7.493 MW renovables en el proceso pasado, definido a principios de este mes.

¿Qué opinión le merece este cambio en el cronograma?

Es algo que el sector estaba esperando. De igual forma, si bien son dos meses adicionales a la fecha inicialmente planteada, sigue siendo un plazo estrecho para la presentación de nuevas solicitudes cuando la información de proyectos con asignación se informó recientemente el pasado 9 de marzo.

¿Qué opinión le merece la asignación de casi 7,5 GW de proyectos?

Estamos revisando este tema; pues, según los informes de asignación que publicó la UPME mediante la Circular Externa No. 023, la asignación de proyectos es de aproximadamente 10 GW.

Ahora bien, vale la pena mencionar que hubo subestaciones donde la capacidad disponible calculada por la UPME da menor a la liberación que hubo en esta.

Algo contradictorio, pues, se esperaba que la capacidad de una subestación donde hubo liberación, mínimo tenga disponible lo liberado. Este punto es importante, ya que dio lugar a que muchos proyectos que buscaron la misma capacidad liberada recibieran rechazos a sus solicitudes.

Si bien se han dado cifras y se les ha comunicado a los participantes los resultados de la convocatoria, aún no se ha hecho público la precisión de datos sobre los proyectos seleccionados. ¿Esto está generando que no se sepa con exactitud dónde se ubica la disponibilidad de nodos de red con capacidad?

Con la publicación de la Circular 023, es fácil caracterizar qué proyectos recibieron asignación; sin embargo, surge la duda de qué proyectos efectivamente lograrán poner la garantía de reserva de capacidad.

Es claro que gran parte de la asignación dependerá de la liberación que haga la UPME.

Aún así, recordemos que luego de este plazo la liberación no es automática, iniciando un proceso que puede tardar hasta 4 meses para que se haga efectiva dicha liberación.

En línea con lo anterior, la capacidad disponible del sistema se encuentra limitada con la asignación del ciclo 2022, por lo tanto, saber dónde es posible conectar un proyecto puede tornarse una tarea difícil.

Más aún cuando los estudios de conexión no lograron evidenciar con la suficiente precisión la capacidad disponible del sistema, encontrándose diferencias significativas con la capacidad calculada por la UPME.

¿Cuándo se ejecutarían las nuevas asignaciones?

La mayor parte de los proyectos que recibieron asignación se concentran en los años 2025 y 2026. Vale la pena mencionar que es posible que muchos se encuentren supeditados a alguna expansión, por lo tanto, si las expansiones se retrasan, los proyectos también lo harán.

Y para la nueva convocatoria del 31 de mayo, ¿qué esperar tanto del volumen de proyectos que se puedan presentar como en asignaciones? ¿Podríamos ver un escenario similar al del proceso 2022-2023?

Es posible que proyectos que no recibieron conexión, vuelvan a solicitarlo. Por lo pronto, esperamos un ciclo de asignaciones para 2023 con solicitudes en su mayoría para proyectos menores a 20 MW, que buscan capacidad en niveles de tensión más bajos y donde es posible buscar espacios para conectar sus proyectos.

Sin embargo, esperamos que las solicitudes no sean tan significativas como lo ocurrido en 2022 – 2023. De igual forma, esperamos cambios en el procedimiento recogiendo lo aprendido de esta primera implementación.

Hoy se iba a tratar en el Congreso de Perú el proyecto de ley impulsado por el oficialismo que reformaría el esquema de contratación de energía en favor de las renovables. No obstante, de acuerdo a fuentes cercanas al proceso legislativo, contactadas por este medio, ha habido una prórroga del tratamiento a causa del inicio de la Semana de Representación. 

En efecto, según pudo saber este medio, la iniciativa se trataría el 22 de marzo de la próxima semana y el sector energético espera obtener el visto bueno por parte de la Legislatura. 

Según fuentes del sector consultadas por Energía Estratégica, este proyecto de ley, impulsado por el oficialismo, habilitaría el avance de las energías renovables a través de dos ejes fundamentales. 

Por un lado, busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, impedimento que evita el desarrollo de plantas eólicas y solares que requieren estos contratos para obtener financiamiento y viabilizar su construcción.

Por otro lado, la Ley buscaría que se promuevan licitaciones en manos del Estado de energía eléctrica renovable por bloques horarios, similar a las que realiza Chile de manera periódica. 

Cabe destacar que ya ha habido avances legislativos para que estas medidas se ejecuten, pero finalmente no prosperaron.

No obstante, ahora la apuesta toma impulso para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de optimizar su abastecimiento y promover su diversificación.

En este escenario, hay mucha expectativa tanto de los inversores como también del sector político para que este proyecto de ley pueda avanzar, aprobarse y reglamentarse.

El objetivo principal es que se pueda reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo, permitiendo que los contratos entre partes se hagan más dinámico y, tal como ocurre en cualquier parte del mundo, no se les exija a los generadores ofrecer (además de energía) potencia. 

En caso de obtener el dictamen favorable, la norma permitiría el avance de un gran número de proyectos. Según fuentes de mercado, existen más de 23 GW eólicos y solares con intención de desarrollarse.

Además, la nueva regulación beneficiará a más de 8 millones de peruanos con tarifas eléctricas más bajas y diversificará la matriz de generación asegurando la seguridad de suministro del Perú.

De acuerdo a fuentes del sector, de aprobarse el proyecto de ley, el ejecutivo dará a conocer más detalles concretos de la iniciativa.

La semana pasada, el Ministerio de Energía de Chile puso a consulta pública la nueva versión del reglamento de transferencia de potencia, que reemplazará el actual Decreto Supremo Nº 62/2006. 

Entre los principales cambios con el régimen transitorio, se destaca la extensión del plazo para su entrada en vigencia en cuestión a 5 años, como también la aplicación de la tabla del reconocimiento de potencia inicial hacia los sistemas de almacenamiento de energía (SAE) puros o stand alone. 

Energía Estratégica conversó con Darío Morales Figueroa, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL) para conocer cómo impacta dicha metodología propuesta en el sector renovable del país.

En primera instancia, el especialista planteó que la discusión se extendió por más tiempo de lo previsto y que ello generó incertidumbres en el desarrollo de proyectos; pero que a partir del diálogo generado, los actores del mercado tendrán las reglas de juego claras. 

“Agradecemos la decisión del Ministerio de Energía de generar la mesa de trabajo en torno al reglamento. Y si bien la metodología no es necesariamente lo que consideramos adecuado para avanzar en la transición energética, que el transitorio permita pasar de manera suave de un reglamento antiguo al nuevo, parece razonable, lo que da seguridad y certezas a las inversiones ya realizadas”, afirmó. 

«Hay que recordar que las centrales fotovoltaicas que ya están instaladas y operando son las más afectadas por la nueva metodología ya que esta lleva rápidamente sus ingresos por potencia a cero. Es por esta razón que el diseño de los artículos transitorios es fundamental como señal a los inversionistas que ya apostaron por nuestro país”, agregó. 

Tal es así que, preliminarmente, consideró que el reglamento tiene ciertas cuestiones por mejorar, para lo cual estará a consulta pública hasta la última hora del 27 de marzo, y desde ACESOL prevén analizar en detalle el borrador para tener una mirada más precisa. 

“De todos modos, y dada la situación y que el gobierno inició un proceso de diálogo, este transitorio propuesto por el Ministerio de Energía permitiría que las empresas sepan en qué marco de referencia evaluar sus proyectos”, complementó Morales Figueroa.  

Impacto en el almacenamiento

Como bien se mencionó anteriormente, el documento incorpora la aplicación de la tabla del reconocimiento de potencia inicial hacia los sistemas de baterías.

A cada unidad generadora o SAE se le adjudicará una potencia de suficiencia. Y en el caso de que una unidad generadora que incluya un componente de storage, la potencia inicial de la central renovable corresponderá a la suma de la potencia inicial del SAE y la potencia inicial de la componente de generación, calculada de acuerdo a la alternativa metodológica a la que haya optado.

El director ejecutivo de Asociación Chilena de Energía Solar AG no fue ajeno a dicha medida y remarcó que sacar este nuevo reglamento es “una de las urgencias” para implementar la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad y los sistemas asociados a las plantas de generación. 

“Era muy importante que ese reconocimiento fuera lo antes posible, por lo que lo vemos muy positivo, ya que el desarrollo de la energía solar en la actualidad – y a futuro – está acompañado completamente por el almacenamiento de energía”.

Jinko Solar, fabricante líder de la industria fotovoltaica, ofrecerá un seminario online y gratuito para profesionales de las energías renovables. Será el miércoles 22 de marzo a partir de las 8 am de México, 9 am de Colombia y 11 am de Argentina.

En este webinar, Jinko Solar analizará las últimas tecnologías disponibles en la industria y presentará su nueva generación de módulos fotovoltaicos Tiger Neo que ya está disponible para Latinoamérica.

Participará como disertante Francisco Vázquez, gerente técnico para Latinoamérica de Jinko Solar. Este experto expondrá sobre las últimas innovaciones en la industria y responderá consultas vinculadas a estos productos, a todos los asistentes a la transmisión en vivo.

Bajo el título “Ventajas competitivas de la generación 2.0 de módulos fotovoltaicos Tiger Neo y nuevas soluciones de Storage” la presentación tendrá como eje hablar de dos componentes clave para nuevos sistemas de generación y almacenamiento energético.

En lo que respecta a la segunda generación de Tiger Neo, es preciso destacar que a poco de su lanzamiento ya se posicionan como uno de los más potentes y eficientes del mundo.

¿Qué porcentajes de eficiencia alcanza la segunda generación de Tiger Neo? ¿Qué tecnologías de almacenamiento están promoviendo? ¿Qué principales características las distinguen de tecnologías precedentes? Son algunas de las preguntas iniciales que responderá el gerente técnico de Jinko Solar para la región durante su exposición.

Energía Estratégica será media partner anfitrión de este encuentro sobre energía solar y almacenamiento e invita a todas las partes interesadas a inscribirse de manera gratuita para recibir el link de acceso a este webinar en su e-mail.

REGISTRO

En el marco de los avances de la tecnología y la consecuente complejización de los sistemas eléctricos, para obtener una instalación de calidad en plantas fotovoltaicas, es primordial contar con los materiales necesarios. Ante esta necesidad, Syscom provee de servicios y herramientas para no tener problemas a la hora de instalar paneles solares.

De esta forma, la empresa que cuenta con 21 sucursales en toda la República de México distribuye soluciones con alta demanda: brindan asesoramiento en configuración de hardware, aprovisionamiento, material de marketing, soporte técnico, área dedicada a proyectos, entrenamientos, certificaciones y soporte pre-post venta.

En exclusiva con Energía Estratégica, el gerente de Ingeniería en SYSCOM®, Daniel Carreón, vislumbra un auge en la industria: “El crecimiento en equipos necesarios para los sistemas fotovoltaicos es notorio. La energía cada día se vuelve más cara, los equipos más accesibles y, por lo tanto, se calculan períodos de recuperación cada vez más cortos”.

Asegura que los equipos más demandados son los módulos solares, inversores, estructuras y accesorios como cables, conectores, pastillas térmicas, tierra física, etc.

“Por la alta competencia, los instaladores son empujados a mejorar, esto se traduce a canalizaciones más complejas y estéticas con tubo conduit rígido, uso de cajas condulet, canaletas cuadradas e implementación de gabinetes a medida”, agrega.

Desafíos y retos para el 2023

El gerente de Ingeniería de la firma hace un balance del año pasado y espera avances en el corto plazo: “El 2022 fue un año con mucho crecimiento y desarrollo de muchos proyectos que buscamos cosechar en el 2023”.

Confiesa que por la alta demanda en equipos para proyectos renovables en el 2022, se tomó la decisión de separar el área de Energía del resto para poder diseñar sus propias estrategias en el mercado y ser más competitivos.

“Esperamos un incremento enorme, principalmente, en sistemas de almacenamiento de energía en baterías y sistemas alternos que mejoren la calidad de la energía que entregamos a nuestros equipos electrónicos”, augura.

Afirma que el almacenamiento de la energía será un punto clave: se demandarán baterías y UPS basados en Litio, sistemas híbridos (storage), bombeo solar por medio de variadores de frecuencia bombear agua con el poder del sol sin necesidad de baterías y nuevas soluciones para evitar daños en equipos electrónicos (calidad de la energía).

“La misión más compleja este año será hacer llegar a cada instalador de manera clara los beneficios de trabajar en equipo con empresas que ofrezcan un servicio íntegro como el nuestro, no solo la venta de equipo si no un servicio completo”, comenta.

Para Carreón, esto se logra con el soporte durante todo el desarrollo del proyecto: “Se debe estar presentes durante la compra e instalación de los bienes y apoyar a futuro para temas de garantías y mantenimientos, así como mejoras a sistemas ya existentes”.

Marco regulatorio

Las principales regulaciones en la venta de este tipo de herramientas las pone la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) al momento de instalar los equipos.

El ingeniero argumenta que el sector crecería muchísimo si se aumentara la capacidad máxima de instalación de módulos en generación distribuida de 0.5 MW a al menos 1 MW.

“Sin dudas, esto abriría la puerta a proyectos muy atractivos y beneficios inmensurables a la sociedad», concluye.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil puso a consulta pública la segunda subasta de transmisión del 2023 para expandir las redes de transmisión del país. Licitación prevista para el 31 de octubre y en la que se aguarda que se rompan récords históricos de este tipo de obras si se presentan interesados. 

La particularidad de esta convocatoria es que será “la mayor subasta en términos de proyectos y montos de inversión jamás realizada por ANEEL”, de acuerdo a los dichos del director de ANEEL, Ricardo Tili, durante la presentación de la subasta. 

¿Por qué? El especialista explicó que “está en línea con la transición energética que está atravesando Brasil” y que se pretende llevar la energía renovable generada en centro-este y nordeste del país hacia los centros de consumo de carga. 

Para ello, el país licitará tres lotes para la construcción y mantenimiento de nueve proyectos en los estados de Goiás, Maranhão, Minas Gerais, São Paulo y Tocantins, que en conjunto sumarán 4471 kilómetros en líneas de transmisión y 9.840 MW en capacidad de conversión en subestaciones eléctricas. 

El plazo de construcción de las obras será entre 60 y 72 meses (dependiendo la infraestructura requerida) y se espera que esta convocatoria genere cerca de 36000 puestos de trabajo directos e indirectos y aproximadamente R$ 19,7 mil millones en inversión, superando los R$ 16 mil millones previstos para la subasta de transmisión N° 1/2023, a realizarse el 30 de junio. 

Entre los lotes presentados, se destaca el primero, que contempla la entrega de aproximadamente 1.468 km de líneas de transmisión de corriente continua, atravesando tres entidades federativas (Maranhão, Tocantins y Goiás). 

Y de ese modo podría concentrar la mayor inversión en un único lote adjudicado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, con R$ 15,9 mil millones. Aunque por su complejidad, también posee el plazo de ejecución más largo jamás concedido por la Agencia (72 meses), justificado por el tamaño de la obra y la capacidad del mercado para atender las demandas de la construcción.

Sin embargo, si dicho lote no recibe ofertas interesados, desde ANEEL confirmaron que el segmento N° 2 directamente no se licitará, “ya que ambas promociones están relacionadas entre sí”.

Así se reparten los lotes de la subasta de transmisión N° 2/2023: 

Lote N° 1 

LT ±800 kV CC Graça Aranha – Silvânia, con 1.468 km (1);
LT 500 kV Presidente Dutra – Graça Aranha C3, CS, con 18 km;
Tramos de LT 500 kV entre SE Graça Aranha y el tramo de LT 500 kV Presidente Dutra – Teresina 2 C1, con 2 x 7,5 km;
Tramos de LT 500 kV entre SE Graça Aranha y el tramo de LT 500 kV Presidente Dutra – Teresina 2 C2, con 2 x 6 km;
SE ±800 kV/500 kV Graça Aranha y Compensación Síncrona 500 kV, 3x (-300/+300) Mvar;
SE ±800 kV/500kV Sylvania y Compensación Síncrona 500 kV, 3x (-300/+300) Mvar.

Lote N° 2

LT 500 kV Silvânia – Nova Ponte 3, C1 e C2, CD, com 330 km;
LT 500 kV Nova Ponte 3 – Ribeirão Preto, C1 e C2, CD, com 221 km.

Lote N° 3

LT 500 kV Marimbondo 2 – Campinas, C1, CS, com 388 km.

Los desechos sólidos no valorizables como cáscaras, hojas, llantas, estereofón, papel higiénico, entre otros, que normalmente van a parar a la basura de los vecinos de Liberia, Carrillo, Hojancha y Nicoya, localidades ubicadas en la provincia de Guanacaste en Costa Rica se transformarán en electricidad a partir de enero del 2025.

Esto gracias a un proyecto visionario de la  Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L. (COOPEGUANACASTE R.L) que logra ampliar su matriz energética, hacia la biomasa para sumar un  total de siete plantas de generación propia de electricidad a los ya existentes: Solares, eólicas e hídricas.

La construcción de su planta de biomasa  se ubicará en Palestina en Belén, Carrillo, Guanacaste y  será la primera en Costa Rica y  Centroamérica.

En promedio, se prevé que la planta reciba 150 toneladas diarias de desechos sólidos ordinarios, los cuales permitirán generar entre 7,7 megavatios por hora (MWh) y 9 MWh, a partir de un proceso conocido como gasificación pirolítica.

“Para producir energía de la biomasa los desechos ingresan a un horno de entre 1200° y 1500°. Por medio de la gasificación se transforma en vapor.  En un ciclo cerrado, ese vapor ingresa a elevadas presiones a una turbina donde se genera energía mecánica en movimiento y se transforma en energía eléctrica a través de un generador”, explica Erick Herra, gerente de generación y proyectos de Coopeguanacaste R.L.

La forma en la que esa electricidad llega a las casas se da luego de pasar por el transformador de potencia e interconectarse con el sistema de distribución de energía eléctrica de la cooperativa.

Para su séptimo proyecto de generación de energía con fuentes renovables, la cooperativa invertirá aproximadamente $40 millones.  Durante su construcción que inicia en octubre del 2023 se generarán 200 empleos, mientras que, cuando entre en operación 40 oportunidades de trabajos directos. En esa fase de funcionamiento, dicha energía abastecerá a 18 mil hogares en Filadelfia a partir del 2025.

Ventajas de la biomasa

La energía de la biomasa presenta un abanico de ventajas, sobre todo para el cuidado del medio ambiente. Una de ellas es que es una fuente renovable y abundante, ya que siempre existen residuos no valorizables. A su vez, es poco contaminante, reduce la dependencia de la energía producida con combustibles fósiles, mejora la calidad del aire y por ende disminuye los efectos del cambio climático.

Otro de los beneficios es que durante el proceso de gasificación pirolítica se genera un residuo inerte al cual se le dará un segundo uso al utilizarse para fabricar adoquines para calles y alamedas.

Por si fuera poco, esta planta incrementará la vida útil de los rellenos sanitarios de las municipalidades de Liberia, Nicoya, Carrillo y Hojancha, entre otras confirmadas.

Además, los municipios también se beneficiarán porque reducirán el volumen de los residuos de sus cantones,  de forma rápida y segura, tendrán más control continuo y estricto de las emisiones gaseosas, eliminarán criaderos de mosquitos y malos olores.

“Ya contamos con la aprobación de la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) y estamos en el proceso de elegir la tecnología que se utilizará y que será de última generación”, agregó Herra.

Generación verde  

Esta planta llegará a robustecer la matriz energética de la cooperativa, la cual está conformada por seis proyectos de generación verde a base de agua, sol y viento, los cuales  abastecen de electricidad a más de 88 mil asociados, vecinos de Carrillo, Santa Cruz, Concejos Municipales de Distrito de Lepanto y Paquera, y algunas zonas de Nandayure, Hojancha y Nicoya.

Datos de la cooperativa indican que la demanda eléctrica de Coopeguanacaste R.L creció en el 2022 en un 7.61%, de ahí la necesidad de ampliar de forma planificada la producción de energía a través de fuentes renovables.

“Desde el 2008 nos enfocamos en contribuir con el país en reducir la huella de carbono y en cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), pero más allá de eso, buscamos ofrecer una tarifa eléctrica más competitiva y que sea un beneficio directo para los guanacastecos. El desarrollo de proyectos propios de generación de electricidad nos permite cumplir con ese fin”, añade Miguel Gómez, gerente general de Coopeguanacaste R.L.

Sol y viento producirán más 

La cooperativa guanacasteca planifica para el 2028,  la inauguración de un parque solar más ubicado dentro de las instalaciones del Parque Eólico Cacao. El mismo producirá 3 megas y beneficiará a 2.000 hogares de Santa Cruz y Nicoya. Mientras que, triplicará la capacidad del Parque Eólico Río Naranjo de 9 a 27 megas de potencia, brindando seguridad energética a 22 mil hogares guanacastecos.

Sobre Coopeguanacaste R.L

La cooperativa más grande de Guanacaste. Distribuye energía eléctrica a hogares, comercios e industria, siendo la distribuidora más rural del país. Comercializa línea blanca, materiales eléctricos, seguros y servicios de telecomunicaciones (Internet, televisión digital y telefonía IP).

Hacia fines del 2021, 360Energy y Genneia se unieron con el Comando Conjunto Antártico Argentino con el objetivo de emprender un proyecto pensado por y para la sustentabilidad, desarrollando un parque solar para abastecer con energía renovable a la Base Petrel en la Antártida Argentina. Y recientemente, comenzó la construcción de las bases de hormigón que sostienen las estructuras del Parque, diseñadas para resistir a los vientos fuertes de la zona (+200 km/h) y el montaje de los primeros paneles fotovoltaicos.

El personal del Comando Conjunto Antártico es el encargado del montaje del parque solar con el apoyo y supervisión de los ingenieros de 360Energy y Genneia, previendo que a fines de marzo se inicien los trabajos de conexión eléctrica y posterior conexión con la red que actualmente tiene la Base con grupos electrógenos impulsado por combustibles fósiles. 

La Base Petrel es una de las 13 bases argentinas en la Antártida y se encuentra en el archipiélago Joinville, al pie del glaciar Rosamaría en la rada Petrel de la Isla Dundee, a unos 1.100 kilómetros al sur de Ushuaia. Esta base está volviendo a ser una base permanente (con presencia humana todo el año) gracias al proyecto de restauración que lleva adelante el Comando Conjunto Antártico, en el cual se enmarca nuestro proyecto de energía renovable.

Con el objetivo de generar energía limpia para abastecer el consumo de la futura dotación permanente de la Base, futuro polo logístico en la región, el Parque posee una superficie de 800 m2 y cuenta con 200 paneles fotovoltaicos policristalinos que dotarán a la Base de una potencia próxima a los 50 KW. 

“Estamos muy contentos de trabajar junto a 360Energy y el Comando Conjunto Antártico para el desarrollo y construcción del parque solar en la Base Petrel que contribuirá con nuestro compromiso en pos de un cambio positivo en la matriz energética”, expresó Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad |ESG de Genneia.

Mientras que Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy afirmó “Ver que avanza el parque solar en la Base Petrel nos hace sentir orgullosos de como el trabajo mancomunado de empresas privadas y el Estado, en este caso a través del Comando Antártico, tiene resultado concretos y en línea con los valores de sostenibilidad que compartimos”

Dos empresas líderes en el sector de las energías renovables como Genneia y 360Energy desarrollaron, diseñaron y donaron los componentes del futuro parque solar en Base Petrel comprometiéndose con la misión y trabajando en conjunto con el Comando Antártico para concretar un hito en la generación de las energías renovables de nuestro país. 

De acuerdo al sector privado, los contratos de compra venta de energía solar o eólica se ven limitados porque en Perú existe la obligación de asociar la energía a la potencia a la hora de venderlas. 

En este marco, mañana el Ministerio de Energía y Minas tratará en la Sesión Ordinaria Número 16 la norma que reformaría el esquema de contratación de energía para que todas las tecnologías puedan participar en igualdad de condiciones. 

Esta resolución clave busca, por un lado, que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, impedimento que evita el desarrollo de plantas eólicas y solares que requieren estos contratos para obtener financiamiento y viabilizar su construcción.

Por otro lado, la Ley buscaría que se promuevan licitaciones en manos del Estado de energía eléctrica renovable por bloques horarios, similar a las que realiza Chile de manera periódica. 

Según pudo saber este medio, ha habido avances legislativos para que estas medidas se ejecuten, pero finalmente no prosperaron.

No obstante, ahora la apuesta toma impulso, esta vez de la mano del Ministerio de Energía y Minas, que ha elaborado un proyecto de ley en este sentido y lo presentará en el Palacio Legislativo.

Esta regulación clave tiene como objetivo asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de optimizar su abastecimiento y promover su diversificación.

En este escenario, hay mucha expectativa tanto de los inversores como también del sector político para que este proyecto de ley pueda avanzar, aprobarse y reglamentarse.

El objetivo principal es que se pueda reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo, permitiendo que los contratos entre partes se hagan más dinámico y, tal como ocurre en cualquier parte del mundo, no se les exija a los generadores ofrecer (además de energía) potencia. 

En caso de obtener el dictamen favorable, la norma permitiría el avance de un gran número de proyectos. Según fuentes de mercado, existen más de 23 GW eólicos y solares con intención de desarrollarse.

Además, la nueva regulación beneficiará a más de 8 millones de peruanos con tarifas eléctricas más bajas y diversificará la matriz de generación asegurando la seguridad de suministro del Perú.

EcoFlow, empresa especializada en el desarrollo de energía portátil y sostenible, promociona sistemas de almacenamiento para uso doméstico, al aire libre y profesional con grandes oportunidades de crecimiento en Latinoamérica y el Caribe.

Su línea de productos River 2 (256Wh) y Delta 2 (1024Wh) son las series con mayor demanda en la región, por su gran practicidad para acumular energía, por su facilidad de transportar y porque permiten al usuario tener electricidad en casa y en escenarios outdoor.

Según precisan desde EcoFlow, estas estaciones de energía portátil, que no requieren instalación, son ideales para almacenar la luz solar y convertirla en corriente alterna para ser utilizada en cualquier lugar y alimentar variedad de dispositivos eléctricos.

“Las estaciones de energía se complementan con los paneles solares para el almacenamiento de energía sostenible; de esta forma, se genera un ahorro energético y se puede tener energía disponible 24 horas al día. Con las estaciones de energía y los paneles solares se pueden conectar electrodomésticos de uso diario como un calentador eléctrico, nevera, un horno, luces, así como cualquier dispositivo”, destacaron desde EcoFlow.

De esta manera, los productos EcoFlow se alinean a los esfuerzos por alcanzar una independencia energética y minimizar la dependencia a las redes eléctricas distribuidas que pueden exponer a los usuarios a cortes, apagones o aumentos en los costos por el suministro.

La demanda de este tipo de soluciones estaría en aumento; por lo que, EcoFlow pronostica aumentar considerablemente su participación en este mercado.

“Para el 2023 EcoFlow tiene como objetivo alcanzar metas por USD$45 millones, casi el doble del año anterior. Esto teniendo en cuenta las proyecciones del mercado y el estado actual”, adelantaron desde la empresa.

La oferta de la empresa también se amplía. EcoFlow cuenta con paneles rígidos y flexibles que van desde los 100W hasta los 400 W, algunos de ellos bifásicos, lo que genera mayor rendimiento.

Además, la aplicación de EcoFlow sigue actualizándose para que los clientes puedan monitorear los sistemas, ajustar las salidas de energía, rastrear el consumo y tener un uso más inteligente de sus dispositivos eléctricos.

Visto el gran horizonte de negocios en la región, EcoFlow confirmó su participación como Registration Partner en el próximo megaevento presencial de Future Energy Summit el 29 y 30 de marzo en República Dominicana.

Se prevé la confluencia de más de 400 referentes del sector público y privado en los espacios de networking y salones de conferencias del Hotel Intercontinental de Santo Domingo, donde se llevarán a cabo paneles de debate de alto nivel y se explorarán nuevas sinergias.

ASISTIR

El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá durante el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit) Marco Ricci, Gerente de Ventas para Latinoamérica de Solis, destacó el salto que está dando la compañía para abordar ya no sólo el mercado residencial sino poner énfasis en el segmento industrial y comercial.

“Tenemos el equipo más grande del mercado”, resaltó, refiriéndose al Solis-60K-LV-5G trifásico: inversor de 50-60kW para red trifásica. Se trata de un modelo de 208-240 VCA con hasta 8 MPPT adaptables a todo tipo de diseño.

“Esta solución permite, en lo que son proyectos industriales o comerciales, ahorrar el transformador”, aseguró Ricci.

Según la propia compañía, en un proyecto en techo comercial de 300 kWp, bajo el mismo diseño de capacidad fotovoltaica, la solución que ofrece el inversor Solis-60K-LV-5G reduce el costo del equipo principal y los cables en más de un 9% en comparación con la solución tradicional del inversor de 30kW.

Además, con hasta 8 MPPT adaptables a todo tipo de diseño, la generación de energía puede aumentar más del 2%, admite una relación de sobredimensionamiento CC / CA del 170%, una corriente de entrada CC máxima de 13 A por string y compatibilidad con módulos bifaciales.

Utility y órdenes de ventas

Ya hace tres años la compañía comenzó a enfocarse a la Utility Scale. “Allí utilizamos nuestro equipo principal que es de 255 kW”, enfatizó el Gerente de Ventas para Latinoamérica de Solis y precisó: “Sólo con este equipo tenemos más de 3 GW instalados”.

“Tenemos productos de alta calidad, a precios muy competitivos y con un servicio de asistencia muy atento, lo que es muy importante en términos de garantías”, aseveró y puntualizó que están abordando como mercados principales a Colombia, República Dominicana y el resto de Centro América, Chile, Uruguay, “proyectos que van de los 15 a 20 MW y hasta los 130 MW”, indicó.

Según Ricci, “van cuatro años seguidos que venimos duplicando el número de ventas”; y recordó que en el 2021 Solis fue la tercera empresa que más exportó inversores a nivel mundial.

Almacenamiento

Otro foco de Solis es la innovación tecnológica, y es por ello que Solis lanzó oficialmente en Latinoamérica el inversor hibrido S6. “Es un equipo de 114 kW que puede acoplar baterías de alta tensión”, cerró.

Luis Felipe Ramos Barrera reemplazó a Julio Maturana como titular de la Secretaría de Energía de Chile y a partir de ahora será quien colabore con el actual ministro de Energía del país, Diego Pardow. 

La llegada de Ramos al cargo en la cartera energética transandina llega producto de un nuevo cambio de gabinete por parte del presidente Gabriel Boric, que incluyó movimientos tanto en el área de Energía como Deporte, Obras Públicas, Ciencias, Relaciones Exteriores y Cultura.

Esta es la segunda modificación de nombres entre los funcionarios públicos en menos de un año, dado que el primer cambio se dio cuando el mandatario chileno asumió la presidencia en marzo del 2022 y en aquel entonces se designó a Claudio Huepe Minoletti como ministro de Energía y a Maturana como subsecretario. 

¿Quién es Ramos? Es licenciado en Ciencias Jurídicas de la Universidad de Chile y máster en Derecho con mención en Derecho Constitucional de la Universidad Católica de Valparaíso y especialista en derecho administrativo económico. 

Y su carrera en la política se remonta a hace más de una década. De 2011 a 2012 se desempeñó como asistente jurídico de fiscal y a partir de ese año hasta el 2015 fue presidente del Tribunal Supremo. 

En tanto que entre 2014 y 2022 fue asesor legislativo del diputado Vlado Mirosevic y posteriormente, hasta su reciente designación, ocupó el cargo de jefe jurídico de gabinete del Ministerio de Obras Públicas de Chile. 

Además, es militante del Partido Liberal, del cual fue presidente entre 2016 y 2021 y también cumplió el rol de coordinador legislativo de la Bancada del Partido Liberal en el Congreso Nacional. 

Durante su primer día en el cargo de la Subsecretaría de Energía de Chile, Ramos publicó en sus redes sociales que estuvo recorriendo las dependencias del ministerio saludando a las funcionarias y funcionarios que día a día cumplen “una labor fundamental para avanzar en la transición energética”.

Hoy fue mi primer día como subsecretario de @MinEnergia. ⚡️

Fue una jornada intensa, donde estuve recorriendo las dependencias del ministerio saludando a las funcionarias y funcionarios que día a día cumplen una labor fundamental para avanzar en la transición energética. pic.twitter.com/A5JLg8Ridl

— Luis Felipe Ramos (@feliperamos1980) March 13, 2023

Mientras que el día de su designación, el presidente Boric declaró que “el propósito de los cambios es mejorar la capacidad de respuesta y de gestión ante las urgencias que tiene la patria y los ciudadanos”.

Y de igual manera, le solicitó a las autoridades del Ministerio Energía que “la transición energética esté a la altura de los nuevos tiempos, sea cada vez más verde y llegue a todos los confines de la República”; sumado que al propio ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau, le pidió que fortalezca la estrategia de hidrógeno verde que representa una “tremenda oportunidad” para Chile. 

La salida de Maturana

Julio Maturana es ingeniero civil hidráulico de la Universidad de Chile con magíster en Gobernanza de Riesgo y Recursos en Ruprecht-Karls-Universität Heidelberg (sede Latinoamérica) y entre 2015 y 2018 también estuvo en el Ministerio de Energía, como profesional de la Unidad de Hidroelectricidad, de la División de Desarrollo Sustentable, y luego como coordinador de Estrategias Energéticas Locales.

Y su salida de la subsecretaría se dio en un momento en el que se busca resolver la insolvencia de las empresas renovables en el país luego de que algunas suministradoras hayan declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo, como también que se mejoren los presentaciones y adjudicaciones en la Licitación de Suministro 2023 tras los magros resultados del 2022. 

Asimismo, el sector energético aguarda por la reglamentación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad que brinde las certezas correspondientes para implementar ese tipo de sistemas. E incluso, este año se espera que inicien los debates para modificar la ley General de Servicios Eléctricos y también el aumento de capacidad de Netbilling, pasando del máximo actual de 300 kW a 500 kW.

Alberto Fernández y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo, comandado por Juan Cabandié, presentaron el programa “Edificios Públicos Sostenibles”, por el cual el gobierno nacional prevé implementar buenas prácticas sostenibles de consumo y de habitabilidad. 

Durante el discurso de presentación del programa, el presidente de Argentina se jactó de que “se está viendo la forma de cambiar el método de obtener energía, pasar de la quema de los combustibles fósiles hacia la utilización del litio, hidrógeno verde y de los paneles solares”.

Mientras que Cabandié aseguró que “siempre se piensa en la transición, en leyes ambientales, en más parques nacionales e incrementar nuestro compromiso frente a Naciones Unidas para bajar la emisión de gases de efecto invernadero con más energía renovable”. 

Sin embargo, este discurso contradice aquel dado por el propio presidente el pasado 1° de marzo del 2023 durante la apertura de sesiones ordinarias del Congreso, donde no sólo no mencionó a las renovables o al H2V como parte de la transición energética, sino que priorizó el uso de los combustibles fósiles y del gas natural. 

Declaraciones presidenciales que parecen estar lejos de sus dichos del 2020, cuando aspiraba a ser «el primer abanderado» de la energía renovable en Argentina, sumado al hecho que en ningún momento se mencionaron objetivos a futuro ni la forma en la que se buscará dar mayor participación en la matriz, considerando que Argentina aún se encuentra por detrás de las metas de la Ley N° 27191. 

Tal es así que desde el sector energético criticaron que no haya metas concretas en el corto plazo, mediano o largo plazo y que haya acciones y dichos contrarios de forma seguida por parte del gobierno nacional en lo que refiere a la generación sustentable. 

“Los resultados o propuestas son nulos en materia de política de renovables. Todo lo que vemos activo en el país, es protagonizado y empujado por el sector privado, llámese Mercado a Término (MATER) o generación distribuida, con marcos políticos y económicos totalmente adversos”, sostuvo Juan Carlos Villalonga, consultor en temas energéticos, en conversación con Energía Estratégica. 

“Las políticas públicas hay que medirlas con números y objetivos cuantificables y medibles. Todos los días se presentan programas, que suelen servir para hacer anuncios, pero por ejemplo no se detalló cuánto se desarrollará de distribuida de acá al cierre de gestión”, agregó. 

Un claro ejemplo de ello es el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC), ya que durante la presentación en noviembre de 2022 se recalcó la necesidad de bajar las emisiones de gases de efecto invernadero con líneas de acción destinadas a las energías limpias y renovables.

Pero en la estrategia, el Poder Ejecutivo no incluyó el aumento de las metas de participación de la generación renovable hacia el 2030 y para la GD se mantuvo el norte de alcanzar 1 GW para dicho año, es decir que se marcaron objetivos a mediano y largo plazo que ya fueron planteados desde hace varios años. 

Gerardo Morales apuró al gobierno por la necesidad de una ley de hidrógeno verde en Argentina

Incluso, si se analizan los números de la capacidad renovable que se sumó al SADI en los últimos años, la mayoría corresponde a centrales adjudicadas durante rondas del Programa RenovAr y el Mercado a Término. 

Mientras que la actual gestión estuvo marcada por la demora para destrabar decenas de contratos truncados del RenovAr y del MATER y cambios en la cartera energética nacional, por lo que sólo pudo lanzar la convocatoria RenMDI para proyectos de pequeña y mediana envergadura, por un total de 620 MW asignables.

Aunque cabe recordar que tanto dicha licitación como la continuidad de la generación distribuida podrían ser afectadas si continúan las dificultades para importar los equipos y productos necesarios para la construcción de proyectos, ya sea por no estar alcanzados por licencias no automáticas de importación o porque no se los considera como bienes de capital.

El pasado martes 7 de marzo, María Valencia, especialista en energías limpias y movilidad sostenible fue elegida como presidenta del Comité de Validación del Renewable E Index, el primer índice de México que integra acciones de empresas consumidoras o generadoras de energía renovable.

Este indicador fue fundado por Phi Investment Capital y la plataforma MéxiCO2, dedicada a la comercialización de campañas socioambientales y reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero. 

Es calculado por S&P Global, empresa internacional que proporciona calificaciones, estándares, analítica y datos a los mercados mundiales de capital y commodities. 

A partir del Renewable E Index, el comité busca crear un fondo que invertirá en bonos de carbono y Certificados de Energía Renovable Internacional (IRECs). 

En conversaciones con Energía Estratégica, María Valencia destaca: “Estoy orgullosa de formar parte de este Comité que está integrado por 12 personas consejeras expertas en el sector energético y financiero, representantes de la industria y academia”.

El objetivo principal es impulsar la creación de instrumentos de mercado que promuevan la mitigación y adaptación al cambio climático en México. 

“Desde el Comité se dictan las políticas ESG (Environmental, Social and Governance) de las empresas del índice, además de aprobar la metodología para la selección de emisoras”, explica la presidenta de la comisión.

Los criterios ESG se refieren a factores ambientales, sociales y de gobierno corporativo que se tienen en cuenta a la hora de invertir en una empresa. Analizan la contribución y el desempeño de un negocio respecto a los desafíos, como las emisiones de gases de efecto invernadero, la protección de la biodiversidad, los recursos hídricos o la deforestación.

Ennova, empresa de ingeniería, desarrollo y gestión de activos energéticos, ha participado en un total de 860 MW en República Dominicana. De aquel total, 375 MW ya se encuentran en operación, 130 MW en construcción y 345 MW en fase de desarrollo.

Tras su expertise en este tipo de proyectos, desde la empresa identifican algunos puntos de mejora para agilizar la puesta en servicio de nuevos emprendimientos en el sector energético.

“La simplificación o integración de los procesos de desarrollo y puesta en operación comercial. Adicionalmente un reglamento para la generación distribuida y la compensación de los servicios de almacenamiento de energía”,  indicaron desde Ennova. 

Para abordar estos temas en profundidad, Ennova ha confirmado su participación en el próximo megaevento de Future Energy Summit, que se llevará a cabo el 29 y 30 de marzo en la ciudad de Santo Domingo.

Rafael Burgos, CEO de Ennova, y José Stalyn García, director de Ingeniería y Proyectos en Alta Tensión de Ennova, son algunos de los ejecutivos que asistirán como portavoces de la empresa a Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit.

Con más de 20 años de experiencia aplicada en la industria eléctrica, Ennova ha adquirido expertise en todas las fases de proyectos energéticos, desde la conceptualización y los estudios de factibilidad, extendiéndose hasta la puesta en marcha y operación comercial.

Tal es así que ha ampliado su oferta de soluciones y servicios. En la actualidad, la empresa se destaca por sus servicios de consultoría energética, permisología, concesiones, así como proyectos de energía renovable y eficiencia energética, de la mano de aliados de larga trayectoria con alto prestigio internacional.

El megaevento de Future Energy Summit será una gran oportunidad para que distintas empresas se contacten con Ennova para explorar sinergias y nuevos negocios durante la conferencia y networking de dos días en los salones del Hotel Intercontinental de Santo Domingo.

Según adelantaron desde Ennova, en este momento de los 345 MW renovables en los que participan desde la ingeniería o desarrollo, 115 MW son de tecnología eólica y 230 MW fotovoltaica; ahora bien, entre ellos ya hay un proyecto que considerará almacenamiento de energía, por lo que los horizontes de negocios para explorar con esta empresa van más allá de la generación.

ASISTIR

Sungrow confía en que continúe la demanda de inversores y crezca aquella vinculada a los sistemas de almacenamiento de energía en Latinoamérica a lo largo del 2023, principalmente en países como Chile, Colombia, Brasil y México. 

Tal es así que en Chile cuentan con 2,8 GW suministrados en cuanto a inversores fotovoltaicos y este año suministrarán al proyecto de almacenamiento de Coya, de la firma Engie, que se construirá en la comuna María Elena, región de Antofagasta, y que contará con una capacidad de 640 MWh en acoplamiento DC- 

“El equipamiento para energy shifting y se convertirá en el sistema de storage de mayor capacidad en Latinoamérica y sin duda es un hito del cual estamos bastante orgullosos”, sostuvo Rodrigo Ghersi, KAM Utility & ESS en Sungrow Power Supply, durante el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica denominado Protagonistas.

“Asimismo, Colombia fue un mercado que creció significativamente en 2022, en donde ya suministramos 750 MW, lo que nos posiciona como el proveedor N° 1 de inversores en ese país. Y allí también suministraremos un sistema de baterías de 50 MWh, con el fin de prestar servicios complementarios a la red, como regulación de voltaje y frecuencia”, agregó. 

Por el lado de Brasil, ya superaron los 5 GW de inversores provistos. Mientras que México trabajan fuertemente en el segmento comercial – industrial, particularmente con almacenamiento de menor escala, que van de 500 kWh a 1 MWh. 

“Estamos seguros que la inercia se mantendrá, sobre todo en storage, y estamos seguros que muchas empresas seguirán esta línea y que la demanda crecerá significativamente, particularmente con la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad en Chile. Tenemos expectativas muy positivas en toda la región”, afirmó Ghersi. 

Desde la empresa proveedora de electrónica de potencia de origen chino ofrecen con una nueva línea de sistemas de almacenamiento, a la que denominan “Power Titan”, que llega completamente integrada de fábrica y cuenta con refrigeración líquida. 

Ello permite tener temperaturas más homogéneas dentro del contenedor de baterías, lo que sirve para alargar la vida útil de cada uno de los módulos y reducir los consumos auxiliares de energía del propio sistema. 

“Es un hito que será un modelo a seguir en el mercado y, al mismo tiempo, viene integrado con convertidores DC DC que permiten controlar cada uno de los módulos de batería del sistema completo y así entregar la máxima energía que se puede almacenar”, explicó el AM Utility & ESS en Sungrow Power Supply. 

Y para sortear las complicaciones dadas en el transporte marítimo y evitar faltantes en la cadena de suministro, desde la compañía china previeron con antelación varios de los pedidos de sus clientes, a tal punto que ya poseen todo el abastecimiento “asegurado”. 

“Además, estamos en negociaciones para tener ese mismo aseguramiento para el 2024. Sin duda, sabemos que es un problema en el mercado, pero nos preparamos para no sufrir con el suministro y atender todos los proyectos comprometidos en las fechas acordadas”, concluyó el especialista. 

El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá, participaron más de 500 empresarios y empresarias interesados en el desarrollo de las energías renovables en Latinoamérica en general, y en Colombia en particular.

Uno de ellos fue Diego Gómez, Gerente de Ventas para Colombia de Enercon, quien participó de una entrevista exclusiva.

Allí el directivo destacó el lanzamiento de la nueva plataforma de la compañía, dada a conocer en septiembre del año pasado, la E175, la cual “viene a fortalecer el portafolio de Enercon en el segmento de los vientos bajos y medios”.

Se trata de una máquina de 175 metros de diámetro de rotor, capacidad nominal de 6 MW, torres desde los 112 metros de altura y una vida útil de 25 años, precisó el especialista.

Y aseguró: “Es una turbina que tiene muy incorporado el ADN de Enercon porque tiene un sistema de control nuevo (SCADA), los convertidores de potencia propio. Es una turbina que va a venir a aportar mucho valor para el desarrollo de los proyectos de nuestros clientes, particularmente en Colombia”.

Vientos ideales

Consultado sobre cuáles son los territorios más propicios para este tipo de aerogeneradores en Colombia, Gómez destacó a La Guajira, “se puede acomodar muy bien a esos regímenes de vientos”

Sin embargo, el directivo advirtió que el Estado colombiano, en conjunto con las empresas, aún debe seguir trabajando para que el volumen de emprendimientos eólicos proyectados en ese departamento puedan construirse y ponerse en marcha.

Destacó que, para los fabricantes de equipos, “la logística es el principal reto a resolver: la infraestructura en La Guajira y más si consideramos que hay desarrolladores que están buscando proyectos al interior del país (aledaños a La Guajira) donde las rutas montañosas de Colombia hacen aún más difíciles los desarrollos de los proyectos y para avanzar sobre esto es que estamos trabajando”.

Además, advirtió otro tipo de desafíos como los “de las comunidades, retos sociales, para licenciamientos oportunos de los proyectos, y por supuesto la capacidad de transporte, que los desarrolladores deben gestionar y conseguir”.

Crecimiento

Consultado sobre el crecimiento esperado por Enercon, Gómez subrayó: “en unos tres o cuatro años queremos tener instalados entre 600 a 750 MW” si es que los retos mencionados pueden resolverse.

El Plan Integrado de Recursos (IRP) aprobado por el Negociado de Energía de Puerto Rico en 2020 contemplaba como meta impulsar al menos 3750 MW de nueva generación solar o equivalente y la instalación de al menos 1500 MW de baterías para almacenamiento al 2025.

En respuesta a aquello, Puerto Rico ya se encuentra transitando el tercer tramo de seis Solicitudes de Propuestas (RFP) para contratar nueva capacidad. La novedad de este año, el “tranche 3”, busca asegurar 500 MW de generación renovable y 250 MW de almacenamiento de energía.

En el último seminario web para partes interesadas, Accion Group, coordinador independiente del proceso, adelantó que este nuevo proceso guardará algunas similitudes con su antecesor (tranche 2) que aún sigue en marcha y se implementarán otras mejoras para asegurar su éxito.

Inicialmente se aclaró que la convocatoria es para todas las fuentes de energía renovable, incluyendo energía solar fotovoltaica, eólica, motores alternativos de biodiesel, hidráulica, entre otros. Y adicionalmente para tecnologías de almacenamiento energético.

Para la contratación de las mismas, tal como se fijó en el tranche 2, se plantea como opciones de contratación: energía renovable autónoma, almacenamiento autónomo, soluciones híbridas de generación y almacenamiento, y Virtual Power Plants (VPP) autónomas o agregadas.

En lo que respecta a los tamaños de proyectos participantes, en escala de servicios públicos se fija un mínimo de de 10 MW para generación y 5 MW para VPP.

Estos deberán poder finalizar y entrar en operación durante el primer trimestre de 2026 (2 años desde la firma del contrato).

Como particularidad que distingue a este tranche 3, los pliegos que se prevén que sean publicados durante este mes de marzo, tendrían una reducción en los requisitos de información del proyecto y es simplificaría la revisión de detalles específicos, por ejemplo, requisitos de tecnología, tarifas, MTR, entre otros.

También se reveló que la contratación no requerirá esperar estudios de cargos de actualización de red específicos del proyecto y que todas las ofertas podrán usar el mismo cargo de actualización de red de $/MW según el tamaño del proyecto, independientemente del PDI.

Ahora bien, el Negociado establecerá un cargo de actualización de red de $/MW antes de la fecha de oferta, con base en el Tramo 2.

Aquello no es menor ya que la oferta a proponer deberá incluir todos los costos (CAPEX y O&M). Los supuestos de CAPEX incluirán, al menos: Instalación de recursos y línea T más todos los permisos, costos de adquisición de terrenos, punto de infraestructura de interconexión. Todos los permisos y costos de adquisición de terrenos. Un monto de actualización de red imputado. Toda la inversión aplicable necesaria para cumplir con los MTR. El costo del proyecto para alcanzar el POI y el cargo por actualización de la red incluido en el precio $/MW de la propuesta inicial.

Las tarifas que ya se conocen, por mantenerse iguales al tramo dos, y deberán ser sumadas al total son:

Estudio Técnico: $10,000
Estudio de Factibilidad de Interconexión: $35,000
Estudio de instalaciones y estudio de impacto del sistema:
Proyectos hasta 30 MW: $140.000

30-50MW: $165,000
> 50MW: $180.000

Garantía de la propuesta: $10 000/MW (Bono/LdC/etc.)

El 3 de marzo de 2023, Pylontech (Código de Cotización/N.° de Stock) obtuvo el primer certificado mundial de baterías de iones de sodio concedido por TÜV Rheinland, que se basa en las normas UL1973:2022, IEC62619:2022, IEC62660-2:2018, e IEC62660-3:2022. Este certificado marca el avance y la madurez de Pylontech en la tecnología de baterías de iones de sodio, lo que allana el camino para su aplicación en el almacenamiento de energía.

Según BNEF, la capacidad mundial instalada de almacenamiento de energía espera ser de 233 GWh a finales de 2030, con una tasa de crecimiento anual compuesto del 21 %. Por lo tanto, el avance tecnológico de las baterías de iones de sodio proporcionaría un suplemento a las baterías de iones de litio y aliviaría eficazmente la presión sobre el suministro de almacenamiento de energía.

Como proveedor especializado en sistemas de almacenamiento de energía, Pylontech aprovecha sus ventajas en investigación y desarrollo independientes de celdas e integración vertical de la cadena de producción para ofrecer un sistema de almacenamiento de energía fiable y seguro a largo plazo.

Para finales de 2022, Pylontech ya había entregado más de 1.000.000 de sistemas de almacenamiento de energía. Gracias a la vasta experiencia en el almacenamiento de energía de las baterías de litio, Pylontech impulsará la aplicación de la batería de iones de sodio en el campo del almacenamiento de energía con su innovación tecnológica y aportará más valor a los usuarios.

«Ser la primera empresa en conseguir los estándares internacionales de seguridad de la batería de iones de sodio sin duda refuerza el posicionamiento de toda la vida de Pylontech; ser un proveedor dedicado a sistemas de almacenamiento de energía con amplias capacidades de investigación, desarrollo y fabricación. Haremos todo lo posible por aprovechar nuestras capacidades para acelerar el proceso de neutralidad de carbono, independientemente de los retos tecnológicos, económicos o medioambientales», declaró Geoffrey Song, vicepresidente de Comercio Internacional del gigante ESS.

Acerca de TÜV Rheinland

TÜV Rheinland es una organización independiente líder a nivel internacional en pruebas, inspección, certificación, capacitación y consultoría con más de 150 años de experiencia en todo el mundo.

Acerca de Pylontech

Pylontech se fundó en 2009 como proveedor especializado en sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) consolidando su experiencia en electroquímica, electrónica de potencia e integración de sistemas para ofrecer soluciones confiables de almacenamiento de energía a nivel mundial.

Con envíos que se han duplicado durante ocho años consecutivos, se ha convertido en un proveedor líder de sistemas de almacenamiento de energía en todo el mundo.

Río Negro avanza en el desarrollo de la generación distribuida. Tras adherir a la Ley N° 27424 a fines del año pasado a través de su ley provincial N° 5617 (entró en vigencia el 27 de diciembre del 2022 pero la GD está reglamentada desde 2017 en RN) e incorporar la figura de usuario – generador colectivo, desde el gobierno provincial esperan que los usuarios – generadores ya operativos en su territorio realicen el trámite nacional y accedan a todos los beneficios posibles.

“Fue oportuno organizar reuniones internas para interiorizar sobre las líneas de créditos del BICE. Con ese objetivo, se armaron dos reuniones: la primera para agentes provinciales y municipales  y luego se armó una específica para las PyMES”, sostuvo María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía de Río Negro. 

“En ambas oportunidades, desde el BICE presentaron las líneas de crédito, explicaron en qué consisten y cómo funcionan, considerando que sólo se financia el equipo fotovoltaico y el equipamiento directo asociado, inverter. Y por nuestra parte se explicó el trámite a realizar y los formularios correspondientes. El objetivo es hacer de vínculo entre el banco y los posibles U/G para que inviertan en la GD”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Es decir que desde la provincia se pondrán a disposición de las empresas interesadas para ayudarles en la concepción de los formularios correspondientes y conectarlos con los instaladores habilitados que figuran en la web de la Sec. de Energía de Nación para el desarrollo de proyectos. 

“Además, intentaremos que todos los usuarios – generadores que ya están conectados, hagan el trámite en Nación para que figuren en dicho reporte de avance y que coincidan tanto allí como en el sistema de Río Negro”, complementó María del Carmen Rubio.

Tal es así que en el listado de la Secretaría de Energía nacional figura que la provincia patagónica cuenta con 12 U/G operativos (fueron los que completaron el registro en la plataforma), cuando en el sistema local en realidad existen 92 U/G habilitados a lo largo de todo Río Negro (mayormente en el sector residencial). , de los cuales 28 usuarios – generadores ya iniciaron el trámite en el registro de Nación. 

¿Cuáles son las expectativas? La directora de Evaluación de Proyectos y Regulación señaló que se espera se incorporen más proyectos de generación distribuida a partir de los beneficios a nivel país y de la implementación del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS). 

“Las expectativas es que todos los incentivos motiven a los usuarios a instalar renovables que permita el autoabastecimiento y la inyección a la red, ya que la GD es absolutamente importante para lograr la diversificación de la matriz energética y cada usuario puede hacer su aporte”, insistió. 

Argentina cuenta con una serie de barreras que dificultan la entrada de mucha más generación renovable. A pesar que recientemente se lanzó la licitación RenMDI (cierra el 27 de abril) y que se lanzaron créditos para generación distribuida, la falta de capacidad en las redes de transmisión o de financiamiento para grandes proyectos como dos de los principales obstáculos a sortear.

Pero a ello se suma que el presidente de la Nación, Alberto Fernández, priorizó a los hidrocarburos y al gas natural por sobre las renovables e hidrógeno verde, durante su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Congreso, a tal punto que no mencionó a estas últimas dos fuentes de generación. 

“El gobierno en su último año se encuentra con una situación de poco poder político, poco financiamiento y una restricción externa por la falta de dólares. En ese contexto, es difícil impulsar políticas de largo plazo de descarbonización y de transición energética hacia fuentes renovables”, sostuvo Marcelo Álvarez, secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam (junto a Rodrigo Sauaia)

Por ello, explicó que el fomento a los sistemas agrovoltaicos y equipos de bombeo solar de agua pueden resultar dos alternativas ante la falta de infraestructura eléctrica y en pos de alcanzar la meta de carbono neutralidad en el futuro y de reducir el uso de combustibles fósiles. 

“El gobierno deja pasar la oportunidad, tanto en GD como nichos intermedios como los mencionados anteriormente, por lo que podría impulsar políticas que arranquen ahora mismo y se potencien con la próxima gestión de gobierno”, agregó. 

Ambas alternativas sólo requerirían modificaciones de los decretos reglamentarios ya que la Ley N° 27424 le permiten a la autoridad de aplicación establecer los mecanismos de incentivo que considere adecuados sin la necesidad modificar la propia ley. 

Y su implementación no sólo podría desplazar combustibles fósiles de alto costo, sino que también tendría un impacto favorable en términos de divisas netas, emisiones y generación de empleo a nivel nacional. 

“El tema es que como parte de la cadena de valor es importada (sólo del 68% al 55% son elementos locales) salen más dólares de lo que entran por lo que ata al gobierno de manos en cuanto a autorización de SIRA. Aunque dependiendo qué desplace y en qué región, es la cuenta de dólares que se evitará salir en el primer año y son alternativas para sortear la necesidad de grandes inversiones en la infraestructura eléctrica”, detalló Álvarez. 

¿Qué otra alternativa se presenta?

Desde el sector energético se presentaron propuestas para replicar el modelo chileno de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), de hasta 9 MW de potencia, y así impulsar las renovables bajo proyectos de baja y mediana escala. 

“Podríamos aprender de ahí ya que se generan dos mercados: uno de primer piso donde se generan PyMES locales y otro de empresas locales o extranjeras que compran varios proyectos juntos y hacen economías de escala entre utility scale y GD tradicional en la compra de los componentes principales”, concluyó el  secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam.

Expertos y técnicos de los países de la región centroamericana y de República Dominicana, pertenecientes a instancias del sector energético, académico y ambiental, se dieron cita para participar en el taller de intercambio: “Mapas de favorabilidad geotérmica en los países de la región SICA. Dicho evento contó con las palabras del viceministro de Energía de Costa Rica, señor Ronny Rodríguez, quien manifestó su complacencia con la actividad, mencionando que los usos directos de la geotermia son favorables porque son recursos autóctonos y se pueden aprovechar en gran medida, ya que están asociados a la descarbonización.

Por su parte, la directora regional del Proyecto “Utilización del Calor Geotérmico en Procesos Industriales en los Países Miembros del SICA” (GEO-II), señora Ana Lucía Alfaro, dio la bienvenida al taller y agradeció la participación de los funcionarios, tanto de manera virtual como presencial a lo largo de la jornada, la cual tuvo una duración de tres días.

Bajo el proyecto GEO II, implementado por la cooperación alemana, por encargo del BMZ, se pretende la implementación de una base de datos para los países de la región SICA, la cual contribuya a promover el aprovechamiento geotérmico, principalmente sus usos directos y proveer todo tipo de información geoespacial que pueda ser compartida públicamente, (con la autorización previa del organismo correspondiente de cada país).

Por lo anterior, se han dado los primeros pasos, donde la herramienta ha sido presentada a las contrapartes para conocer sus expectativas y requisitos; de esa manera, se generó un punto de partida para los mapas de favorabilidad geotérmica, cuyo propósito es la identificación de las áreas promisorias para el aprovechamiento geotérmico en procesos industriales. En el taller, los participantes lograron conocer y practicar, paso a paso, la metodología derivada en el diseño de una plataforma regional, que es funcional en todos los aspectos y utilizable para todas las partes interesadas de los geodatos y la información.

En ese sentido, la visión es que la región SICA tenga una base de datos geotérmica, lo más homogénea y uniforme posible, así como mapas de oferta y demanda de calor, que sirvan de escaparate a nivel nacional e internacional, del potencial y las oportunidades de los usos de la energía geotérmica para diferentes actores y sectores.

De igual forma, uno de los acuerdos de la actividad fue la elaboración de artículos científicos, cuyo objetivo es que los países se apropien de la metodología a través de sus propios artículos.

La actividad virtual y presencial concluyó con éxito, donde los participantes expresaron su interés en continuar trabajando, a través de la creación de un grupo de trabajo regional que dé seguimiento a los avances arrojados en el taller y de esa manera, lograr el objetivo a favor de la región centroamericana y de República Dominicana.

Aún queda tiempo para participar del “Ponle Energía a tu Empresa”; iniciativa del Ministerio de Energía financiada por la Unión Europea que tiene un fondo total de $1.200 millones de pesos y que entrega un cofinanciamiento de $7 a $60 millones para implementar proyectos de autoconsumo a través de energías renovables, dirigido a micro, pequeñas, medianas y grandes empresas.

A través de este cofinanciamiento para proyecto renovables de autoconsumo se está aportando, por una parte, a la reactivación económica del país y, por otra, potenciando el nuevo modelo de desarrollo económico sostenible que impulsa el Gobierno el Presidente Gabriel Boric”, dijo la Seremi de Energía de Magallanes, María Luisa Ojeda.

Con este concurso, “se espera beneficiar directamente a más de 100 empresas de todos los tamaños a nivel nacional”, agregó la Seremi de Energía, quien aprovechó la ocasión de contar que el concurso extendió su plazo de postulación.

“La fecha límite para postular a este programa es el día 6 de abril del presente año. Tras el término de la etapa de preguntas se realizaron modificaciones de bases que facilitan las postulaciones”, dijo la autoridad regional de Energía.

Las bases del concurso establecen que se podrán cofinanciar proyectos de energía renovable para energía eléctrica, térmica o cogeneración, a través de cualquier tecnología renovable de autoconsumo. Es importante destacar, que, en Chile, más del 38% del consumo de energía es utilizada por el sector de industria y minería. Ponle Energía a tu Empresa nace precisamente entendiendo que las energías renovables son un pilar fundamental para incorporar en estos sectores.

Se entrega una bonificación sobre el porcentaje de cofinanciamiento de un 5% adicional a los proyectos que se localicen en zonas extremas o en comunas en transición justa en energía, y también a los proyectos donde el postulante sea una mujer o pertenezca a pueblos originarios, los que pueden ser acumulativos.

“Ponle Energía a tu Empresa” es realizado en el marco del proyecto «Energías Renovables para el Autoconsumo en Chile» de NAMA Facility, proyecto implementado por KFW y GIZ. El componente financiero completo tendrá un presupuesto de 14 millones de euros, que son aportados por la Unión Europea, destinados a fomentar la inversión en proyectos de autoconsumo, así como el desarrollo del sector financiero en este ámbito.

Deetken Impact, administrador de fondos de inversión canadiense, destaca en el sector energético renovable de América Latina y el Caribe donde ya ha participado en el financiamiento de más de 800 MW.

“Invertimos montos de $1MM USD en adelante en proyectos utility-scale de 3 MW de capacidad instalada en adelante, y también facilitamos estructuras financieras que permiten agregar proyectos de generación distribuida de menor capacidad para generar energía para consumidores comerciales e industriales”, precisó Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact Sustainable Energy.

En la antesala de su participación en el próximo megaevento de Future Energy Summit, el ejecutivo de Deetken Impact adelantó algunas de las principales características deben cumplir los proyectos para acceder a algunas de sus soluciones de financiamiento.

“Para ser elegibles, los proyectos deben ser de tecnologías renovables probadas, haber sido desarrollados de manera integral con especial atención al manejo sistemático de riesgos ambientales y sociales, contar con desarrolladores y socios con experiencia en el sector, contar con viabilidad financiera, y tener intencionalidad de contribuir a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas”, reveló.

Alinearse a los ODS no es menor. Su cartera a nivel internacional es bastante amplia e incluye el apoyo a proyectos de tecnologías solar, eólica, hidro y bioenergías, hasta almacenamiento energético. A lo que se suma este valor adicional de privilegiar inversiones de triple impacto.

Aquello le valió la distinción IA50 por triple año consecutivo al demostrar un compromiso para generar efectos positivos en lo social, ambiental y financiero.

Para profundizar sobre las claves para que proyectos de energías renovables accedan a financiamiento Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact Sustainable Energy, tendrá una participación destacada en el panel de debate denominado “Visión de EPCistas, Desarrolladores e Inversionistas” el próximo jueves 30 de marzo en el salón de conferencias principal del Hotel Intercontinental de Santo Domingo.

ASISTIR

En este mercado, Deetken Impact continúa profundizando inversiones. El último proyecto con el que han suscrito un contrato de inversión es Monte Plata, un proyecto solar PV de 71 MW de capacidad instalada en República Dominicana.

En los últimos años, el sector de energía renovable ha experimentado un ajuste sustancial en sus esquemas de negocios derivados del cambio de la política pública en el sector de energía.

Algunos de estos cambios son la cancelación de subastas para la compraventa de energía eléctrica y potencia, el criterio en el mecanismo de emisión y acreditación de los Certificados de Energía Limpia, el freno de actividades de la Comisión Reguladora de Energía, el Centro Nacional de Control de Energía y la Secretaría de Energía, la eliminación del esquema de generación local y las reformas a la Ley de la Industria Eléctrica.

En este marco, Edmond Grieger y Ariel Garfio, socios de Von Wobeser y Sierra, estudio de abogados que se distingue por ofrecer asesoría legal preventiva y reactiva en proyectos de energía e infraestructura, incluyendo renovables, destacan en diálogo con Energía Estratégica: “Por el golpe de timón en el sector, las principales preocupaciones de los clientes son los cambios en la legislación del sector eléctrico, desafíos en la integración a la red eléctrica, criterios ESG y el acceso a financiamiento”.

Cambios en la legislación del sector eléctrico

Durante los últimos años se han implementado cambios en la legislación aplicable en materia de energía eléctrica promovidos por el Poder Ejecutivo, entre los cuales destacan las reformas a la Ley de la Industria Eléctrica publicadas en marzo de 2021, así como la publicación de diversas resoluciones, acuerdos y criterios por parte de la Comisión Reguladora de Energía, el Centro Nacional de Control de Energía y la Secretaría de Energía.

Para la firma, el gobierno modificó las reglas de despacho de las centrales eléctricas para darle prioridad a aquellas centrales cuya fuente no necesariamente tendría que ser renovable (tal y como sí se estableció en un inicio en la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica).

“Estos cambios han generado mucha incertidumbre sobre los derechos y expectativas de los permisionarios de generación de energía eléctrica por fuentes renovables”, asegura Grieger.

“Nuestros clientes se vieron obligados a implementar y ejercer diferentes medidas y mecanismos legales de protección, contemplados tanto en la legislación mexicana como en tratados internacionales, que les permitan salvaguardar sus derechos, así como los pronósticos económicos de sus proyectos de energías renovables”, agrega.

Desafíos en la integración a la red eléctrica

De acuerdo con Von Wobeser y Sierra, uno de los pilares fundamentales del cambio en la política energética del país ha sido el fortalecer a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para que ésta retome un papel relevante en la matriz de generación de energía eléctrica.

“Se le ha dado una prelación irracional muy importante a la CFE en materia de obtención de permisos, licencias y autorizaciones, en detrimento y discriminación de centrales eléctricas de particulares, inclusive de centrales que ya estaban listas para iniciar operaciones comerciales”, comenta Garfio.

“Esto ha generado que la integración de centrales eléctricas propiedad de particulares al Sistema Eléctrico Nacional haya sido pírrica en los últimos años”, añade.

Criterios ESG

Tomando en cuenta el crecimiento en la implementación de políticas en materia ambiental, social y de gobierno corporativo (ESG por sus siglas en inglés), los inversionistas han redoblado esfuerzos para que los aspectos sociales y ambientales en el desarrollo, construcción y operación de un proyecto de energía renovable convivan de manera armónica con el medio ambiente y las comunidades.

“El interés por los Criterios ESG se da en cumplimiento tanto de las políticas internas de los propios clientes como de estándares internacionales en materia de sostenibilidad de proyectos de energía eléctrica, como el Sustainability Accounting Standars Board, Principles for Responsible Investment, etc.”, afirman los abogados especialistas.

Acceso al financiamiento

Los cambios en la legislación aplicable y la dificultad de los proyectos a ser integrados al Sistema Eléctrico Nacional pueden complicar la obtención de financiamiento para el desarrollo de éstos o cambiar drásticamente las proyecciones económicas ya contempladas en los mismos.

”Nuestros clientes han encontrado como un reto importante obtener un financiamiento a tasas competitivas”, advierte Grieger.

Acerca de Von Wobeser y Sierra

El grupo de industria de Energía y Recursos Naturales apoya constantemente a clientes enfocados en el sector de energía y, particularmente, en el sector eléctrico.

Su asesoría abarca temas regulatorios, ambientales y de sostenibilidad, desarrollo de proyectos, transaccionales, inmobiliarios, sociales, litigio y arbitraje.

Con respecto a los amparos interpuestos en contra de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y demás acuerdos emitidos por el ejecutivo a fin de obstaculizar la participación de la iniciativa privada en el sector de energía del país, la firma explica que seguirán dichos procedimientos ante jueces y magistrados federales.

Adicionalmente, el pasado mes de enero de 2023, la Segunda Sala de la Suprema Corte de Justicia de la Nación atrajo una serie de expedientes con amparos en revisión, promovidos por un grupo de empresas privadas en contra del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones a la Ley de la Industria Eléctrica, de fecha 9 de marzo de 2021.

“Se espera ver una decisión por parte de la Segunda Sala respecto a dichos amparos, situación que podrá beneficiar a la industria eléctrica en México”, concluye Garfio.

República Dominicana ha venido adoptando políticas públicas que permiten acelerar la adaptación y mitigación de efectos del cambio climático. En el sector energético resolvió apostar por las energías renovables y al gas natural como combustible de transición para desplazar fuentes fósiles altamente contaminantes.

Durante el Simposio de Eficiencia Energética 2023, organizado por organismos públicos de la cartera energética de República Dominicana, Andrés Astacio, superintendente de electricidad en República Dominicana, se refirió a los objetivos que desde la actual administración tienen y los avances que han logrado.

“La política energética debe buscar tres cosas: primero la garantía de suministro, segundo la previsibilidad de costos y tercero -y lo más importante- la sostenibilidad”, subrayó durante su intervención.

Señalando que las energías renovables serían una respuesta efectiva para lograr aquellos objetivos, sostuvo que en el ámbito de la oferta, las energías renovables ya han adquirido altos grados de competitividad.

“En República Dominicana esta administración desde el año 2020 al 2022 ha logrado de manera transparente contratar cerca de 900 MW de generación solar, eólica y de otros tipos de fuentes renovables a precios esencialmente competitivos. Estamos hablando de un rango entre USD 80 MWh y USD 100 MWh lo que es literalmente más bajo que el promedio de largo plazo de los costos de generación de prácticamente todas las fuentes térmicas salvando, carbón y gas natural”, argumentó.

Y adelantó: “Hago un spoiler. El gobierno dominicano en su política primero estableció un modelo transparente de contratación a través de unos precios de referencia preparados a través de un estudio por la Comisión Nacional de Energía pero hoy, ya este año, pasamos a una siguiente fase. Este año pasamos a la fase de la contratación competitiva”.

Los horizontes de negocios se amplían al considerar las necesidades energéticas crecientes en República Dominicana. De acuerdo con porcentajes compartidos por Andrés Astacio, República Dominicana está demandando 18% más de la energía que se satisfacía antes de la pandemia.

De mantenerse esta tendencia, las energías renovables podrían ganar terreno para cubrir nuevas demandas. Siguiendo las estimaciones de Astacio, las renovables podrían crecer de un 10% de la cobertura de la demanda actual a un 20% tan sólo en dos años.

Ahora bien, en este camino hacia la independencia energética además de producir con recursos propios como sol y viento, el almacenamiento es otro componente esencial para países insulares como República Dominicana.

“Estas son las cosas que van condicionando nuestra agenda regulatoria”, aseguró el superintendente.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) dio el primer paso avanzando con los requerimientos de almacenamiento para los parques renovables de gran escala.

Desde la Superintendencia de Electricidad (SIE) continuarán con almacenamiento stand-alone que puedan hacer una transferencia efectiva en momentos de mayor demanda, suplir servicios auxiliares que cubran necesidades crecientes de calidad de servicio y que a la vez sirvan para estabilizar la nueva curva de carga y la nueva curva de suministro que surge con la integración de fuentes renovables.

Semana de expectativas en Colombia. La UPME anunció la asignación de 7.493 MW de solicitudes de conexión de proyectos renovables –VER ARTÍCULO-.

“Buena parte de la asignación se da para proyectos de fuentes renovables no convencionales y esto es muy importante. Da una idea del posicionamiento del país en el desarrollo de este tipo de tecnología”, observa Germán Corredor, ex director ejecutivo de SER Colombia, en diálogo con Energía Estratégica.

Y valora: “Lo que implica esta asignación es que las empresas asignatarias para tener puntos de conexión deberán ahora buscar las garantías para garantizar que el proyecto se vaya a ejecutar. Eso implica fijar una fecha de entrada en operación y una mayor certeza de cuáles de estos proyectos e van a ejecutar realmente”.

Analizando números Corredor observa que se viene un futuro promisorio: “Se adjudicaron 7.500 MW que es una cifra bien importante y que si se suman a los 9.000 que ya tienen capacidad asignada, tenemos alrededor de 16.500 MW asignados, lo cual es una cifra bien importantes para el país, que genera expectativas en términos de empleo, de desarrollo de proyectos, de los estudios ambientales, procesos de construcción: muy importante para el país”.

Cerrado este proceso, ahora los desarrolladores e inversionistas de las renovables se preguntan si la nueva fecha de presentación de proyectos solicitudes seguirá siendo este 31 de marzo, pues no se pueden hacer nuevos estudios de conexión sin tener esa información.

“Esperamos que se amplíen las fechas de presentación de conexión, que se conozcan dónde están ubicados efectivamente los proyectos ya asignados, a qué subestaciones: información más detallada para que los estudios de conexión se puedan realizar con información precisa”, analiza Corredor.

Y justifica: “Es fundamental que se prorrogue porque, de aquí al 31 de marzo, quedan 21 días, y un estudio de conexión no se hace en ese tiempo y para hacer el estudio de conexión es clave tener la información de cuánto se adjudicó en este proceso y dónde”.

Cabe aclarar que, en una entrevista reciente que le realizó este medio a Adrián Correa-Florez. Director General de la UPME, el funcionario anticipó que esta prórroga será inminente -VER ARTÍCULO-.

Asignaciones

Consultado sobre la mecánica de asignación de proyectos, Corredor observa: “yo creo que todavía estamos en la curva de aprendizaje, y que eso todavía tiene que mejorarse más. La UPME va a tener que afinar sus procedimientos, cumplir con las fechas realmente, porque mientras seguíamos siempre atrasados, quiere decir que no está funcionando como se quiso hacer”.

“La CREG tendrá que ajustar fechas y definir más plazos para que funcione correctamente, porque si no esto es un problema para todo el mundo, incluyendo a la UPME que no tiene los tiempos para hacer los estudios, o no tienen los tiempos para resolver las solicitudes, etc. Entonces yo creo que estamos todavía en esa curva de aprendizaje”, agrega.

Y propone: “El ideal de esto es que haya los tiempos suficientes, que las empresas tengan la información, que efectivamente el proceso fluya”

Registro de proyectos

De acuerdo a información de XM, la cual fue elaborada a través de avisos que dieron las propias empresas, se estima que 151 proyectos por 5 GW de renovables que se pondrían en marcha este año –VER ARTÍCULO-.

Al respecto, Corredor opina: “de la lista de proyectos que han publicado, hay unas iniciativas como Alfa y Beta, y los de Celsia, que son proyectos grandes eólicos, y que yo no sé si alcancen a estar este año listos porque todavía están en proceso”.

“Por caso, Alfa y Beta todavía tienen que revisar la licencia ambiental de la conexión y yo creo que les va este año en ese proceso. Entonces decir que van a entrar en operación este 2023, lo dudo. Creo que muchos de los grandes van a pasar por retos similares. Ahora, posiblemente si los proyectos más pequeños puedan hacerlo este año”, observa el ex director ejecutivo de SER Colombia.

La gran promesa

Por otra parte, Colombia es uno de los mercados más prometedores de Latinoamérica en lo respectivo a renovables. Pero, si bien se han adjudicado varios GW de proyectos en distintas subastas y se han asignado decenas de ellos en subestaciones eléctricas, lo cierto es que la potencia instalada eólica y solar fotovoltaica apenas llega a los 1.000 MW.

“Yo creo que le pusimos mucho optimismo al principio con tantos anuncios. Las subastas que se hicieron, donde se adjudicaron casi todos estos proyectos, dieron un plazo muy corto para empezar a cumplir los contratos. Hubo mucho optimismo. Y evidentemente la realidad muestra que el proceso de obtención de licencias ambientales, las consultas previas, todo este tema es más largo de lo que creímos”, observa Corredor.

Y remata: “en la práctica se está viendo que esos plazos fueron cortos y que esas lecciones hay que aprenderlas”.

La salida de SER Colombia

¿Qué le depara el futuro a Germán Corredor luego de la reciente salida de SER Colombia? “Desde que yo entré a la entidad, mi perspectiva era durar unos tres años, creo que era suficiente para hacer una gestión. Sin embargo, duré cuatro y medio: más de lo pensado”, enfatiza el ahora consultor.

Cuenta que entre octubre y noviembre pasado informó a la Junta Directiva su salida. “Soy una persona que creo que estas entidades requieren cambios. Uno cumple un ciclo, y tienen que haber renovaciones en las entidades, como SER Colombia. Desde el punto de vista mío, también. Soy pensionado, una persona austera en mi forma de vida, entonces puedo vivir más tranquilo. Voy a seguir en el sector, porque esa es la pasión de uno”, revela.

Indica que ya se está desempeñando dentro de la consultora de su hermano, Pablo Hernan Corredor, Gerente de PHC. Participará “desde la perspectiva de mirar nuevos negocios, nuevas oportunidades, y ayudarle en esa dirección”, comenta el ex SER Colombia y anticipa: “si hay algún proyecto que ellos hagan de consultoría que a mí me interese, pues seguramente también los ayudaré”.

Cada vez existen más proyectos de pequeña y mediana escala incorporan sistemas de almacenamiento de energía en baterías en Chile, a tal punto que algunos ya solicitaron aprobación del estudio de impacto ambiental en el Servicio de Evaluación Ambiental para entrar en operación en el corto plazo. 

Bajo ese contexto, el director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), Matias Cox, brindó una entrevista a Energía Estratégica sobre la importancia que tendrá esta tecnología en la integración con las centrales de menor potencia y el Sistema Eléctrico Nacional. 

“El storage es prioritario para el SEN de Chile, pues permite la posibilidad de almacenar la energía que se produce en el día, que hoy no es posible transportar, e inyectarla en los horarios nocturnos, cuando los costos de energía aumentan, permitiendo la disminución del uso de combustibles fósiles. Por tanto, incentiva el desarrollo de las energías renovables en el futuro y el objetivo de descarbonizar la matriz energética del país”, sostuvo.

“Asimismo, posee impactos positivos como descentralizar los proyectos de almacenamiento en el territorio, aportando en acercar las fuentes de generación de energía a la demanda y, por otro lado, dar señales, para incentivar la puesta en marcha de proyectos de mayor envergadura”, agregó. 

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

Por ello mismo planteó que es “deseable” que sigan existiendo este tipo de emprendimientos, a la par que se brinda certeza regulatoria mediante el desarrollo del reglamento y las normas técnicas tras la reciente aprobación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad y las planificaciones del sistema de transmisión en el país. 

Hecho que para diversos actores de la cadena productiva representa una barrera a superar, ya que sin ello resulta difícil saber las reglas claras del mercado y, por ende, conseguir financiamiento para proyectos de tal índole y realizar las inversiones correspondientes, que podrían ayudar a disminuir los costos hacia los próximos años 

“El desarrollo del almacenamiento es una de las llaves para la transición energética del país, por lo que su aumento irá en beneficio del desarrollo del sistema eléctrico nacional. Por ello, a medida que se vayan desarrollando estos proyectos, se darán señales de precio que permitirán el aumento del desarrollo de esta tecnología, lo que impactará en dar mayor seguridad y suficiencia al sistema”, afirmó Matias Cox. 

Cabe recordar que el Ministerio de Energía de Chile trabaja en las modificaciones reglamentarias necesarias para implementar dicha tecnología en el sector energético. Innovaciones que abarcan una participación amplia en distintos rubros, como por ejemplo cambios al reglamento de coordinación de la operación (DC 125), al de potencia, para la cual ya se mostró la propuesta, y probablemente también haya cambios en el de Pequeños Medios de Generación Distribuidas y net-billing.

La multinacional Ginlong Solis proyecta duplicar sus ventas de inversores solares en Colombia, país que está a la vanguardia en energía solar y con mayor adopción de sistemas fotovoltaicos de Sudamérica.

Solis realizó una gira de entrenamientos técnicos con la empresa Solaire Energía Renovable en Colombia, donde se visitó las ciudades de Barranquilla, Medellín, Cali, Bucaramanga y Bogotá, durante el mes de febrero.

El entrenamiento se concentró en la nueva gama de Inversores Solis S6 – Residencial, C&I e Híbridos.

Asistieron a la gira más de 250 personas en las cinco ciudades, con el objetivo de reforzar presencia en Colombia de la mano del distribuidor Solaire Energía Renovable, uno de los más grandes distribuidores en Colombia y Centro América.

Con estas acciones se busca en 2023 duplicar las ventas en este país a donde se introducen inversores de sexta generación tanto para grandes proyectos, como también el primer inversor hibrido que ofrece hasta 100% de autonomía al sector residencial.

Este último equipo contiene almacenamiento de energía que puede obtener hasta 100% de autosuficiencia al contar con varias potencias desde los 3.8kW hasta los 11.4kW. Dicho equipo puede ir acoplado a baterías de litio de hasta 15kW, capacidad suficiente para satisfacer las cargas normales a nivel residencial por toda una noche, como son: luces, TV, refrigerador y aire acondicionado.

El nuevo inversor Solis Híbrido S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US ha sido certificado según los estándares internacionales cumpliendo todas las regulaciones exigidas por el mercado colombiano.

Este inversor es la opción para soluciones de almacenamiento así que el equipo puede operar con o sin la red de interconexión.

Esta innovación permite:

Mayores ingresos con el modo de consumo de electricidad en tiempo real de acuerdo con el precio de mercado.
Alta independencia que permite al inversor operar fuera de la red eléctrica.
Mayor eficiencia gracias a sus componentes de marcas líderes internacionales.
Seguridad e independencia energética para el usuario.

Cabe señalar que Colombia es de los países con mayor avance en adopción de energía solar de América Latina al agilizar y simplificar los trámites y procedimientos para los proyectos de energía renovable, con lo que impulsa al país a ampliar la ventaja competitiva a nivel ambiental y de eficiencia en precios de energía.

Tan sólo en 2022, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia avanzó en la ejecución de 32 proyectos más para la instalación de paneles solares en 19 mil hogares colombianos, en los departamentos de Bolívar, Caquetá, Casanare y Chocó.

De acuerdo con el Índice de Transición Energética elaborado cabo cada año por el Foro Económico Mundial, Colombia se ubicó en el puesto número 34 subiendo nueve lugares entre 2019 y 2020 de entre 115 países. Uruguay ubicado en el puesto 11 de la clasificación, es el primero de Latinoamérica y Colombia le sigue los pasos de cerca, superando a países como Chile y Costa Rica.

360Energy completó exitosamente el lanzamiento de su segunda ON Verde en el mercado local. La empresa se proponía conseguir USD 60 millones y recibió ofertas por más de USD 93 millones.

La emisora logró completar su objetivo colocando USD 80 millones en los dos tramos previstos: USD 20 millones bullet a 24 meses a una tasa anual del 0% en el tramo corto, y USD 60 millones a una tasa del 5% anual en el tramo largo a 108 meses. Los prorrateos resultaron aproximadamente en el 84% y 95% respectivamente.

“Nos enorgullece poder contar con financiamiento local que permita consolidar nuestro plan de crecimiento, afianzándonos como un actor relevante en la transición energética en nuestro país. Estamos convencidos que la energía solar liderará este cambio y nos enfocamos fuertemente en ello”, afirmó Federico Sbarbi Osuna, CEO de la compañía.

Las obligaciones negociables emitidas se encuentran alineadas a los cuatro componentes principales de los principios de bonos verdes del ICMA – Asociación Internacional de Mercado de Capitales-, por ello Fix, afiliada de Fitch Ratings, calificó a  las ON de 360Energy como BONO VERDE BV1 (la mayor calificación en Argentina) y riesgo A.

Al respecto, Cecilia Dragonetti, CFO de la compañía sostuvo: “Estamos comprometidos con la transición energética del país y esta nueva emisión exitosa de bonos verdes nos alienta a continuar las inversiones en energías renovables, uno de los sectores de mayor potencial y crecimiento en Argentina y el mundo”.

La operación se realizó con ITAU Banco Itaú Argentina S.A. como organizador, y un consorcio de colocadores compuesto por: Itaú Valores S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco De Servicios Y Transacciones S.A., Invertir En Bolsa S.A., PP Inversiones S.A., Bacs Banco de Crédito y Securitización S.A. y Banco Hipotecario S.A.

Los fondos obtenidos serán destinados a financiar la construcción del Parque Solar Fotovoltaico La Rioja II de 94 MWp localizado en Nonogasta, provincia de La Rioja, y cuya energía será destinada al MATER. La construcción del nuevo parque solar está prevista para iniciar en 2023 a través del equipo técnico, logístico y humano de 360Energy, de una remarcable experiencia con más de 300MW construidos en Argentina en parque solares propios y para terceros.

Actualmente 360energy posee en operación cinco parques solares en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia superior a 100MWp. Además, la compañía continúa a la cabeza de la innovación en el sector solar fotovoltaico, habiendo instalado las primeras baterías de almacenamiento a gran escala en uno de sus parques de la provincia de San Juan, de manera de contar con el primer proyecto fotovoltaico híbrido conectado al sistema interconectado nacional.

Cox Energy América informa que fue asignado en tres proyectos por 45 MW para la generación y consumo de energía eléctrica solar, tras una reciente subasta realizada por el Gobierno de Colombia a través de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

El proceso de subasta se llevó a cabo en un entorno altamente competitivo, registrándose un total de 843 solicitudes de conexión por una capacidad acumulada de 56,7 GW, de los cuales solo se asignaron 147 proyectos de energía solar con una capacidad total de 5,8 GW.

Como parte de la estrategia del Gobierno de Colombia para asegurar una transición energética justa, el proceso de asignación se basó en la confiabilidad, flexibilidad, reducción de emisiones, restricciones y precios de mercado, así como el impacto en pérdidas y el estado de licenciamiento ambiental de cada proyecto presentado. , que Cox Energy America cumplió en su totalidad.

Los tres proyectos asignados tendrán una inversión de 45 millones de dólares, los cuales serán ejecutados con recursos propios, así como con el apoyo de instituciones financieras y multilaterales. El plan de desarrollo contempla iniciar la fase de construcción durante el primer trimestre de 2024.

José Antonio Hurtado de Mendoza, director general de Cox Energy América, comentó : “Colombia se ha convertido en el último año en un país clave para la estrategia de expansión y crecimiento de la Compañía, buscando incrementar nuestra presencia y operaciones con proyectos de alta viabilidad y rentabilidad. proceso fue realizado con total transparencia y confiabilidad, permitiéndonos presentar nuestras capacidades gerenciales y operativas únicas, que buscan siempre obtener los mejores resultados”.

Agregó : “Con este importante hito logrado en el mercado colombiano, reafirmo nuestro compromiso de seguir analizando y gestionando diferentes oportunidades de negocio para la generación y comercialización de energías renovables en el país, y así seguir avanzando en el cambio de la matriz energética en la región».

En el marco de la conmemoración del Día Internacional de las Mujeres, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) llevó a cabo el evento “8-Materializando la igualdad de género. Inspirar niñas, incidir en jóvenes e impulsar trabajadoras”, donde el director general de la CFE, Manuel Bartlett Díaz, instruyó que, para materializar los esfuerzos en materia de igualdad de género, todos los directores corporativos, así como los directores de las empresas productivas subsidiarias y de empresas filiales deben revisar las estructuras de sus áreas para realizar un análisis que permita abrir espacios para que más mujeres ocupen puestos de mando.

“La CFE es la empresa más importante y grande del país, la que impulsa el desarrollo. No hay nada sin la electricidad y buscamos que sea un ejemplo no sólo numérico, sino de calidad, para demostrar que tiene en su estructura mujeres capacitadas y profesionales, y hacer de esta empresa un referente a nivel nacional”, refrendó Bartlett Díaz.

Diana Marenco Sandoval, subgerenta de Información de la Coordinación de Comunicación Corporativa, presentó un video en el que, siguiendo el título que enmarca este evento se muestra como la CFE tiene la capacidad para inspirar a niñas y a incidir en, jóvenes para ser ingenieras y ver a esta empresa como una opción para su desarrollo profesional.

Nimbe Durán Téllez, titular de la Unidad de Género e Inclusión (UGI), precisó que hace un año, en esta misma fecha, se informó que el porcentaje de mujeres en puestos de mando había aumentado del 6% al 13%. Al día de hoy, estamos en un 15%, con lo cual, explicó, se muestra que seguimos avanzando, pero no a la velocidad requerida.

Asimismo, señaló la responsabilidad que tiene la CFE con las nuevas generaciones, jóvenes que buscan sumarse a las filas de la industria eléctrica nacional. “Las mujeres en México se están formando en áreas de ingeniería, ciencia y tecnología; por ello, la CFE siembra una semilla de esperanza en las jóvenes, quienes ven en la electricidad el elemento que las mueve y las motiva, que las hace elegir una carrera que las inspira a hacer de este mundo uno mejor. La CFE tiene el compromiso para que las niñas y jóvenes, que por mucho tiempo se había pensado que no podían acceder a carreras consideradas “para hombres”, puedan acercarse y ver a esta empresa como una opción para su práctica profesional”, resaltó.

También, destacó que el 8 de marzo implica compromiso y recapitulación para saber lo que nos falta por hacer y lo que debemos hacer mejor, “es acelerar el paso porque los derechos de las mujeres no merecen esperar. Yo quiero que este día también signifique un agradecimiento por estos 1495 días de trabajo en favor de la igualdad”.

CFE Generación VI es prueba de ello. Brenda Rosas Medellín, enlace para la Igualdad de Género de esta empresa subsidiaria, detalló el reciente convenio de colaboración con la Universidad Veracruzana, que a la fecha les ha permitido incorporar a servicio social a las estudiantes en esa área y abrir el Curso de Formación de Superintendencias de Turno para su posterior ingreso.

“El objetivo es inspirar a las niñas y abrir las puertas de la CFE a las jóvenes universitarias como opción profesional, como estrategia para reducir la brecha de género que existe en las funciones técnicas y operativas de la industria eléctrica”, refirió Rosas Medellín.

Emilia Calleja Alor, supervisora regional de CFE Generación I, abrió camino. Estudió y se graduó como Ingeniera en Electrónica. En 2019 se convirtió en la primera superintendenta general en la CFE, a cargo de la Central Termoeléctrica Salamanca, donde también fungió como gerenta de proyecto de construcción de un ciclo combinado.

“La Central representó un reto técnico, operativo y de mantenimiento, y en su momento, se logró con éxito recuperar cerca de 30 MW por cada unidad generadora, lo que garantizó su operación continúa, confiable y segura de energía eléctrica a la población”, recordó Calleja Alor.

Carmen Serdán Banda, directora general de la Empresa Filial CFE Capital, destacó la importancia y compromiso que implica llegar a ocupar un cargo de alta dirección con conciencia de género. En la CFE son fundamentales las políticas de igualdad, reconoció Serdán Banda, y pidió no dejar de fortalecer a la UGI, punta de lanza para reducir las brechas de desigualdad. En CFE Capital 66% de los puestos directivos son ocupados por mujeres.

María Fernanda Victoria Martínez, enlace para la Igualdad de Género de la Dirección Corporativa de Negocios Comerciales, informó que, con apoyo de la UGI, se incorporará perspectiva de género a las brigadas escolares que se realizan en el Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico, mismas que tienen como objetivo fomentar la cultura del ahorro y el uso eficiente de la energía y que pueden también ser una herramienta para llevar a que las estudiantes puedan conocer, por ejemplo, las historias de mujeres que trabajan en la industria eléctrica.

Carolina Tavera García, enlace la para la Igualdad de Género de la Auditoría Interna, señaló que, a partir de la creación de la UGI, se ha montado el andamiaje para una efectiva igualdad de oportunidades de las mujeres en la CFE; con metas de diversidad de género; así como medidas contra el hostigamiento y el acoso sexual. En su intervención reflexionó, con las mujeres presentes, sobre la importancia de tejer redes de apoyo, de sororidad.

“En la Unidad de Género e Inclusión se construye el primer programa de mentorías para trabajadoras de la CFE, donde participaré. Las que ya tenemos un camino andado tenemos el deber moral de ser mentoras, de eliminar inseguridades y miedos, de enseñar a ver el mundo de forma valiente, venciendo prejuicios, asumiendo riesgos y responsabilidades, convenciéndolas que el liderazgo y éxito se construye en conjunto”, puntualizó Tavera García.

Rubén Cuevas Plancarte, director Corporativo de Administración, resaltó que en la CFE el 8M implica compromisos y resultados, como propiciar ambientes de trabajo seguros, inclusivos y justos; igualdad de oportunidades (contratación y capacitación); así como continuar con la prevención y eliminar la violencia de género, además de visibilizar las aportaciones de las mujeres trabajadoras de la CFE. Destacó la suma de esfuerzos que se ha logrado para implementar las acciones de igualdad de género en la empresa.

La Asociación de Generadoras de Chile le envió una carta al ministro de Energía, Diego Pardow, en la que observó con “suma preocupación” la propuesta de modificación de la tarificación de la energía del sistema eléctrico del país. 

Propuesta que fue presentada el pasado 3 de febrero por un grupo de diez empresas del sector, que prevén que las unidades generadoras despachadas fuera de orden económico operando a mínimo técnico, participen directamente en la determinación del costo marginal instantáneo del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 

Ante ello, desde Generadoras de Chile manifestaron que el proyecto mencionado “adolece de graves deficiencias” al atacar ciertos fundamentos del mercado contenidos en la regulación vigente y que no representa una evolución del sistema marginalista, sino que se pretende crear una excepción o contravención a éste. 

“Además, contraviene las mejores prácticas internacionales dirigidas a dar señales adecuadas para el desarrollo de infraestructura tanto de generación renovable como de almacenamiento”, añade el documento del gremio. 

Por lo que de concretarse la modificación de la tarificación de la energía del sistema eléctrico, desde la entidad que engloba a las principales operadoras renovables del país plantearon que habría una serie de efectos adversos: 

“Esa propuesta que recomendamos no implementar cambia radicalmente las circunstancias económicas de largo plazo que generaron los contratos de suministro y sobre todo frenaría la inversión en el storage”, sostuvo Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, en conversación con Energía Estratégica. 

La obstaculización a al avance a los sistemas de almacenamiento se debería a la “reducción artificial de las oportunidades de arbitraje de energía entre los bloques horarios de día y noche”; mientras que a la vez, los cambios “gatillarían” una redistribución de ingresos entre participantes del mercado eléctrico. 

“También en un alza artificial de precios spot que daría incentivos a la sobre instalación de algunas tecnologías, en particular a la generación solar fotovoltáica, y distorsionaría las señales de precio que se desprenden del despacho económico, particularmente en horas en que el precio spot es cero y donde no es eficiente contar con un mayor nivel de despacho de otras unidades de generación”, complementa la carta enviada al Ministerio de Energía. 

Y en virtud de ello, el gremio solicitó una respuesta “urgente” para abordar la situación de corto plazo, y una agenda clara de mediano y largo plazo, como también que a futuro se aborden espacios de mejora, entre los que se destacan los siguientes: 

Mitigación de impactos financieros de las leyes de estabilización de tarifas 
Señales para el desarrollo del almacenamiento de energía
Gestión y planificación del sistema de transmisión existente y aquella requerida para la transición energética
Perfeccionamiento del diseño de mercado mayorista en base al sistema marginalista 
Mayor trazabilidad del criterio de operación del Coordinador 
Revisión del diseño de licitaciones de contratos de clientes regulados. 

“Un sistema eléctrico es un sistema económico coordinado por una institución donde se tienen que dar indicios claros y alineadas con las perspectivas para que sea eficiente. Entonces hay perfeccionamiento que hacer, nos enfrentamos a una serie de contingencias, así que trabajemos para ello”, concluyó Seebach. 

S-5!, expertos en soportes y abrazaderas para fijación en techos metálicos, suman más de 6 GW instalados sobre cubiertas metálicas alrededor del mundo y este sería solo el comienzo.

Su presencia internacional está en pleno crecimiento. Además de contar con representación en mercados estratégicos, avanzan con nuevos negocios en distintas regiones a través de su red de distribuidores que ya alcanza las 245 empresas.

La región latinoamericana no le es ajena. Solo en México, Centroamérica y el Caribe S-5! acumula unos 20 partners que garantizan stock para nuevos proyectos de energía solar sobre cubiertas metálicas. Pero la empresa iría por más.

“Tenemos planeado expandir el número de aliados en los siguientes meses. En S-5! siempre estamos buscando los mejores socios y/o canales de venta para poder cubrir completamente el mercado y llegar a nuestros clientes finales, los instaladores”, revelaron desde la compañía.

El atractivo que identifican en México, Centroamérica y el Caribe no es menor y su condición de fabricante americano lo dejaría en una buena posición para la exportación de productos competitivos frente a las demás ofertas disponibles que provienen de otros países.

“Al ser fabricante americano y que todo el producto se maquile en USA, en nuestra fábrica en el norte de Dallas, nos permite aprovechar el tratado de libre comercio con México y Canadá, con el que se reduce el tema de impuestos y sólo se deben de pagar los locales, con lo que se ahorra alrededor del 12% comparado con otros fabricantes fuera de los beneficios del tratado”, observaron desde S-5!

Y agregaron: “Además en el tema de logística también existe gran ahorro no sólo por la ubicación geográfica sino porque nuestro producto, en comparación con otras soluciones para techos metálicos, necesita menos espacio para ser transportado lo que se traduce en un ahorro de hasta un 30% en logística”.

Nuevos desarrollos, innovación, comercio exterior y logística, son algunos de los temas a los que hará referencia S-5! durante su participación como Bronze Partner en “Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit”, que se llevará a cabo el 29 y 30 de marzo en Santo Domingo.

ASISTIR

La empresa llega a este megaevento organizado por Future Energy Summit para presentar su propuesta superadora para sistemas de energía solar en techos metálicos y para debatir sobre temas de coyuntura en el mercado.

Asistirán como representantes Juan Carlos Fuentes, director de Ventas Internacionales y Desarrollo de Negocios de S-5!, y Denisse Rangel, gerente de Marketing para Latinoamérica de S-5!

Como adelanto, los referentes de S-5! comunicaron que están promoviendo la instalación de sistemas fotovoltaicos sin uso de rieles, utilizando su sistema de fijación directa sobre cubiertas metálicas llamado PV kit, y que cuentan con grandes ventajas:

“Nuestras soluciones están pensadas para facilitar la vida del instalador, en tema de logística y tiempo de instalación de los productos; además de brindar mejores prácticas de instalación sobre techos metálicos, tema en el que somos expertos”.

“Al tener 30 años en el mercado invirtiendo mucho en desarrollo y pruebas de producto también podemos ofrecer una garantía limitada de por vida en todas nuestras piezas”, concluyeron.

Si bien Perú aún tiene mucho para dar en la carrera por la transición energética, se empieza a ver un crecimiento vertiginoso de proyectos renovables similar al que tuvo Chile en sus inicios.

En conversaciones con Energía Estratégica, Rodrigo Cotijo, gerente comercial del mercado peruano de Andes Solar S.A, empresa dedicada a desarrollar, construir y mantener proyectos solares fotovoltaicos y eólicos en Chile y Perú, destaca: “Perú hoy es lo que era Chile hace diez años. Estamos negociando proyectos eólicos y solares, donde esperamos obtener por lo menos 500 MW. Probablemente, en cinco años tendremos en cartera 800 MW”.

El especialista revela que Chile es uno de los mercados más agresivos a nivel de Latinoamérica dentro del portafolio de proyectos de Andes Solar, donde ya cuentan con 1,5 GW en desarrollo. Se trata del país con más presencia, seguido por Brasil, Colombia y Perú, que ocupa el cuarto lugar.

Pero asegura que las energías renovables están en constante crecimiento en Perú y que se observa como un mercado prometedor: “Se posicionando a la empresa en el mercado peruano. Muchas empresas comienzan a invitarnos a licitaciones de plantas solares”.

Para el experto, aunque el desarrollo de proyectos en el lugar todavía es lento, este es el momento preciso para entrar al mercado, ya que la matriz eléctrica peruana se compone básicamente por hidroeléctricas y centrales térmicas: “En el corto plazo las energías renovables van a tener un crecimiento exponencial. Esto debido a que va a haber menos agua en todos los países de la región por la sequía y el gas natural peruano tendrá un límite por sus altos costos. Esto hará que las energías renovables se tornen más competitivas”.

Y a este escenario Cotijo suma dos factores más: por un lado, la expansión de gasoductos hacia el sur de Perú, lo que generará mayor demanda y, previsiblemente, un aumento en los precios del gas; por otro, un incremento de la demanda, impulsado por yacimientos mineros que prometen explotarse en los próximos años.

La luz al final del túnel: vislumbran cambios en el marco regulatorio peruano

En este contexto favorable para las renovables, Cortijo advierte sobre la falta de previsibilidad en el marco regulatorio del país: “Lo complicado es que la normativa vigente no ayuda. No todas las energías pueden competir libremente, porque están ligadas al tema de la potencia”.

“Las plantas solares que están en construcción son de empresas que tienen un alto respaldo financiero y/o que tienen un portafolio de generación variado que les permite comercializar la energía aun así las complicaciones de las restricciones de potencia. Los proyectos en construcción o por construir avanzan y la ley va a tener que adaptarse a ello, es inevitable”, agrega.

El gerente comercial de Andes Solar pone en relieve que si bien la convulsión política que atraviesa desde hace años la región ha pausado este tipo de regulaciones, este año se esperan signos de reactivación en la materia.

En este sentido, augura cambios en la normativa vigente en el corto plazo en favor de las energías limpias: “Somos optimistas. En 2023, se aprobará el reglamento de la generación distribuida y, el próximo año, la ley separación de potencia y energía”.

El límite de la potencia en el proyecto del reglamento de la generación distribuida actualmente en Perú es de 1MW. La posibilidad de inyectar los excedentes de hasta 1MW facilita la viabilidad de los proyectos de autoconsumo dado que existe una gran demanda de estos proyectos.

Para el experto, esta modificación favorece sobre todo a las empresas agrícolas que tienen una necesidad de energía enorme y les piden capacidades de 2 a 8 MW.

Asimismo, el reglamento a nivel autoconsumo que aún no se ha aprobado permitiría vender los excedentes a la red de transmisión lo cual favorece a las inversiones.

Por otro lado, enfatiza que también es primordial separar la energía de la potencia para que las energías renovables puedan competir libremente y sigan creciendo los proyectos de esa matriz.

El objetivo es reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo.

El Ministerio de Gobernación de la República de Nicaragua aprobó la Cancelación de la Personalidad Jurídica de 18 Organismos sin fines de lucro operativos en el país. Entre ellos, se vio afectada directamente la Cámara de Energía de Nicaragua (CEN), operativa desde el mes de julio del año 2015.

La decisión, que fue publicada en el Boletín Oficial este lunes 6 de marzo, no tardó en generar repercusiones en el sector energético renovable y distintos actores se pronunciaron en contra de esta medida.

En comunicación con Energía Estratégica, una analista de energías renovables alternativas advirtió que esto impactaría de varias maneras en la dinámica del mercado:

“La implicancia inmediata es que se agrava el deterioro del clima de negocios en el país, que desde el 2018 viene ocurriendo”, observó.

“En el área de las renovables las oportunidades para que el país pueda desarrollar más proyectos que dependen directamente de la inversión extranjera se vuelven cada vez más inciertas, ya que la situación política no provee la confianza y seguridad legal para que se reciban inversiones a largo plazo”, agregó la analista.

Desde hace tiempo atrás se alerta que “la certeza jurídica es el talón de Aquiles para desarrollar nuevos proyectos renovables en Nicaragua” y esta decisión del gobierno que resuelve la clausura de organizaciones gremiales, entre ellas la energética, genera aún más incertidumbre en el mercado.

En cuanto a las consideraciones legales a nivel de derecho internacional sobre la libertad de asociación, entidades como el Centro de Asistencia Legal Interamericano en Derechos Humanos (CALIDH) condenaron la disolución arbitraria que se llevó a cabo y señalaron que la misma «está prohibida por el Derecho Internacional».

En un comunicado emitido esta semana, CALIDH sostiene que “las irregularidades que alega el Ministerio de Gobernación en Nicaragua hacen parte de argumentos poco creíbles (…) el derecho internacional indica que la disolución de entidades debe tener una causa justificada en excepciones y en fines legítimos, excepciones que no se observan en este cierre».

¿Cuáles son estos argumentos? El Acuerdo Ministerial N° 27-2023-OSFL apunta a que las organizaciones gremiales no completaron el proceso de convalidación de registro que se incorporó a través de una modificación legislativa en agosto del 2022 (Ley 1127 «Ley de Reformas y Adiciones a la Ley 1115 Ley General de Regulación y Control de Organismos sin fines de Lucro y de reformas a la Ley 522, Ley General del Deporte, Educación Física y Recreación Física).

La transformación energética de Puerto Rico avanza. Las energías renovables en los distintos segmentos del mercado están en un sincero crecimiento.

Mientras que en generación distribuida Luma trabaja en pos de aumentar las interconexiones de nuevos proyectos en redes bajo su concesión, desde Accion Group en coordinación con el Negociado de Energía (NEPR) y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) impulsan ya la tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas para energías renovables y almacenamiento energético (ver más).

Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza, brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica donde puntualizó aquellos avances que desde el gobierno local y federal están promoviendo en el archipiélago.

En tal sentido adelantó a Energía Estratégica que solo este año entrarían 90 MW de capacidad energética renovables y que se iniciaría la construcción unos 300 MW adicionales.

Y es que los procesos de solicitudes de propuestas vienen avanzando. Según indicó Berríos Portela, la segunda de estas convocatorias “demostró muy buen apetito del sector privado en Puerto Rico”, lo que desde su perspectiva “demuestra el compromiso e interés de las empresas” que espera se mantenga en los seis tramos que se prevén convocar.

En una entrevista exclusiva con este medio, el referente energético en el Palacio de Santa Catalina comentó que desde su nuevo rol se encuentra velando por la continuidad de los programas para el sector que se llevan a cabo ya no sólo desde el Departamento de Desarrollo, donde desempeñó funciones anteriormente, sino también desde el Departamento de la Vivienda y todo lo que tiene que ver con el desarrollo de las microrredes, las reconstrucción del sistema eléctrico y el empuje para los proyectos de utility scale de energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico.

¿Qué temas resultan prioritarios atender? “Estamos trabajando con el equipo de FEMA, el Departamento de Energía (DOE) y el cuerpo de Ingenieros como parte de de la misión que ellos han denominado el Power System Stabilization que nos va a proveer generación temporera que necesitamos para poder tener un alivio y poder este adelantar ese atraso que tenemos en los mantenimientos de las unidades generatrices que que están sirviendo hoy al sistema eléctrico”, indicó Berríos Portela en entrevista.

Y si bien se prevé que algunas de ellas sean a gas natural, la actual administración las contemplan exclusivamente en esta etapa de transición hasta que se interconecten al sistema las generadoras primarias a partir de energías renovables y almacenamiento energético.

Junto con la capacidad solar distribuida y a pequeña escala existente, América Latina estará en condiciones de cumplir, y posiblemente superar, los objetivos de energía renovable de neutralidad en emisiones regional de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) para 2030 si implementa todos los posibles proyectos a gran escala.

Descarga el informe

Los cinco primeros países de la región en cuanto a posibles aumentos de la capacidad solar y eólica a gran escala son los siguientes:

Brasil (217 GW)
Chile (38 GW)
Colombia (37 GW)
Perú (10 GW)
México (7 GW)

Los cinco primeros países en cuanto a energía solar y eólica a gran escala actualmente en funcionamiento son los siguientes:

Brasil (27 GW)
México (20 GW)
Chile (10 GW)
Argentina (5 GW)
Uruguay (2 GW)

Con una capacidad colectiva de más de 57 GW, Brasil, Chile, Colombia y México constituyen casi el 84 % de los 69 GW existentes de parques solares y eólicos a gran escala que se encuentran actualmente en funcionamiento. Pero mientras Brasil, Chile y Colombia se mantienen a la vanguardia de la carrera de las energías renovables, México se ha quedado atrás. Básicamente, solo se fijó cumplir con el 70 % de su promesa de ofrecer 40 GW de energía solar y eólica para 2030, aun cuando todos sus posibles proyectos comenzaran a funcionar.

Kasandra O’Malia, gerente del Rastreador Global de Energía Solar, dijo lo siguiente: “Si bien la energía solar distribuida puede ser el punto crucial de la transición a las energías renovables en América Latina, la región se encuentra también en un punto de inflexión cuando se trata de apoyar proyectos importantes a gran escala que podrían convertirla en un gigante de la energía mundial”.

Sophia Bauer, investigadora en Global Energy Monitor, afirmó que “la carrera de las energías renovables se acelera rápidamente, lo que significa que los países que han redoblado sus esfuerzos, como Brasil y Colombia, deben mantenerse alertos al generar proyectos de energía solar y eólica a gran escala. América Latina puede convertirse en un punto de referencia mundial para una transición energética justa si los proyectos futuros respetan los equilibrios ecológicos y aportan no solo beneficios económicos sino también sociales”.

YPF Luz, anunció hoy sus resultados del cuarto trimestre de 2022. La empresa comunicó que alcanzó un EBITDA de USD 398 millones en el año, superando en 24% lo registrado en 2021.

Las inversiones anuales alcanzaron los 146 millones de dólares, 5,6% superiores a 2021. Los ingresos del año fueron de USD 484,5 millones, 9,8% superiores a 2021, mientras que el resultado neto alcanzó los 139,4 millones de dólares, 114,6% superior al año anterior.

La participación de YPF Luz en la capacidad instalada del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) alcanzó un 35%, aumentando 6,1% respecto a 2021, debido a la entrada en operación del Parque Eólico Cañadón León a partir de diciembre 2021.

A su vez, la cuota de participación de YPF Luz en la energía vendida alcanzó el 38%, 16,5% superior en 2022, siendo la compañía con mayor participación en el mismo.

Esto demuestra la eficiencia de los parques eólicos de YPF Luz respecto de la media del mercado de generación renovable y la confianza de las empresas del mercado industrial argentino en el abastecimiento de nuestra energía.

El factor de carga promedio de los parques renovables de YPF Luz en 2022 fue de 52,7%, destacándose particularmente la eficiencia del Parque Eólico Manantiales Behr, que fue distinguido por CAMMESA por obtener el mayor factor de capacidad del país: 59,8% anual.

En cuanto a los nuevos proyectos, la compañía informó un grado de avance de 86,5% en la construcción del Parque Solar Zonda, de 100MW en la Provincia de San Juan, cuyo inicio de operaciones estima para el segundo trimestre de 2023.

Asimismo, confirmó la aprobación de Directorio para el inicio de la obra del Parque Eólico General Levalle, en la Provincia de Córdoba, el cual contará con una capacidad instalada de 155MW y cuyo inicio de operaciones se estima para fines de 2024.

El evento se realizó en la ciudad de Quito, este miércoles 8 de marzo de 2023, en el salón Amazonas del hotel Finlandia.

El documento presentado establece que El Ministerio de Energía y Minas gestionará la aplicación del Acuerdo a través de un Comité de Seguimiento de Fortalecimiento de la Inclusión de Género, liderado por el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable.

El Comité coordinará con las empresas sociedades anónimas que manejan recursos públicos, empresas públicas e instituciones del Sector Eléctrico, que participan en las etapas de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización del servicio público de Energía Eléctrica y del alumbrado público general, la Agencia de Regulación y Control, el Operador Nacional de Electricidad el Instituto de Investigación Geológico Energético, la implementación de las estrategias de corto y mediano plazo en los ejes de: reclutamiento (consideraciones de género; sin perjuicio del cumplimiento de los perfiles y competencias requeridas para el cargo).

Procesos de contratación (deberán incluir en los términos de referencia una calificación preferencial al oferente que presente la mayor inclusión de género en su oferta.), capacitación (Implementar programas y acciones de formación, desarrollo de buenas prácticas y competencias) y condiciones laborales (ambiente laboral saludable).

Cabe destacar que durante el evento, la Viceministra de Electricidad, presentó el primer Programa de Capacitación de Mujeres Linieras que será impulsado a través de la Empresa Eléctrica Quito. Además, los profesionales del sector tendrá acceso al Curso Internacional de Transición Energética que será auspiciado por la Universidad Mayor Real y Pontificia de San Francisco Xavier de Chuquisaca de Bolivia; “La equidad se enfoca en ajustar todas las necesidades y requerimientos para que una persona o grupo social pueda alcanzar efectivamente las metas, y sobre todo, un resultado igualitario que genere políticas concretas de inclusión”, resaltó la secretaria de Estado al referirse al informe presentado por el Foro Económico Mundial (2023).

El texto firmado se apoyó en el artículo 70 de la Constitución de la República del Ecuador, que establece: “El Estado formulará y ejecutará políticas para alcanzar la igualdad entre mujeres y hombres, a través del mecanismo especializado de acuerdo con la ley, e incorporará el enfoque de género en planes y programas, y brindará asistencia técnica para su obligatoria aplicación en el sector público”.

Además del artículo 331 que dispone: “El Estado garantizará a las mujeres igualdad en el acceso al empleo a la formación y promoción laboral y profesional, a la remuneración equitativa, y a la iniciativa de trabajo autónomo. Se adoptarán todas las medidas necesarias para eliminar las desigualdades. Se prohíbe toda forma de discriminación, acoso o actos de violencia de cualquier índole, sea directa o indirecta, que afecte a las mujeres en el trabajo”.



La Autoridad de Alianzas Público-Privadas de Puerto Rico (APPPR) lanzó este mes un proceso de Solicitud de Calificaciones (RFQ) para un proyecto de LNG a hidrógeno verde con ciclo combinado.

Todas las partes interesadas pueden acceder a consultar las adendas de este proceso que ya se encuentran publicadas en el sitio web de la Autoridad https://www.p3/pr.gov 

En líneas generales, el proyecto resultante se prevé que tenga una capacidad de aproximadamente 300 MW y que cuente con tecnología, como ser de turbina de gas/turbina de vapor de ciclo combinado, que permita el aprovechamiento de múltiples combustibles, incluidos gas natural, combustible de petróleo y combustible de mezcla de hidrógeno.

Respecto a la sostenibilidad del combustible se hace la salvedad que la tecnología deberá tener la capacidad y las disposiciones para la conversión futura de dicha mezcla de combustible de hidrógeno, siempre que:

(a) dicha fuente de combustible pueda demostrar ser compatible, disponible y aceptable según todas las leyes y reglamentos de cumplimiento aplicables, y

(b) para 2050, dicho hidrógeno quemado sea hidrógeno verde, según lo definido por los estándares de la industria aplicables

La empresa o consorcio que cumpla aquellos requerimientos y resulte adjudicada accederá a un contrato de asociación publico-privada (PPP) a largo plazo con la APPPR y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). 

Aún hay tiempo de participar. La próxima fecha comprometida en el calendario de este proceso es el 27 de marzo de 2023, día límite para la presentación de solicitudes de aclaración («RFC») con respecto a esta RFQ por parte de los posibles participantes.

Posteriormente, el 10 de abril de 2023 será fecha para la presentación de SOQ (a más tardar a las 5:00 p. m. AST) y si bien se contemplan etapas intermedias, la siguiente fecha clave será el 17 de mayo de 2023 cuando se estima que será la notificación a los calificados.

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) ha trabajado una propuesta de modificación normativa que podría repercutir sobre la Licitación Abierta PEG-4-2022.

Esta iniciativa contemplaría la introducción de sistemas de almacenamiento en baterías en centrales de generación, lo que le permitirá a los agentes generadores poder tener potencia almacenada adicional a la energía generada para poder entregar en las horas de demanda máxima.

Al respecto, es preciso recordar que la AMM emite un certificado de oferta firme eficiente si se respeta la entrega de energía y potencia en las horas de demanda máxima, y esta condición se cumpliría en caso de incorporarse almacenamiento en centrales variables.

¿Cómo repercutiría en la Licitación? Trascendió la posibilidad de que se prorroguen por dos meses las fechas comprometidas en el calendario de la licitación de modo que se dé tiempo a que los oferentes que así lo necesiten, puedan ajustar sus proyectos a la nueva normativa.

Según pudo saber Energía Estratégica, esa propuesta normativa que está en desarrollo podría socializarse con los agentes del mercado en esta primera quincena de marzo para que se emitan los comentarios respectivos y realizar modificaciones necesarias antes de que el AMM la envie a consideración de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y esta la pueda aprobar.

En caso de que logre la conformidad de todas las partes interesadas, las distribuidoras vinculadas a esta licitación podrían contemplar ajustarse a aquellos tiempos de publicación de la modificación normativa y la aprobación por parte de la CNEE, ampliando los tiempos de esta convocatoria hasta que las modificaciones queden firmes antes de que los oferentes entreguen su oferta en la licitación.

Esto lo que permitirá es que los oferentes que quieran hacer la inversión en una planta solar o una eólica nueva, donde las ofertas de energía alcanzan el tope de 40 MW máximo de capacidad equivalente en los proyectos, puedan incorporar baterías y el hecho de poner un sistema de almacenamiento les iría a permitir ya no solo participar por los 40 MW que definen las Bases de la Licitación sino también participar con la potencia adicional que podrán entregar a partir de su sistema de almacenamiento.

De querer garantizar aquello el calendario de la convocatoria debería modificarse para aplazar algunos hitos del proceso de licitación. En el caso de que sea de dos meses la prórroga, la fecha límite para la presentación de ofertas técnicas que se había fijado para el 31 de mayo podría desplazarse al 31 de julio.

Otra observación sobre el calendario es que la evaluación de las ofertas económicas planeada para el 6 de julio también podría modificarse para llevarse a cabo en septiembre junto con la adjudicación que deberá ser en el mismo mes.

El Ministerio de Energía de Chile publicó una nueva versión del borrador del reglamento de transferencia de potencia de Chile, que reemplazará el actual Decreto Supremo Nº 62/2006 y que estará en consulta pública hasta las 23:59 horas del lunes 27 de marzo del corriente año, en la que podrán participar toda persona natural así como las organizaciones sociales, ONGs, empresas, universidades u otras organizaciones interesadas. 

El reglamento tiene por objeto establecer las metodologías, procedimientos y criterios aplicables para determinar las transferencias de potencia que resulten de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1 de la Ley General de Servicios Eléctricos, entre los participantes del balance de potencia.

Pero para conocer más a fondo qué propone este nuevo reglamento y cómo afecta al sector de las energías renovables en Chile, Energía Estratégica dialogó con Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal.

Entre los principales cambios con el régimen transitorio, se destaca la extensión del plazo para la entrada en vigencia del reglamento en cuestión a 5 años, como también la aplicación de la tabla del reconocimiento de potencia inicial hacia los sistemas de almacenamiento de energía (SAE), ya sean puros o stand alone. 

“Esa incorporación de los SAE al reconocimiento de potencia y al régimen transitorio pone interesantes incentivos al desarrollo de esta tecnología que sabemos es muy necesaria en el Sistema Eléctrico Nacional”, manifestó González. 

A cada unidad generadora o SAE se le adjudicará una potencia de suficiencia. Mientras que a cada participante del balance de potencia que posea compromisos de potencia con clientes libres o empresas distribuidoras, asociados a contratos de suministro destinados a tales efectos, se le asignarán retiros de potencia. 

En el caso de que una unidad generadora que incluya un componente de almacenamiento, la potencia inicial de la central renovable con capacidad de almacenamiento corresponderá a la suma de la potencia inicial del SAE y la potencia inicial de la componente de generación, calculada de acuerdo a la alternativa metodológica a la que haya optado.

“Mientras que el segundo grupo de modificaciones importantes refiere a la implementación del nuevo régimen y ahí se hizo lo ya anunciado en la mesa de trabajo creada para tal fin. Se alarga el periodo de implementación y se deja una opción a ciertas centrales o tecnologías para que opten por el régimen anterior por 15 años”, explicó la especialista. 

“En ese sentido creo que el texto recoge preocupaciones expresadas por distintos gremios e intenta generar consensos en torno a la propuesta. Aunque me parece que las reservas e incertidumbres se mantienen de parte de las muchas empresas renovables”, agregó. 

Con ello, la fundadora de la Consultora Domo Legal señaló que es un texto que sigue una ruta de continuidad de lo iniciado anteriormente, pero que abre la gran incógnita de si es la reforma que el sector requiere y si hay consenso más allá de la necesidad de incentivar la incorporación del almacenamiento. 

“Hay aspectos muy interesantes en la propuesta y valorados como el objetivo de suficiencia pero llama la atención que, habiéndose anunciado que se estudiará la reforma al mercado de corto plazo que obviamente tocará el mercado de la energía, no se crea necesario sumar a esa discusión el tema del pago por capacidad y además abordar la problemática que inicio esta iniciativa y era como incentivar y remunerar la flexibilidad u otros atributos que necesita el sistema”, concluyó.

El pasado 2 de febrero se realizó en Puerto Peñasco la presentación del Plan Sonora, que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina y la séptima en el mundo.

Desde el Gobierno mexicano anunciaron que ya han comenzado las pruebas con el objetivo de que entre en operación comercial para el 21 de abril. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) avanza en la primera etapa del proyecto que adiciona 300 MW de capacidad.

En su etapa final, abordará una superficie de 2 mil hectáreas donde alojará una capacidad de 1 GW.

En este marco, representantes de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), brindan la posición institucional del Plan en diálogo con Energía Estratégica

“Todo lo que sea inversión verde hacia el país, siempre va a ser bienvenida con muy buenos ojos. Sin inversión no se mueve la economía interna de los países de América Latina, por ello, lo consideramos un gran detonador”, explica José Celis, secretario de Organización de ANES.

Además, resalta: “Hay inversión privada en juego: muchas empresas se ven beneficiadas de las compras que realiza la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para montar el proyecto. Eso es algo fantástico porque genera un montón de empleo directo e indirecto”.

En efecto, el gobernador de Sonora, Alfonso Durazo Montaño, anunció la creación de un centro binacional para el desarrollo de semiconductores, en conjunto con la Universidad de Arizona y Conacyt, con lo cual la entidad tendrá una ventaja competitiva frente a otros estados de la frontera.

Bajo esta promesa, para Dulce Guevara, secretaria de Inclusión y Género en ANES es importante sentar las bases para que el sector se torne más diverso: “Nos interesa incorporar la perspectiva de género y las juventudes en la industria. Tenemos una cadena de valor que necesita urgente dejar atrás la predominancia masculina y emplear a más mujeres”. 

“Abre la puerta para empezar a debatir qué entendemos por transición energética justa entre los distintos actores de la sociedad y cómo se distribuyen los costos y los beneficios de dicha transición”, agrega.

Los objetivos del Plan Sonora planteados por la CFE

Impulsar el crecimiento económico de los sectores agropecuario, industrial y de servicios de Puerto Peñasco, Caborca y San Luis, Río colorado en Sonora, así como de Ensenada, Tecate, Tijuana y Mexicali en Baja California.
Contribuir con el cumplimiento de compromisos adquiridos por México relacionados a la lucha contra el cambio climático.
Abatir el déficit de generación del Sistema Baja California (SBC).
Respaldar la operación de la CFV Puerto Peñasco, con un Sistema de Almacenamiento de Energía a base de baterías de 12 MW y 60 MW para dos horas de operación y un condensador sincrónico en la Secuencia II que dará robustez a la central.
Beneficiar a una población de 1,6 millones de consumidores (Aproximadamente 536.000 hogares promedio) y disminuir los costos de producción.

Millonaria inversión requerida

El canciller Marcelo Ebrard, Secretario de Relaciones Exteriores de México, precisó que el plan, que requerirá una inversión de aproximadamente 48 mil millones de dólares, contempla varios proyectos como la extracción de litio, producción de baterías de litio, creación de autopartes para vehículos eléctricos, entre otros.

Según algunos actores del sector privado, se trata de una cantidad de dinero muy importante para el país pero que no tiene la tecnología necesaria para llevarlo adelante. 

En este sentido, Celis destaca: “Se trabaja con inversión extranjera pero sin préstamos. Ha habido la queja de algunos empresarios, que sugieren endeudarse para acabar el proyecto más pronto. Sin embargo, el actual gobierno prometió no contratar deuda ”.

Si bien el rol de la mujer avanzó progresivamente en el sector energético nacional, tanto en el ámbito privado como público, aún hay mucho trabajo por hacer, ya que uno de cada diez puestos de los tomadores de decisión en empresas de generación eléctrica, son mujeres. 

En el marco del Día Internacional de la Mujer, Energía Estratégica conversó con Cecilia Giralt, cofundadora y miembro de la comisión directiva de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables (AMES), para conocer cómo evoluciona  este tema  en el país, las oportunidades existentes y las barreras que aún restan afrontar. 

“Las mujeres tienen una mayor participación en empresas pequeñas y medianas en energías renovables y vemos que cada vez hay más fuerza de cambio en este sentido.  Somos las  mujeres las que estamos traccionando esta transición energética. Incluso, hay un rol participativo muy activo, principalmente en el hidrógeno verde, lo cual es un dato positivo y esperanzador porque hay mucha masa de una generación joven que tiene otro grado de conciencia, de importancia y de trabajo técnico, en el rol que la energía limpia tiene que tener para descarbonizar las matrices productivas y energéticas a nivel global” manifestó Giralt.

“En la medida que haya más mujeres en cargos directivos o con poder de decisión, como es el caso de la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, habrá más oportunidades genuinas para romper los paradigmas y estereotipos que nos han llevado a que hoy tengamos que conversar sobre esta brecha”, agregó. 

Esto se ve reflejado en el último informe del Banco Interamericano de Desarrollo, titulado “Género y Energía en Argentina: La participación de las mujeres en el sector de generación eléctrica”, elaborado en colaboración con AMES,en el cual se mostró que la participación más equitativa en el subsector de generación de energía tiende a aumentar la eficiencia de las empresas. 

Asimismo el informe reflejó que a nivel mundial, la tasa de participación de las mujeres en energía renovable es en promedio  alrededor del 32%, aunque a nivel regional, se observó que en las empresas de servicios de electricidad, gas y agua de la Argentina en el año 2019 fue de un 17%, estando por debajo del promedio de América Latina y el Caribe (21%). 

Estos datos demuestran que todavía existen barreras para lograr más equidad en términos de género. Quizás una de las más importantes son las culturales, convocando a la sociedad toda a trabajar en cambios de paradigmas y estereotipos , principalmente en la formación temprana y en los niveles de los colegios secundarios. Esto ayudará a que más jóvenes puedan elegir y acceder a a carreras STEM.

“Falta mucho camino para recorrer, pero en cuanto el velo se corra y la cultura se abra hacia esa diversidad, se ocuparán más puestos por parte de mujeres en niveles de decisión.Las mujeres aportamos mucho en la toma de decisiones, sobre todo cuando tenemos que resolver problemas complejos, ya que somos muy creativas y nuestra mirada a esos problemas es circular, no lineallo cual nos da la posibilidad de implementar soluciones alternativas que muchas veces no suelen ser pensadas en los ámbitos formales”, aseguró la cofundadora de AMES. 

“Para ir achicando esta brecha,  sería positivo que las empresas tambien implementen planes de acción y políticas integrales en los cuidados del hogar no remunerados, tanto para  hombres y mujeres. Estoayudaría a sentar las bases formales del cambio cultural que comentamos, ya que las tareas de cuidado en el hogar y la familia serían  equitativas, El permitir que el papá pueda tener mayor participación en el cuidado de sus hijos y compartir con ellos actividades escolares es un cambió importante que tenemos que empezar a generar en la sociedad, lo cual nos va a permitir comenzar a diluir paulatinamente esas barreras.”, continuó. 

Las iniciativas de AMES

Como aliadas WEPs (Women Empowerment Principles) de ONU Mujeres, AMES adhiere a los 7 principios de empoderamiento de la mujer. 

La Asociación, fundada en 2019, busca trabajar en la comunidad tratando de potenciar las capacidades de  las personas, sin distinción de género, por lo que en el año 2022, lanzó la propuesta “Comunidad Ames”, un espacio de trabajo voluntario y organizado que convoca a hombres y mujeres alineados con la misión de AMES. El espacio está organizado en distintas mesas de trabajo, cuyo objetivo es avanzar en acciones y proyectos concretos que generen impacto en la sociedad, 

“Las mesas que tenemos activas hasta el momento son: Evaluación de Políticas y Programas de Género aplicados a la Energía, Observatorio de Género, Proyectos técnicos y de Innovación y Espacios de Capacitación y Sensibilización. La idea es trabajar en proyectos concretos y en alianzas con otros actores, para lograr un impacto que ayude en este cambio cultural“, explicó Giralt. 

“Asimismo estamos articulando un programa de pasantías en colaboración con empresas privadas del sector, para acercar más jóvenes a la experiencia laboral temprana. Pensamos que eso es el semillero para la inserción laboral de más mujeres”, agregó.  

“Ojalá que dentro de muy poco tiempo, hayamos superado esta brecha, y nuestras conversaciones estén centradas en el talento humano y cómo desarrollar mejor su potencial”, concluyó.

De acuerdo con el estudio “Energía y Género” de la Agencia Internacional de Energía (IEA), las mujeres representan sólo el 22% de la industria energética global. Una tendencia de la cual México no está exento, ya que el porcentaje de mujeres en el sector energético mexicano es apenas superior, con apenas el 28% de las posiciones ocupadas por mujeres.

Uno de los factores más importantes que han reducido la brecha de género en el sector es el acceso de la smujeres a la educación superior en carreras STEM (Ciencia,Tecnología, Ingeniería y Matemáticas). Según el informe “Las mujeres en Ciencias, Tecnología, Ingeniería y Matemáticas (STEM) en América Latina y El Caribe 2020” de ONU Mujeres y UNESCO (Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura), sólo el 35% de los estudiantes de carreras y programas  STEM son mujeres.

Sin embargo, existe una fuerte tendencia que podría revertir esta realidad en la industria. Por un lado, el estudio “Mujeres y niñas en STEM” del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) señala que en las últimas cuatro décadas la representación de las mujeres en las universidades se ha duplicado. El IMCO también asegura que en los últimos diez años 31 de 32 Estados de la República redujeron la brecha de género en programas educativos STEM.

A pesar de la tendencia positiva, el rito del cambio hacia la igualdad ha sido particularmente lento en la industria energética, y aún falta mucho por hacer para que la participación femenina tenga el mismo peso que la de los hombres. El mismo estudio indica que, de mantener la misma tendencia de la última década, tomaría 37 años incorporar a las mujeres restantes y cerrar por completo la brecha de género.

Por otro lado, es importante reconocer que existen ejemplos destacados de liderazgo femenino actualmente en la industria energética mexicana y el rol clave que juegan para reducir la brecha. Romina Esparza, Directora de desarrollo de Negocios para Energía e Industrias de Procesos en México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch es uno de ellos, con una trayectoria de más de quince años en el sector. Actualmente, Romina está enfocada en impulsar proyectos de energías limpias y con enfoque en la descarbonización así como de infraestructura crítica que han hecho de Black & Veatch la empresa referente global en el sector.

Desde su posición, Romina Esparza ha contribuido a reducir la brecha de género, profundizando en México las políticas que han llevado a Black & Veatch ha conseguir por cuarto año consecutivo la puntuación perfecta en el Índice de Igualdad Corporativa de la Human Rights Campaign Foundation, la cual premia la diversidad, equidad e inclusión de las empresas:

“En Black & Veatch vivimos una cultura de inclusión que se ve reflejada en la conformación de nuestros equipos de proyectos. La diversidad no solo de género, sino cultural y generacional ha contribuido a que Black & Veatch se convierta en uno de los  referentes globales en proyectos de desarrollo de infraestructura crítica para la transición hacia modelos sustentables de energía, pero también en un promotor de la participación de las mujeres en puestos de liderazgo en el sector”, expresó Romina Esparza.

Este 8 de marzo, en el marco del Día Internacional de la Mujer, vale la pena reflexionar sobre el papel que tienen las empresas líderes del sector y sus directivos en impulsar espacios de participación de mujeres libres de discriminación o barreras de entrada asociadas al género. Las actividades que podrían beneficiarse más del talento femenino son innumerables, y generar una mayor vinculación entre industria y  las universidades para promover el acceso de más personas a un aprendizaje práctico centrado en las tendencias tecnológicas de la industria actual es una de las claves en este proceso.

Todas las partes que conforman a la industria energética tienen un mundo por ganar con la incorporación del talento de las mujeres, que en colaboración y competencia justa con sus contrapartes masculinos, impulsarán el futuro de la energía.

El sector de las energías renovables se reúne este mes en el marco de un nuevo evento de Future Energy Summit. La convocatoria es para este 29 y 30 de marzo en República Dominicana.

Confirmaron su participación empresas de renombre internacional y local con amplia expertise en proyectos de energía eólica como BAS Corporation, DNV, EGE Haina, Ennova, Nordex Group, Soventix Caribbean, Total Eren, entre otras.

Todas ellas participarán de los debates de alto nivel en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real de Santo Domingo y de los espacios de networking especialmente preparados para esta edición.

ASISTIR

República Dominicana resulta de gran interés para impulsar nuevas inversiones en energías renovables, en especial aquella a partir de la cinética del viento ya que en el último tiempo ha superado a la solar en factor de planta dentro de este mercado.

A modo de ejemplo, en el cierre del año 2022 dos proyectos eólicos se destacaron por los altos porcentajes registrados: el Parque Eólico Larimar (49.50 MW) con un 39.69% de factor de planta durante el mes de noviembre y el Parque Eólico Guanillo (52.50 MW) con un 37.46% de factor de planta en septiembre.

Mientras que en el mismo periodo los solares operativos en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana tuvieron un máximo de 26,94% y un mínimo de 16,25%.

Ahora bien, en el último año no se ha dado curso a nuevas concesiones definitivas para proyectos eólicos y sí para 638,3 MWn correspondientes a tecnología solar fotovoltaica.

¿Qué retos existe para el despliegue de más capacidad eólica en República Dominicana? ¿Qué oportunidades de negocios se abren para nuevos proyectos? Son algunas de las preguntas que abordarán durante el megaevento de Future Energy Summit altos referentes empresarios tales como Fernando de la Vega, gerente general de Total Eren RD, Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean, Emilio Martínez, CEO de BAS Corporation, Rafael Burgos, CEO de Ennova, Daniel Herrmann, Market Manager Power and Renewables Mexico & CA de DNV y más.

PARTICIPAR

Ayer la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) informó que determinó asignaciones para las 843 solicitudes de conexión (por alrededor de 56.000 MW) de proyectos de generación y consumo de energía eléctrica interesadas en la asignación de capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional.

Se informó la asignación de 7.493 MW, de los cuales 5.774 MW corresponden a energía solar, con 147 proyectos; 1.237,8 MW a la eólica, en 10 emprendimientos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registró una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

A nivel geográfico, se destacan las áreas operativas de Guajira-Cesar-Magdalena con una asignación de 1.620 MW, Caldas-Quindío-Risaralda con 1.297 MW y, particularmente eólicos en las áreas Centro-Oriental y Norte de Santander.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, Adrián Correa-Florez. Director General de la UPME, revela los pormenores de todo este proceso y desliza la posibilidad que próximamente se anuncie una prórroga para la presentación de proyectos para el proceso 2023-2024, establecida para este 31 de marzo.

¿Qué ha significado para la UPME y el equipo esta tarea que ha sido consolidada hoy sobre la asignación de puntos de conexión?

Para la UPME fue una tarea titánica ya que contamos con recursos muy limitados y tocó darle respuestas a 843 solicitudes de conexión. Pero bueno, cumplimos con lo establecido operativamente: un reto importante pero también entendemos la importancia estratégica para el país de la asignación de estos puntos y de la entrada de nueva generación fundamentalmente renovable a la matriz.

Es un paso en firme hacia la transición energética justa en Colombia. El 95% de estos casi 7.500 MW asignados corresponden a fuentes no convencionales de energía renovable.

Creo que ahí hay un mensaje importante y una apuesta de todos los sectores, sector privado y el sector público, para que esto sea una realidad y hay que recalcar el esfuerzo importante que hizo la UPME en este caso en donde con la misma capacidad operativa y organizacional de hace 10 años se le pudo cumplir al país.

Como hemos dicho por ahí en otros escenarios: la transición energética en Colombia pasa necesariamente por la UPME y necesitamos fortalecer la unidad de la planeación para que esa transición sea posible.

¿Cuándo entraría en operación justamente estos proyectos?

Están repartidos de aquí hasta inclusive 2032 obviamente con una concentración importante de proyectos de entrada en operación en 2025-2026.

¿El grueso de ellos entraría más o menos para esos años?

Correcto, sí.

Para 2032 imagino que se trata de los proyectos eólicos marinos…

Sí, correcto. Hay unos eólicos offshore entonces que requieren todavía de unos ajustes en las reglas de juego que seguramente los interesados están todavía aguardando.

Desde el Gobierno se han puesto más estrictos en lo que es la curva S y las garantías que deban presentar las empresas promotoras, de manera tal que el avance de estos proyectos esté comprometido. ¿Es esperable el avance del grueso de los emprendimientos asignados?

Sí, correcto. Hace parte de lo que se quería con la Resolución 075, ajustar un poco las normas en asignación de los puntos pues porque antes había un procedimiento un poco más laxo y estaba costando mucho trabajo determinar la seriedad de los interesados.

Entonces esperamos que el nivel de cumplimiento esta vez sea bastante elevado y que en efecto los interesados y que quienes se presentaron pongan sus garantías y que estos proyectos lleguen a feliz término, eso es lo que esperamos.

Desde el punto de vista del área de planificación energética, ¿qué significará el avance de este volumen de proyectos para Colombia teniendo en cuenta que la mayoría de estos proyectos no generan flexibilidad al sistema?

El proceso de asignación dado se basa en un algoritmo de optimización de entrada de estos casi 7.500 MW. Éstos han sido asignados cumpliendo criterios donde se evaluaron la flexibilidad, el impacto sobre los precios de bolsa, reducción de restricciones de pérdidas, reducción de emisiones y también el avance en el proceso de licenciamiento ambiental.

Es decir que estos 7.500 MW son lo más depurado y decantado en términos del mejor impacto que pueden tener para el sistema.

Esto también busca beneficiar a los usuarios en general y también facilitar el proceso de planeación, ya que con esto nosotros tendríamos una lectura muy clara de cuáles son las expansiones, cuáles serían las expansiones que tenemos que avanzar en el futuro próximo, obviamente estas ya están identificadas pero nos sigue dando una señal para llevar a cabo las convocatorias.

Por otro lado también tener en cuenta que esa expansión de esos sistemas pues va a permitir de alguna manera reducir los costos en el futuro, digamos que en el futuro próximo: de aquí unos 4 o 5 años.

Sobre lo que se viene: hemos conversado con consultores que advertían que debiera prorrogarse la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes del 2023, comentan que sería necesario aproximadamente dos meses más para la evaluación de proyectos a presentarse, ¿desde la UPME están contemplando esa posibilidad?

Esta no es una decisión que toma la UPME, este plazo para la presentación de las solicitudes de este ciclo de 2023-2024 es una decisión que toma la CREG. Pero por supuesto que sí sabemos que el tiempo es muy corto para preparar las ofertas y para adelantar todos los estudios de aquí al 31 de marzo.

Entonces yo creo que sí hay una conciencia importante del regulador (CREG) y por supuesto de nuestra parte sobre la necesidad de evaluar un tiempo adicional. Muy próximamente se estará dando una anunció en ese sentido, pero sí comparto por supuesto la preocupación de lo corto el tiempo.

Por último, en cuanto al aplicativo por el cual se determinaron las asignaciones, se han escuchado algunas críticas del algoritmo para determinar cuestiones de pérdidas para definir la asignación de algún proyecto. Me interesaría su punto de vista al respecto y si de algún modo este sistema es perfectible de cara al próximo proceso…

Hay que tener en cuenta que el procedimiento de lo que nosotros denominamos el MAC, el modelo de asignación de capacidad de conexión, ha sido discutido ya desde hace más de un año.

Es decir que el procedimiento y el algoritmo es público, fue sujeto a por lo menos tres socializaciones el año pasado, donde se explicó en qué consistía el procedimiento, donde se atendieron sugerencias, donde se respondieron preguntas, inclusive pasó por un proceso de consultas al público precisamente para poder tener en cuenta todos los comentarios y ya posteriormente fue publicado en firme.

Entonces ese algoritmo ha pasado por supuesto por muchas rondas de socialización y discusión. Siempre todo proceso va a ser sujeto a perfección, por supuesto y eso hace parte pues de nuestra labor para mirar cómo se puede seguir ajustando.

Si obviamente es un proceso delicado que requiere un análisis juicioso y para mirar a ver quiénes tienen algún tipo de comentario.

La convulsión de protestas que está atravesando Perú ante una fuerte crisis política y social, no parece afectar los avances en energías renovables. Por el contrario, fuentes consultadas por este medio aseguran que el avance de un nuevo modelo que permita la introducción de estas tecnologías al país podría generar el beneplácito que requieren los gobernantes ante la sociedad.

De acuerdo al sector privado, desde hace décadas el Gobierno mantiene la agitación política separada del aspecto económico por lo que los proyectos no se han detenido y se incrementan a pasos firmes.

Pero aún resta la aprobación de dos medidas determinantes. Por un lado, que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, impedimento que evita el desarrollo de plantas eólicas y solares que requieren estos contratos para obtener financiamiento y viabilizar su construcción.

Por otro lado, que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios. Según pudo saber este medio, ha habido avances legislativos para que estas medidas se ejecuten, pero finalmente no prosperaron.

Pero ahora la apuesta toma impulso, esta vez de la mano del Ministerio de Energía y Minas, que ha elaborado un proyecto de ley en este sentido. El mismo está siendo abordado por la Presidencia y el Consejo de Ministros.

Esto genera mucha expectativa tanto de los inversores como también del sector político para que este proyecto de ley pueda avanzar, aprobarse y reglamentarse.

“Hay una expectativa enorme de desarrollo de proyectos limpios, a la espera de que se cambie la regulación que permita separar potencia y energía, es decir, liberar a las inversiones solares y eólicas para poder celebrar PPAs”, confía a Energía Estratégica Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR),

“Hay un desarrollo de proyecto de más de 23 GW eólicos y solares con capacidad de aceleración, considerando que tenemos una potencia instalada de 13 GW, y una demanda actual de 7 GW”, agrega, poniendo en relieve la voracidad en inversiones por estas tecnologías.

El objetivo primordial es que se pueda reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo. Sobre todo, teniendo en cuenta el nivel de radiación solar que existe en Perú.

El problema de la legislación actual

Según el presidente de la SPR, a las energías eólica y solar, por ser tecnologías variables, no se le dan los contratos, porque en el país existe la obligación de asociar la energía a la potencia a la hora de venderlas. Esta norma limita el desarrollo de proyectos renovables.

Por otra parte, consultado sobre el esquema de licitaciones que se quiere implementar, Oviedo explica que es similar al de las licitaciones de Chile , donde se subasta energía a través de bloques horarios diarios.

Además, destaca que la región peruana está absolutamente centralizada: “Desde un punto de vista de política de estado, el 80% de la generación eléctrica de la nación está concentrada en el centro del país, casi el 40% de la demanda eléctrica es satisfecha con centrales térmicas ubicadas dentro de un área de 3 km2”.

“Hay mucha presión para evitar que prospere el cambio de la regulación que busca separar potencia y energía y crear bloques horarios para poder vender energía en las licitaciones de las distribuidoras. Esto, en el corto y mediano plazo, tiene como objetivo reducir las tarifas eléctricas de más de 8 millones de familias peruanas y descentralizar y diversificar la matriz de generación asegurando la seguridad de suministro del Perú”, asevera.

“Aun no tenemos visibilidad de un proceso de planificación ni políticas de estado de mediano y largo plazo claras y esta es una excelente oportunidad para hacerlo, porque las renovables no solo son baratas, sino que son abundantes en el país”, concluye.

Con una trayectoria de 18 años en el mercado internacional, Solis es una de las empresas que marca la pauta del sector fotovoltaico en términos de inversores.

En la actualidad, cuenta con 3000 empleados y una presencia activa en más de 100 países alrededor del mundo. Latinoamérica no le es ajena y representa una de las regiones más prometedoras para esta compañía.

“La apuesta sobre Latinoamérica es muy fuerte (…) Tenemos mucha ilusión para este 2023, venimos duplicando ventas desde hace ya unos cuatro o cinco años atrás y el objetivo para este año es seguir con este tren”, valoró Ricci. 

¿Qué retos identifican en la cadena de suministro fotovoltica? ¿Qué mejoras pudieron implementar pospandemia? Fueron algunas de las preguntas que el referente de Solis en Latinoamérica respondió a Energía Estratégica durante una entrevista exclusiva.

“El año pasado inauguramos la ampliación de la nueva fábrica. Pasamos de una capacidad prepandemia de 5 GW a más de 40 GW de fabricación anual. Y esta fábrica está completamente integrada verticalmente, bajo el mismo techo el inverter se fabrica, se testea y se empaca para estar listo para su despacho”, precisó Marco Ricci. 

Pero aquello no sería todo. No solo crece su capacidad de producción sino también su familia de productos. Solis cuenta con más de 500 ingenieros dedicados a investigación y desarrollo, que han venido preparando un nuevo lanzamiento para el sector fotovoltaico.

“La idea para este año es sacar nuevos inversores de las potencias más críticas con una tecnología que les permita no depender de componentes en escasez y garantizar tiempos de entrega superrápidos”, adelantó Ricci. 

Entre los países latinoamericanos que se verán beneficiados inicialmente con el lanzamiento de este producto, se destacan aquellos que permiten el uso de inversores con certificación IEC para los mercados europeos, como ser Argentina, Bolivia, Chile, Perú y Uruguay. Ahora bien, también se están alistando aquellos con certificación UL, por lo que también se espera que otros países de la región puedan acceder a la nueva tecnología de inversores que presentará Solis este año.

Restan dos meses para la fecha de presentación y apertura de ofertas técnicas de la Licitación Abierta PEG-4-2022, aquella que promete la contratación de 235 MW para garantizar el suministro eléctrico desde el 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

La Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) sigue de cerca aquel proceso y se ocupa de su socialización y debate. Por lo que se encuentran impulsando una serie de iniciativas informativas y formativas al respecto.

Entre ellas, recientemente efectuaron una capacitación para periodistas donde se explayaron sobre los escenarios de adjudicación posibles y qué lugar podrían tener las energías renovables.

Al respecto, vale aclarar que si bien existen cuotas de participación para tecnologías renovables y térmicas, estas podrían variar de acuerdo a las ofertas que efectivamente se presenten hasta el 31 de mayo próximo.

Es preciso recordar que el valor máximo de adjudicación son 235 MW y las distribuidoras plantearon un objetivo de obtener como mínimo el 50% de ese requerimiento por lo menos de energías renovables, es decir que tienen un piso 117.5 MW que sí o sí debería ser con energías renovables. Es un mínimo pero el máximo podría ser 235 MW.

Según ejemplificó Fernando Rios, gerente general de Business Plus, durante la capacitación de AGER: “si se presentan 500 MW y hay ofertas que permitan que los 235 MW que pueden ser adjudicados sean 100% renovables, las distribuidoras encantadas lo van a adjudicar. Si solo hay 200 MW igualmente los van a adjudicar y si solo hay 120 igualmente lo van a adjudicar (siempre y cuando cumplan los requerimientos y las ofertas califiquen)”.

De manera inversa de las renovables, explicó que la condicionante para los recursos no renovables como gas natural, bunker o carbón es que el techo sí tiene un máximo del 50% de la adjudicación. Por lo que, como máximo podrán ser adjudicados hasta 117.5 MW.

Sin embargo, Ríos advirtió que las distribuidoras tienen que evaluar qué sucederá si es que las ofertas renovables no logran llenar su cupo de los 235 MW y si pueden completar el porcentaje restante con generación no renovable. Es decir que, si no participan más de 117.5 MW renovables calificables para adjudicarse, las térmicas no renovables podrían ganar más terreno, pese a la cuota de participación previamente fijada en las bases que privilegian renovables.

Límite de potencia y precio de referencia: dos retos para las renovables en la licitación de Guatemala

El gobierno de Argentina lanzó una nueva licitación para ampliar las redes de transmisión del país, en el marco del plan regional para mejorar el servicio eléctrico a nivel nacional. 

A través del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF), y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se publicó la convocatoria Pública Internacional Nº 04/2023 para expandir la infraestructura eléctrica en la provincia de Catamarca 

Las obras consisten en la ampliación de las líneas de altas tensión de 220 kV y 132 kV entre Alumbrera y Belén, como también la construcción de dos nuevas estaciones transformadoras en El Eje y Belén. Y para ello, el presupuesto estimado es de $19.006.679.445,12 (IVA INCLUIDO).

“La experiencia específica requerida a los oferentes, se basará en el diseño, o construcción, o suministro o instalación/montaje completo (Civil, electromecánica y eléctrica) de la ejecución de obras de Líneas de Alta Tensión en 132 kV y de Estaciones Transformadoras en 132 kV o superiores”, remarca el documento. 

Los licitantes elegibles que estén interesados, podrán obtener información adicional e inspeccionar los documentos de licitación del FFTEF en la sede de CABA del Fondo de 9:00 a 17:00 hs, o descargar los documentos en la web oficial de la entidad. 

Mientras que, de acuerdo al anuncio publicado en el Boletín Oficial de la República Argentina (BORA), los oferentes podrán presentar sus propuestas hasta las 11 horas del miércoles 24 de mayo del corriente año. Día en el que también se hará la apertura de ofertas. 

Asimismo, se aclara que las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de Oferta por un monto de $900.000.000, que deberán ser entregadas a la misma hora y en el mismo lugar que la oferta.

El período de validez de la Oferta será de 150 días a partir del vencimiento del plazo de presentación de las ofertas. Y finalmente, aquellas empresas que resulten adjudicadas, tendrán un plazo máximo de ejecución del contrato de 1080 días (36 meses) computados desde la firma del convenio contractual, más el período de garantía, que será de 28 días a partir de la fecha límite del período de validez extendido.

Más convocatorias para el sector 

Esta licitación no es la única que podría impactar en el avance de la generación renovable en Argentina, sino que desde el gobierno continúan con Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional III, en pos de resolver una problemática que desde el sector energético fue mencionada en reiteradas oportunidades: el cuello de botella existente en las redes de transmisión. 

Tal es así que existen otros procesos abiertos, desde la primera gran obra del plan en Río Negro y Neuquén, como también uno publicado hace poco más de un mes para la provincia de Tucumán, para la construcción de la línea de alta tensión en 132 kV entre El Bracho y Villa Quinteros y la nueva estación transformadora Leales.

“Además, están priorizadas Catamarca, Chubut, Entre Ríos, Formosa, Salta y Santiago del Estero, con financiamiento del BID y progresa favorablemente ampliar el crédito con la Agencia Francesa de Inversiones y el Banco Europeo de Inversiones a través del Comité de Administración del Fondo Fiduciario (CAF)”, había anticipado Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, en conversación con Energía Estratégica.

“Sumado a que avanzamos en un esquema que permita al sector privado participar de la construcción de las líneas, garantizándole la prioridad de despacho para la evacuación de energía renovable”, manifestó el funcionario en aquel entonces.  

En colaboración con la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León y la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey, GENERA MÉXICO se celebrará del 7 al 9 de noviembre en el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX.

Madrid, 7 de marzo de 2023.-   GENERA MÉXICO, la nueva propuesta ferial para el sector de las energías renovables que,  fruto de la alianza entre IFEMA MADRID y el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX, se celebrará del 7 al 9 de noviembre  en Monterrey (México),  ha sido presentada con gran éxito en el marco de la pasada edición de GENERA en Madrid, que en paralelo al impulso global  de las energías limpias, la  eficiencia y las oportunidades del  autoconsumo, celebró su mayor y más completa convocatoria con la participación de 402 empresas de 21 países y la visita de 35.107 profesionales de los cinco continentes. Todo un contexto de alto nivel para potenciar la promoción internacional de GENERA MÉXICO a través de un stand informativo que, durante tres días, captó el interés de numerosos asistentes, atendiendo las consultas de un centenar de profesionales.

Buenas expectativas, por tanto, para este nuevo proyecto que, alineado con los ODS por Neutralidad Climática, la Descarbonización y otras estrategias sostenibles, ofrece al sector una oportunidad de promoción y apertura al mercado mexicano y que dotará a las empresas participantes de un escenario para la expansión internacional de sus negocios bajo la referencia y el valor que representa la marca de GENERA.

A este respecto GENERA MÉXICO, que sigue el modelo de su versión española, con un formato B2B apoyado en la exposición de especialidad más congreso, pondrá especial foco de atención en las oportunidades de inversión que representan las Infraestructuras y el mantenimiento de las energías renovables; la eficiencia energética; la movilidad; la rehabilitación energética de edificios; la transformación industrial, los recursos distribuidos y el almacenamiento.

Por otra parte, y como antesala de GENERA MÉXICO, el pasado 10 de noviembre, se organizó en colaboración con la Unión española Fotovoltaica, UNEF, la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica, AMIF, y la dirección de Fomento Energético y Minero de la Secretaría de Economía de Nuevo León, un evento de lanzamiento en Monterrey, con presentaciones y mesas de debate que abordaron el dialogo sobre energías España vs México; los retos de futuro del sector energético y la eficiencia energética, Una  jornada que contó  la presencia de expertos, académicos y empresas especializadas, así como una amplia convocatoria profesional y cobertura en medios, que permitió testar el interés de este tipo de encuentros sectoriales en el país.

Y es que México, la segunda economía de América Latina, y país de grandes recursos eólicos y niveles de irradiación solar, ofrece un gran potencial para el desarrollo de las energías renovables. Más concretamente, el Estado de Nuevo León, cuya capital es Monterrey, es el tercer productor de energía de México, y según El Financiero de México, la entidad de este país con más proyectos de Energía Solar junto con la zona de Jalisco (Guadalajara).

Además, el Clúster de Energía el principal actor del sector, está integrado por 39 empresas de primer nivel, entre las que se encuentran las españolas: Iberdrola y Gas Natural Fenosa).  Por su parte Monterrey es considerada la ciudad más moderna por su avanzado nivel de desarrollo económico y de infraestructuras y polo industrial del país. Es también la ciudad líder en inversión extranjera directa, gracias a su ubicación geográfica y su cercanía con los EE. UU.

GENERA MÉXICO cuenta con la colaboración con la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey y la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León, a través de la dirección de Fomento Energético y Minero. Además, cuenta con el apoyo de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica AMIF; La Asociación Mexicana de Empresas de Eficiencia Energética, AMENEER; ASHRAE; Unión española Fotovoltaica UNEF; Cámara Española de Comercio A.C; y la Fundación Profime de Monterrey.

Seis nuevos proyectos renovables ingresaron al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile a lo largo de los últimos diez días, con la particularidad que todos son híbridos y suman 975 MW de capacidad. Es decir, más potencia a instalar que aquellos presentados en los primeros dos meses del corriente año (887,86 MW). 

Cada uno de los parques que entraron a la plataforma del gobierno de Chile tiene su particularidad, ya que contemplan desde una o dos fuentes de generación (solar y eólica) hasta sistemas de baterías para almacenar la energía producida o la construcción de la infraestructura eléctrica de transporte correspondiente. 

El “Parque Híbrido Pampas” es el proyecto de mayor envergadura, ya que la firma Energía Eólica Pampas SpA prevé una inversión de 800 millones de dólares para construir una planta eólica y una fotovoltaica que, en conjunto, contarán con una potencia instalada cercana a los 422 MW. 

Puntualmente serán 20 aerogeneradores de aproximadamente 7 MW, con una altura de buje de 170 metros. Mientras que la central solar estará conformada por dos zonas de módulos que totalizarán 252 MWp.

Y adicionalmente el emprendimiento tendrá un sistemas de almacenamiento de energía en baterías BESS (Battery Energy Storage System) con una capacidad de 623,5 MW hasta por 5 horas.

Por otro lado, el parque solar Ceibo estará localizado en la Región de Atacama, provincia de Huasco y comuna de Vallenar. El mismo es de la compañía Energía Renovable Violeta SpA y estará integrado por 496.800 módulos fotovoltaicos y un sistemas de baterías ion-litio. 

Para este proyecto de 250 MW de potencia nominal, se estima una inversión aproximada de 220 millones de dólares y se considera una vida útil de 35 años, que podría ser extendido “en la medida que las condiciones de mercado justifiquen la inversión”.

La planta denominada “ERNC Tarapacá”, de ERNC LOA Spa, es otra de las grandes obras que se solicitaron la aprobación del estudio de impacto ambiental durante los últimos días, ya que con 200 millones de dólares de inversión se plantea la instalación de un parque eólico de 91 MW (13 aerogeneradores de 7 MW cada uno) y uno solar fotovoltaico de 135 MW (223.541 paneles de 660 Wp). 

Ambas instalaciones compartirán Subestación Transformadora 33/220 kV, y una Línea de Transmisión Eléctrica aérea de 220 kV de 35,3 km de longitud, que conectará a la Subestación Frontera existente, para la evacuación de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 

A los mencionados anteriormente, se deben agregar otros proyectos de menor escala que, entre sí, comparten similares características y potencias a instalar en caso de continuar el proceso: dos de 24 MWp y uno de 29 MW. 

El PS Chirihue (24 MW)  estará localizado en la comuna y región de Coquimbo e incluye la construcción y operación de un parque fotovoltaico, compuesto por 6 unidades de generación, un sistema de baterías y una línea de evacuación de media tensión, de 15 kV, de 3,68 kilómetros que facilitará la conexión e inyección de la energía al SEN.

En cambio, el El Cachudito es muy similar al anterior, ya que consta de un parque solar de 24 MW mediante la instalación de 36.924 paneles con una potencia nominal de 650 Watts, baterías para almacenar la energía y una línea de 15 kV; aunque en la comuna de Chillán, provincia de Diguillín, región del Ñuble.

Mientras que el PS Gavilán estará emplazado en Molina, región de Maule, y prevé alcanzar los 29 MWp de capacidad, sumado a que tendrá un sistema de baterías con capacidad de 8 horas de almacenamiento, y una línea de evacuación de media tensión (15 kV) de 1,1 kilómetros. 

La Unidad de Plan eación Minero Energética (UPME) anunció este lunes los resultados de las 843 solicitudes de conexión de proyectos de generación y consumo de energía eléctrica interesadas en la asignación de capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional “Con satisfacción le informamos al país que hemos asignado cerca de 7.500 MW, principalmente de tipo solar y eólica, que permitirán que el gran potencial de energía renovable no convencional del país pueda ser aprovechado, garantizando un servicio de energía eléctrica más confiable y competitivo, al habilitar mayores opciones en el mercado, además de aportar en el cambio de la matriz eléctrica del país“ precisó Adrián Correa, director general de la UPME.

El anuncio representa un gran logro en el marco de la política energética impulsada por el Gobierno Nacional.

De los 7.493 MW asignados, 5.774 MW corresponden a energía solar, posicionándose como la principal tecnología que estará liderando la transición energética del país con 147 proyectos. En segundo lugar se encuentra la eólica con 1.237,8 MW en 10 proyectos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registra una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

A nivel geográfico, se destacan las áreas operativas de Guajira-Cesar-Magdalena con una asignación de 1.620 MW, Caldas-Quindío-Risaralda con 1.297 MW y, particularmente eólicos en las áreas Centro-Oriental y Norte de Santander.

Los resultados que hoy presenta la UPME al país fueron evaluados bajo 6 criterios técnicos por medio de los cuales se priorizó la asignación de capacidad de transporte a proyectos de generación, tales como: aumento de confiabilidad, mejora de flexibilidad eléctrica (posibilidad para controlar el recurso), reducción de emisiones, reducción de restricciones (como agotamiento de red), reducción del precio de bolsa (energía más económica), menor impacto sobre las pérdidas de energía y el estado del proceso de licenciamiento ambiental.

Previamente, durante 2022, la UPME realizó diez 10 jornadas de socialización del proceso de solicitudes de conexión, 3 de las cuales fueron dedicadas exclusivamente a exponer la propuesta de la metodología de evaluación, recibir y discutir comentarios de promotores, agentes y ciudadanía en general, y presentar la versión definitiva para garantizar la apropiación de dichos criterios de asignación entre los interesados.

“Desde la UPME nuestro equipo humano ha llevado a cabo una labor titánica. Mientras que hasta 2014, por ejemplo, recibíamos un promedio de 10 a 15 solicitudes anuales, en esta oportunidad se recibieron 843 entre generación y consumo con la misma capacidad organizacional de hace 10 años, situación que pone de manifiesto no sólo el gran interés de iniciativas de generación con fuentes no convencionales de energía renovable, sino también la necesidad de seguir fortaleciendo la entidad, pues la transición energética pasa por la UPME

Se acerca el próximo megaevento presencial de Future Energy Summit, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

Se trata del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, que se llevará a cabo el 29 y 30 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Entre las partes interesadas que ya confirmaron su participación, destacamos a asociaciones empresarias con gran representatividad en República Dominicana como la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER) y Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD).

No sólo estarán presentes gremios empresarios locales, también confirmaron su apoyo otras asociaciones civiles y empresarias provenientes Costa Rica, Guatemala, Panamá, Puerto Rico y demás países de la región.

Tal es el caso de la Cámara de Generación Distribuida (CGD) de Costa Rica; la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) de Guatemala; la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) de Panamá; la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA) y la Asociación de Industriales (PRMA) de Puerto Rico. 

En su representación, formarán parte de paneles de debate portavoces de asociaciones tales como:

Erick Santiago – Presidente – Asociación de Industriales (PRMA) 
Javier Rua Jovet – Director de Políticas – Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA)
Marvin Fernández – Presidente – Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER)
Federico Fernández – Presidente – Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES)

La participación de estos referentes empresarios resulta de gran valor, no sólo para conocer los objetivos de gestión de estas asociaciones para este año, sino también para conocer las actividades que están impulsando en los respectivos mercados junto a las oportunidades de inversión para energías renovables que identifican en México, Centroamérica y el Caribe.

Todos los interesados en asistir a este megaevento de Future Energy Summit podrán acceder a los salones de conferencia con ponencias destacadas y paneles de debate además de explorar sinergias con otras empresas del sector energético en los espacios de networking especialmente preparados para esta edición.

REGISTRO

De acuerdo a información de XM actualizada hasta la fecha, elaborada en base a reportes de las compañías promotoras, este año se pondrían en marcha unas 156 iniciativas de generación eléctrica por 5.596,93 MW. De ellas, 151, por 5.093,93 son renovables: solar, eólica y, en menor medida, hidráulica.

Entrarían en operaciones este año 8 proyectos eólicos por 1.043,8 MW, de los cuales cuatro tienen comprometida energía firme con el Estado colombiano; éstos son: Alpha, de 212 MW; Beta, de 280 MW, de EDPR; y Camelias, de 250 MW, y Acacias 2, de 80 MW, ambos de Celsia. Estos cuatro emprendimientos comenzarían a funcionar hacia fin de año. Aunque Las Camelias tiene un plazo hasta el 30 de noviembre del 2024.

DESCARGAR EXCEL

De los otros cuatro emprendimientos, se encuentra proyecto eólico Wesp 01, de 12 MW, de Isagen, que se desarrollará en La Guajira, y que se pondría en funcionamiento antes que termine noviembre.

Y El Carreto, de 1 MW, propiedad de Celsia, que ingresaría en operaciones hacia junio, según lo informado por las empresas a XM.

Finalmente, cabe mencionar a los emprendimientos de Promoenercol: Parque Eólico Magdalena y Parque Eólico Culantral, cada uno de 99,9 MW, que comenzarán a funcionar antes que termine septiembre.

Por otro lado, se espera la puesta en marcha de otros 8 proyectos hidráulicos, los cuales suman 75,44 MW, de los cuales 4, por 45,64 MW, empezarán a funcionar antes de julio.

Como era de esperar, la nómina está ampliamente dominada por proyectos solares: 137 que totalizan una potencia de 3.983,7 MW.

Entre las iniciativas de mayor envergadura se encuentra Chinú, de 350 MW, de Latam Solar Colombia, a montarse en Córdoba.

Solar Sabanalarga, de 200 MW, en manos de Enel Colombia. Se montará en Atlántico.

Otro emprendimiento que se montará en ese departamento es Atlántico Photovoltaic, de 199,5 MW, cuya empresa promotora es homónima al proyecto.

Parque Fotovoltaico Shangrila, de 160 MW, de Rayo Energía, que se montará en Huila-Tolima.

Estos cuatro mega parque solares ingresarían en operaciones hacia el 31 de diciembre de este año.

Pero hacia fines de mayo se pondría en marcha el renombrado parque solar La Loma, de 150 MW, propiedad de Enel Colombia, según lo anunciado por las empresas a XM.

Finalmente, se registraron 5 emprendimientos térmicos por 503 MW a operar este año.

Proyecto
CEN [MW]
FPO
Tipo
OEF
Área operativa
Tipo OEF
Fecha obligación
Subárea operativa
Promotor
Puntos de Conexión
Fecha de Puesta en Operación Oficial
Garantía
Garantía que aplica
Columna1

WESP01 (Wayuu)
12
viernes, 30 de junio de 2023
Eólico
NO
Caribe

GCM
ISAGEN S.A. E.S.P.
Cuestecitas 110 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Eólico El Carreto
1
viernes, 30 de junio de 2023
Eólico
NO
Caribe

Atlantico
CELSIA COLOMBIA
Santa Verónica 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Eólico Magdalena
99,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Eólico
NO
Caribe

Atlantico
PROMOENERGÍA MAGDALENA & CIA
El Río 220 kV
09/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Eólico Culantral
99,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Eólico
NO
Caribe

Atlantico
PROMOENERGÍA CULANTRAL & CIA
El Río 220 kV
09/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alpha
212
jueves, 30 de noviembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta CxC- Subasta contratos largo plazo energía
GCM
VIENTOS DEL NORTE S.A.S. E.S.P.
Cuestecitas 500 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 022 de 2001

Beta
280
jueves, 30 de noviembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta CxC- Subasta contratos largo plazo energía
GCM
EOLOS ENERGÍA S.A.S. E.S.P.
Cuestecitas 500 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 022 de 2001

Camelias
250
domingo, 31 de diciembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
GCM
CELSIA COLOMBIA
Cuestecitas 500 kV
11/30/2024 00:00:00
SI
Res. CREG 022 de 2001

Acacias 2
80
domingo, 31 de diciembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC
GCM
CELSIA COLOMBIA
Cuestecitas 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 107 de 2019

PCH Caracolí
3,75
viernes, 31 de marzo de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Caracolí 44 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PCH La Cascada de Granada
2,09
viernes, 30 de junio de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PCH-INAMAQ
Granada 13.2 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

San Bartolomé
19,9
viernes, 30 de junio de 2023
Hidráulico
NO
Nordeste

Santander
PCH SAN BARTOLOME S.A.S E.S.P
Oiba 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Oibita
19,9
viernes, 30 de junio de 2023
Hidráulico
NO
Nordeste

Santander
PCH SAN BARTOLOME S.A.S E.S.P
Oiba 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Central Hidroeléctrica La Noque
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PCH LA NOQUE S.A.S. E.S.P. ZOMAC
Santa Fé de Antioquia 44 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PCH Hidronare (H)
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
GRUPO NARE SAS ESP
Playas 44 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Chinú
350
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LATAMSOLAR COLOMBIA
Chinú 500 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Sabanalarga
200
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
Sabanalarga 500 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Atlántico Photovoltaic
199,5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
ATLÁNTICO PHOTOVOLTAIC
Sabanalarga 500 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico Shangrila
160
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Ibagué (Mirolindo) 230 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Latam Solar La Loma
150
miércoles, 31 de mayo de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta CxC

GCM
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
La Loma 110 kV
02/28/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

Parque Solar Portón del Sol
102
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PARQUE SOLAR PORTÓN DEL SOL
Purnio 230 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar La Unión
100
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
Cordoba_Sucre
SPK LA UNIÓN S.A.S. E.S.P
Nueva Montería 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Parque Solar Andrómeda
100
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR ANDROMEDA I SAS ESP
Toluviejo 220 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PV Fundación 99.9 MW
99,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
GCM
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
Fundación 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Bosques Solares de los Llanos 7
99,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
SOLARGREEN
Suria 230 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Solar Las Marías
99,5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
Promotora y Generadora De Energías Sostenibles S A S
El Zaque 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Campano
99
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
Cordoba_Sucre
TRINA SOLAR GENERADOR COLOMBIA – EL CAMPANO S.A.S. E.S.P
Chinú 220 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 107 de 2019

San Isidro 99 MW
99
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
Parque Solar San Isidro S.A.S
La Virginia 220 kV
07/31/2023 00:00:00
NO

CSF Continua San Felipe
90
sábado, 1 de abril de 2023
Solar
NO
Suroccidental
Subasta contratos largo plazo energía
CQR
TRINA SOLAR GENERADOR COLOMBIA – SAN FELIPE S.A.S. E.S.P
San Felipe 230 kV
04/01/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Paipa I
88
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
PSR3
Paipa 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Buenavista
80
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

CQR
Generadora Buenavista S.A.S.
Esmeralda 230 kV
07/31/2023 00:00:00
NO

La Mata
80
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
SI
Nordeste
Subasta contratos largo plazo energía- Tomadores del CxC
Norte de Santander
SPK LA MATA S.A E.S.P
Ayacucho 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Bosques Solares de los Llanos 6
79,6
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
BOSQUES SOLARES DE LOS LLANOS 6 S.A.S. E.S.P.
Santa Helna 115 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Paipa II
72
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
PSR3
Paipa 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Paso
67
jueves, 30 de noviembre de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta CxC

GCM
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
El Paso 110 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

Caracolí I
50
lunes, 23 de octubre de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
Atlantico
SOL DE LAS CIENAGAS SAS ESP
Caracolí 110 kV
10/23/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Pubenza PSR2
50
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
SI
Oriental
Subasta contratos largo plazo energía
Bogota
PSR2
Barzalosa 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Pacandé
50
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
PARQUE SOLAR PACANDÉ S.A.S. E.S.P.
Natagaima 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Pradera
40
sábado, 30 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
SOLAR PRADERA S.A.S
San Alberto 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico Sunnorte
35
domingo, 30 de abril de 2023
Solar
SI
Nordeste
Subasta contratos largo plazo energía
Norte de Santander
GENERSOL SAS
OCAÑA 115 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Ubaté PSR1
28
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
PSR1
Ubaté 115 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Mata Redonda
25
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
Parque Solar Matarredonda S A S E S P
BAVARIA 115 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico La Tolua
19,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE FOTOVOLTAICO LA TOLUA
Subestación Chi
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar La Victoria 1 (Antes Zarzal 1)
19,9
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Zarzal 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar La Victoria 2 (Antes Zarzal 2)
19,9
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Zarzal 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planeta Rica
19,9
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR PLANETA RICA S A S
Planeta Rica 110 kV
07/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Colibrí
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
MASSIVE SOLAR ENERGY COLOMBIA
Juan Mina 34.5 kV
09/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Fotovoltaica Flandes
19,9
martes, 31 de enero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Flandes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta fotovoltaica Dulima
19,9
martes, 7 de marzo de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Flandes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 500
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 500
Sabanalarga 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 501
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 501
Sabanalarga 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 502
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 502
Sabanalarga 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 503
19,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 503
Sabanalarga 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 504
19,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 504
Sabanalarga 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Baranoa
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
FOTOVOLTAICO EL YARUMO S.A.S.
Baranoa 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Celsia Solar Chicamocha 1
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
CELSIA COLOMBIA
Mesa del Sol 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Celsia Solar Chicamocha 2
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
CELSIA COLOMBIA
Mesa del Sol 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Celsia Solar Chicamocha 3
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
CELSIA COLOMBIA
Mesa del Sol 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Solar Pétalo de Cesar II
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
BLACK ORCHID SOLAR MANAGEMENT
San Alberto 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 1
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Mirolindo 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 2
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Mirolindo 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 3
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Mirolindo 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 4
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Picaleña 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 5
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Salado 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Gualanday
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
FOTOVOLTAICO GUALANDAY S.A.S
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque solar EMCALI I
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P.
MULALO 34.5 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Los Morrosquillos III
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
CATTLEYA SOLAR SAS
TOLUVIEJO 34.5 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Planta de Autogeneración solar Puerto Tejada (Familia)
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Familia del Pacifico 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Iguana
19,5
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
COLOMBIA ENERGY CLIMATE CORPORATION S.A.S.
Gambote 66 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Los Morrosquillos I
19,5
jueves, 31 de agosto de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LOS MORROSQUILLOS SOLAR S.A.S
Toluviejo 110 kV
08/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Los Morrosquillos II
19,5
jueves, 31 de agosto de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LOS MORROSQUILLOS SOLAR S.A.S
Toluviejo 110 kV
08/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Atlántico Solar I Baranoa
19,3
sábado, 30 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
TECHNOELITE GREEN ENERGY S.A.S. E.S.P.
Baranoa 34.5 kV
12/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

San Isidro 19.09 MW
19,09
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
AXIS JC S.A.S.
Puerto Tejada 34.5 kV
07/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Zambrano II
15,5
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
COLOMENER VI
Zambrano 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Zapatoca
15,5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
GRANJA SOLAR ZAPATOCA CSCI 2 S.A.S E.S.P
Zapatoca 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Puerto Wilches
15
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Puerto Wilches 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Tierra Linda
9,99
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR TIERRA LINDA
Chinú Planta 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Córdoba II
9,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
BCCY Córdoba S.A.S. E.S.P.
Chinú Planta 34.5 kV
05/01/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Atlántico solar 2 Polo Nuevo
9,9
martes, 30 de mayo de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
TECHNOELITE GREEN ENERGY S.A.S. E.S.P.
Baranoa 13.8 kV
05/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Filigrana
9,9
miércoles, 31 de mayo de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LA FILIGRANA SOLAR S.A.S.
Mompox 34.5 kV
05/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Tamarindo I
9,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
EL TAMARINDO SOLAR S A S
Magangué 13.8 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Tamarindo II
9,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
EL TAMARINDO SOLAR S A S
Magangué 13.8 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sándalo II
9,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cerromatoso
HZ ENERGY S.A.S E.S.P.
Puerto Libertador 34.5 kV
08/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

JUMI
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
JUAN MINA ENERGIAS RENOVABLES SAS E.S.P
Uan Mina 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PFV CRLI
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
XANTIA-XAMUELS
Caracolí 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Fotovoltaica PN1
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
PN1 Energías Renovables S.A.S. E.S.P.
Gambote 13.8 k
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Fotovoltaica SGDE
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
SGDE ENERGÍAS RENOVABLES SAS E.S.P
Sabanagrande 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico OLD-T
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
TOLU VIEJO ENERGIAS RENOVABLES S.A.S. E.S.P
TOLUVIEJO 34.5 KV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto de generación fotovoltaica Arcadia
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
DESARROLLOS ENERGETICOS S.A.S
Viani 34.5 kV
10/31/2023 00:00:00
NO

Los Colorados III
9,9
jueves, 30 de noviembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
LOS COLORADOS SOLAR S.A.S.
El Carmen 13.8 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Los Colorados II
9,9
jueves, 30 de noviembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
LOS COLORADOS SOLAR S.A.S.
El Carmen 13.8 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

CSF Continua Barbosa I
9,9
viernes, 1 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
CSF CONTINUA BARBOSA I
Barbosa 34.5 kV
12/01/2023 00:00:00
NO

CSF Continua Barbosa II
9,9
viernes, 1 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
CSF CONTINUA BARBOSA II
Barbosa 34.5 kV
12/01/2023 00:00:00
NO

Caimán Cienaguero
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

GCM
GREENYELLOW COMERCIALIZADORA S.A.S. E.S.P.
Río Córdoba 13.8 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sáchica
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
COLGEOLICA SAS
Alto Ricaurte 34.5 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Yuma
9,9
domingo, 5 de marzo de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Flandes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Magdalena I (Antes Zawady)
9,9
domingo, 30 de abril de 2023
Solar
NO
Caribe

GCM
PÉTALO DEL MAGDALENA S.A.S E.S.P
Zawady 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Cesar
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

GCM
BLACK ORCHID SOLAR MANAGEMENT
Chiriguaná 13.8 kV.
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque de Generación solar Fotovoltaico Oicatá
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
OICATÁ SOLAR 1
Muiscas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alejandría
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR COLOMBIA II
Planeta Rica 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Sucre
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
BCCY Córdoba S.A.S. E.S.P.
Coveñas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Bugalagrande (Antes Andalucía)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Andalucía 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Tropezón 9.9 MW(S)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
Parque Solar Colombia III S.A.S E.S.P
San Martín 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico Dinamarca 9.9 MW (S)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
LICA ENERGÍA RENOVABLE S.A.S.
San Juan de Arama 34,5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Fotovoltaico Versalles 9.9 MW (S)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
Parque Solar Colombia VII S.A.S.
San Juan de Arama 34,5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Sincerín
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
SOCIEDAD DE GESTIÓN GRUPO TW SOLAR COLOMBIA
Gambote 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar San Francisco
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR SAN FRANCISCO S.A.S.
Planeta Rica 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Barranquita
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Barranquita 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Mena
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
Parque Solar Colombia V S.A.S E.S.P
Surimena 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Piojo I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Piojo II
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Piojo III
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Numbana
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO NUEVE S.A.S. ESP.
Guamo 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Honda Solar 1
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ATLÁNTICA COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Circuito Villetas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Apulo Solar I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ATLÁNTICA COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Circuito Anapoima 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Buenavista
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
GRENERGY COLOMBIA S A S
Buenavista 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sol del Mar II
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cerromatoso
GRENERGY COLOMBIA S A S
Ayapel 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Centro Solar
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cerromatoso
GRENERGY COLOMBIA S A S
Centro Alegre 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Honda Solar 2
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ATLÁNTICA COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Guaduas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Colima
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO VEINTIDOS S A S E S P
Ubaté 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Cóndor
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ABO Wind Renovables Colombia S.A.S.
Simijaca 13.2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Morichal
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Arauca
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO DOCE S A S E S P
Tame 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Ardobela I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
ECOARDOBELA I S.A.S
Santander 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Solar Jeques
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO DIECISIETE S.A.S
Ubaté 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Ardobela II
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
ECOARDOBELA II S.A.S
Santander 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Arbolito
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
TESOCOL S.A.S.
Mercaderes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sol y Cielo I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
SOL&CIELO S.A.S.
Santa Lucía 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Brisa Solar III 9.9 MW
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
HZ ENERGY S.A.S E.S.P.
Nueva Cospique 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alma Solar 1
9,8
domingo, 30 de abril de 2023
Solar
NO
Nordeste

Arauca
SVC ESP SAS ZOMAC
Zona Industrial-Caracol 34.5 kV
04/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alma Solar 2
9,8
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Arauca
SVC ESP SAS ZOMAC
Zona Industrial-Caracol 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Los Girasoles
9,5
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
PARQUE SOLAR LOS GIRASOLES S.A.S ESP
Abrego 34.5 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Juana María
9,4
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
JP ENERGY COLOMBIA S A S
El Huche 34,5 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Guamo
9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
TESOCOL S.A.S.
Guamo 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Badel I
8,6
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
GREENYELLOW COMERCIALIZADORA S.A.S. E.S.P.
Mamonal 13.8 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Ceiba
8
martes, 28 de febrero de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LA CEIBA SOLAR S.A.S.
San Onofre 34.5 kV
02/28/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Guayacan
8
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
EL GUAYACÁN SOLAR S.A.S.
Corozal 34.5 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Suarez
8
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
Renergetica Colombia S.A.S.
Suarez 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Solar Minero
6
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
BAVARIA & CIA. S.C.A.
Malterias 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
NO

Autogeneración Bavaria
6
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
BAVARIA & CIA. S.C.A.
Circuito Malterias 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

CSF Continua Natagaima
5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CSF CONTINUA NATAGAIMA
Natagaima 13,2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Autogenerador Celsia Solar Solla (Buga 1)
4,9
martes, 31 de enero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
PALOBLANCO 34.5 KV
NO

Autogenerador Celsia Solar Grasas (Buga 1)
4
sábado, 25 de febrero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Buga 34.5 kV
NO

Parque Solar Rovira
3,2
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
Renergetica Colombia S.A.S.
Guamo 13.2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Arenal
2
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
PLANTA SOLAR NEHEMIAS S A S
San Estanislao 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

CSF Continua Purificación
2
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CSF CONTINUA PURIFICACION S.A.S E.S.P
Purificación 13,2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

GD PARQUE SOLAR URUACO
0,996
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
UNERGY ENERGÍA DIGITAL S.A.S. ESP
NO

Granja Solar El Salado
0,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
FUENTES DE ENERGIA RENOVABLES S.A.S. E.S.P.
NODO 115775 NIVEL DE TENSIÓN 2
NO

GD1 Comunidad Solar El Salvador
0,0127
jueves, 16 de febrero de 2023
Solar
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
ERCO GENERACION S.A.S. ESP
Circuito R15-16 y nodo 51788
NO

GD2 Comunidad Solar El Salvador
0,0037
jueves, 16 de febrero de 2023
Solar
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
ERCO GENERACION S.A.S. ESP
Circuito R15-16 y nodo 8402
NO

Parque Solar Urra
0
domingo, 30 de julio de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía- Subasta contratos largo plazo energía
Cordoba_Sucre
EMPRESA URRA S.A. E.S.P.
Urra 110 kV
07/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Tepuy
0
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
SI
Suroccidental
Subasta contratos largo plazo energía
CQR
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Purnio 115 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Noria Energy Caracolito
0
martes, 28 de febrero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
Noria Energy Caracolito S A S
Cemex 13.8 kV
NO

El Tesorito
200
martes, 31 de enero de 2023
Térmico
SI
Caribe
Subasta CxC

Cordoba_Sucre
CELSIA COLOMBIA
Sahagún 1 500 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

AGGE GRAN TIERRA – CAMPO COSTAYACO 2 MW
2
jueves, 16 de marzo de 2023
Térmico
NO
Suroccidental

Putumayo
DEPI ENERGY S.A.S. E.S.P.

NO

Papelsa
0
viernes, 31 de marzo de 2023
Térmico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PAPELSA PAPELES Y CARTONES S.A.
Circuito de uso R13-49 a 44 kV de la subestación Barbosa
03/31/2023 00:00:00
NO

Ampliación Termocandelaria: Aumento de CEN de 314 MW a 566.15 MW
241
sábado, 27 de mayo de 2023
Térmico
SI
Caribe
Subasta CxC

Bolivar
TERMOCANDELARIA S.C.A. – E.S.P.
Candelaria 220 kV
06/30/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

Cogenerador INCAUCA
60
domingo, 31 de diciembre de 2023
Térmico
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
NITRO ENERGY COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Cabaña (Paez) 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Trixenergy SRL, compañía dedicada a la importación, instalación y comercialización de sistemas fotovoltaicos, suma 482 instalaciones en República Dominicana.

En sus seis años de experiencia en este país ha podido integrar soluciones desde 5 kW a 150 kW, pero han encontrado complicaciones para expandirse a otros segmentos del mercado.

Según comunicó a este medio Humberto Reginato Nilson, gerente general de Trixenergy han querido explorar, pero aún sin éxito, otros modelos de negocios como aquellos que en otros mercados se denominan generación distribuida comunitaria.

“Desde hace mucho tiempo estamos proponiendo el uso de granjas solares y que sus dueños sean los que no poseen techo para instalación pero para eso habría que modificar la ley”, advirtió Humberto Reginato Nilson. 

Adicionalmente, empresas como Trixenergy tampoco habrían podido desplegar todo su potencial en el segmento del mercado en el que ya se encuentran por algunas barreras en tramitología.

“El avance de las instalaciones de autoconsumo se han visto bloqueadas por las Distribuidoras poniendo trabas y demorando los permisos con sistemas burocráticos y falta de personal para las labores de atención del sistema”, acusó el referente de Trixenergy. 

Quien agregó: “También está la dificultad que ponen para la entrega de medidores bidireccionales, que a veces se demoran hasta 8 meses después de tener instalados los sistemas”.

Concluyendo, señaló que además de esperar celeridad para la autorización de nuevas instalaciones y la instalación de medidores, aún son necesarios nuevas medidas para eliminar las barreras de entrada de nuevos usuarios a estas alternativas de generación.

“Que se consigan más facilidades en el financiamiento y que se reconozcan los sistemas fotovoltaicos como prendas para hipotecar para facilitar el financiamiento”, deseó Humberto Reginato Nilson. 

Y es que siguiendo con la lectura de Nilson, es preciso democratizar el acceso a la generación distribuida renovable para que esta se masifique, generando un impacto positivo no sólo desde lo medioambiental sino también desde lo económico.

“República Dominicana subvenciona casi el 70% del pago de la electricidad con una tarifa bajo costo lo que hace que tengan que subvencionar con más de 1800 millones de dólares anualmente a las generadoras , que son las que se oponen a las instalaciones de los sistemas”, finalizó Nilson.  

Jinko Solar importó 3065 MWp de paneles solares a Brasil durante el 2022 y se consolidó como la empresa N° 1 en Brasil y ratificó su posicionamiento como uno de los fabricantes de módulos fotovoltaicos más grandes e innovadores del mundo

De este modo, la firma china lideró el ranking de las 71 empresas que proporcionaron módulos solares en Brasil y que importaron más de 17 GW en el transcurso del año pasado, de las cuales las 10 compañías con mayor volumen de importación fueron las responsables de abastecer el 81% de la demanda del mercado. 

“Ser líder en Brasil es motivo de orgullo y satisfacción para nosotros. Significa que el mercado ha premiado nuestros productos de alta calidad con precios competitivos, que nuestros socios, tanto en la parte de distribución como en la parte de proyectos de grandes centrales eléctricas, consideraron ventajosos no solo nuestros productos, sino también nuestros servicios y nuestra asociación”, sostuvo Alberto Cuter, gerente general de Jinko Solar para Italia y América Latina, en conversación con Energía Estratégica. 

“Además de ser un mercado importante a nivel mundial, también es muy exigente en cuanto a la calidad del producto. Y estoy muy orgulloso de decir que hace 3 años se construyó en Brasil la primera gran planta del mundo con módulos Jinko Solar N-Type, de 600 MW de capacidad”, agregó.

Y cabe recordar que a mediados del año pasado, la compañía firmó un acuerdo con Aldo Solar por otros 600 MW de Tiger Neo N-type, distribuidora de soluciones de energía solar del país con una participación de mercado de aproximadamente el 30% en el segmento de generación distribuida,

En cuanto a los productos más vendidos a lo largo del 2022, se debe distinguir entre aquellos destinados al mercado residencial y los módulos de grandes proyectos de centrales eléctricas. 

Alberto Cuter explicó que, en el primero de los casos el tope de gama es el N-Type mono perc de 60 celdas y 72 celdas, que alcanza eficiencias de casi el 23% y potencias de hasta 600 Wp. Mientras que para la generación centralizada, están las celdas bifaciales N-Type 72 y 78 que alcanzan los 625 wp, “que en ambos casos se encuentran entre los mejores productos del mercado”.

“Ante ello, nuestro objetivo para los próximos años es continuar siendo líderes y fortalecer la asociación con nuestros mejores clientes. Una asociación basada no solo en los volúmenes vendidos, sino también en la confianza mutua, la calidad de nuestros productos y nuestro servicio total en la mejora continua de los servicios ofrecidos”, manifestó el gerente general de Jinko Solar para Italia y América Latina

“Es por eso que nuestro equipo brasileño está creciendo y seguirá creciendo en los sectores de módulos, pero también en el almacenamiento de baterías”, concluyó. 

La energía solar crece a pasos agigantados

Brasil sigue batiendo sus propios récords de instalación de equipos fotovoltaicos y se afianza como el mercado más grande de la región. Tal es así que en 2022, el país pasó de 14 GW operativos a 24 GW de capacidad entre generación distribuida y centralizada. 

Y en lo que va del 2023, Brasil superó los 26 GW solares instalados, de los cuales más de 18 GW corresponden a la GD. Según datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, hay 1728 millones de sistemas fotovoltaicos de generación distribuida conectados a la red en Brasil, en 5.523 municipios, que abastecen a 2,247 millones de unidades consumidoras. 

De acuerdo al sector privado, el período de incertidumbre en el sector eléctrico aún no ha terminado, debido a las complicaciones administrativas asociadas a las autorizaciones necesarias para la instalación y operación de proyectos de generación y otorgados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el CENACE, por lo que es necesario un cambio en la política energética mexicana para cumplir con los objetivos de transición energética y atracción de inversiones.

Representantes de Fresh Energy Consulting, firma que brinda un servicio especializado en el mercado eléctrico mediante asesoría integral basada en análisis sistemáticos para el soporte de decisiones estratégicas, comparten su visión en conversación con Energía Estratégica.

“La falta de permisos para proyectos renovables es uno de los aspectos que puede ser un cuello de botella para todas las inversiones en los próximos años. Si no resolvemos el problema de oferta de energía, no va a haber nuevas inversiones, ni desarrollo de nuevas industrias, ni generación de empleos”, comentan los socios de la firma, Ignacio Sánchez y Casiopea Ramírez, especialistas en mercados eléctricos.

Además, alertan sobre los problemas de acceso a energía renovable y de conexión a la red: “Tanto las empresas como la sociedad en general, demandan cada vez más el suministro de energía renovable, siendo además algunas de las tecnologías limpias las más competitivas en términos de precio. Sin embargo, sólo aportan el 13% de la generación del país actualmente”. 

“México necesita poder ofrecer un suministro eléctrico renovable a precios accesibles para ser más competitivo con respecto al Sudeste Asiático o el resto de América Latina y así poder aprovechar las oportunidades del nearshoring”, agregan. 

Adicionalmente, afirman que se requiere una fuerte inversión en las redes de transmisión y distribución para facilitar el acceso a la red tanto para generadores y consumidores: “La red solo ha crecido un 0.2% anual en los últimos años, lo cual es claramente insuficiente para atender el crecimiento de la demanda. Para ello, se necesita una colaboración público-privada ya que es un reto que ningún jugador en el mercado puede hacer solo”.

En este sentido, los ejecutivos señalan que el actual Gobierno ha impulsado una serie de cambios en el marco legal y regulatorio, que fueron paralizados en distintas instancias judiciales por oponerse a la Constitución y al resto de regulación vigente, ya que iban en contra de la libre competencia y del medio ambiente, entre otras cuestiones. 

“A pesar de los procesos judiciales, en la práctica no se está aplicando la legislación vigente para la resolución de trámites de permisos e incluso en la operación del mercado. Todo ello está generando un ambiente de incertidumbre muy elevado, justo lo que no quieren los inversionistas”, enfatizan.

Los especialistas esperan que estos amparos sean resueltos por la Suprema Corte de Justicia de la Nación, ya que, de lo contrario, continuará la incertidumbre jurídica, lo cual repercute directamente en la estabilidad de las inversiones y en el atractivo que tiene México para el desarrollo del sector energético.

Ante esta coyuntura, Ignacio Sánchez y Casiopea Ramírez reconocen que la implementación de nuevos proyectos en México, tanto de generación como de nuevos centros de consumo, es cada vez más oneroso por la falta de inversión en las infraestructuras de transmisión y distribución.

Tanto a los generadores como a los consumidores, se les requiere hacer grandes inversiones en la red para poder inyectar o recibir energía, además de esperar largos períodos para la resolución de sus trámites. 

Asimismo, revelan que los generadores llevan esperando prácticamente 3 años (todo el período de pandemia) a que tanto la CRE como el operador del sistema, resuelvan sus solicitudes para obtener nuevos permisos de generación como capacidad de interconexión. Esta problemática repercute en la disponibilidad de energía en el sistema y merma directamente la atracción de México como destino de inversión. 

“México podría estar recibiendo muchísima más inversión, tanto en el sector eléctrico como en otros sectores, si tuviera una política energética alineada con el contexto global, que permitiera la libre competencia y fomentara la transición energética”, argumentan los especialistas.

“Ahora el país tiene que competir, no solo internamente, sino a nivel internacional. La regulación vigente así lo permite, pero no se está aplicando debidamente, lo cual ha dado origen, entre otras causas, a las consultas iniciadas por Estados Unidos y Canadá en el marco del T-MEC”, aseveran.

Atravesados por esta problemática, muchas de las actividades actuales de la Consultora están enfocadas en el soporte técnico para litigios estratégicos, derivado de estos cambios que el sector energético está judicializando, y en el acompañamiento a los consumidores para implementar estrategias de descarbonización de su consumo de energía.

También buscan acompañar a los usuarios en todas las problemáticas relacionadas con el acceso a la red, ya que están sufriendo la falta de inversión en infraestructura eléctrica en los últimos años, aspecto crítico para el desarrollo económico. 

En concreto, Fresh Energy Consulting provee asesoría en actividades de definición de estrategias de descarbonización y comercialización de energía, análisis de mercado, permitting para acceso a la red, obtenciones de permisos de generación y operación en mercado, peritajes en arbitrajes y procesos judiciales, y asesoría para desarrollo de proyectos, entre otros.

Entre Ríos reglamentó su ley N° 10.933, de Energía Eléctrica Sostenible, por la cual se planteó el objetivo de que el 30% de la energía eléctrica de la provincia provenga de fuentes renovables hacia el año 2030. 

Con ello también se permitirá que cada usuario pueda generar su propia energía, la consuma, abarate sus costos energéticos y también contribuye al cuidado del medio ambiente, ya que también se validó la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424 y sus beneficios y se planteó la meta de contar con 50 MW de generación distribuida al 2030. 

Además, la normativa exige la incorporación de energía renovable en los proyectos de edificios públicos provinciales y quita la obligatoriedad actual de un medidor de generación adicional para las instalaciones domiciliarias, incrementa de 50 kW a 1 MW la potencia posible a instalar.

Y de igual manera contempla una excepción o reducción del impuesto Fondo de Desarrollo Eléctrico de Entre Ríos (FDEER) de la boleta de luz por 5 años a aquellos usuarios que coloquen energías sustentables. 

Asimismo, el gobierno provincial estableció la creación de un plan para alcanzar la instalación de un 20% de medidores inteligentes hacia el final de esta década, como también de un Programa Piloto de Mercado de Energía Distribuida (MED) que permite comercializar esa energía renovable generada con otro usuario que no puede o no quiere generar pero necesita o requiere esa energía. 

“Pasaron casi 15 meses desde que se promulgó la ley hasta que se reglamentó, pero lo relevante es que sucedió es importante el trabajo hecho por los distintos estamentos del gobierno y departamentos jurídicos”, manifestó José Humberto Martinez Ruhl, integrante de la Cámara de Energías Renovables de Entre Ríos, en conversación con Energía Estratégica. 

“La provincia representa un 3% de la demanda de potencia eléctrica a nivel nacional, por lo que el objetivo del 30% significa tener aproximadamente 230 o 240 MW de energía renovable al 2030. Es un número desafiante y movilizará a los inversores privados y las reparticiones públicas”, explicó. 

Y en este sentido, el intendente de Paraná, Adán Bahl anunció casi a la par que salió la reglamentación, que la capital entrerriana construirá un parque fotovoltaico de 10,6 MW, el cual será financiado con fondos municipales y de ese modo se convertirá en el primer municipio productor de energías renovables de la Provincia. 

“Es un paso gigante para Paraná, tanto en términos ambientales como productivos”, afirmó el intendente durante la inauguración de un nuevo período de sesiones del Concejo Deliberante. 

Con fecha 3 de marzo, la Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de la Resolución Exenta N° 85 de 2023, emitió el Informe Técnico Preliminar que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional, correspondiente al año 2022, el cual contempla un total de 63 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.527 millones.

Este documento preliminar marca el inicio de la etapa final del plan 2022, que comenzó a inicios del año pasado, con la recepción de propuestas por parte de empresas y del Coordinador Eléctrico Nacional, cumpliendo con lo mandatado en la Ley General de Servicios Eléctricos.

En el caso del Sistema de Transmisión Nacional, el Informe Técnico Preliminar presenta un total de 24 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.116 millones, de las cuales 17 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$252 millones aproximadamente, y 7 corresponden a obras nuevas, por un total de US$864 millones aproximadamente.

Respecto a los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 39 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$411 millones, de las cuales 25 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$137 millones aproximadamente, y 14 corresponden a obras nuevas, por un total de US$274 millones aproximadamente.

Se estima que las obras contenidas en el presente informe iniciarán su construcción a partir del primer semestre de 2025.

Principales obras

Las principales obras que se contemplan dentro del Informe Técnico Preliminar son:

Nueva Línea 2×500 kV Entre Ríos – Digüeñes, Nueva S/E Digüeñes y Nueva Línea 2×500 kV Digüeñes – Nueva Pichirropulli, que viene a reemplazar las obras de 500 kV del decreto 4/2019 entre las subestaciones Entre Ríos, Rio Malleco, Ciruelos y Pichirropulli, que permite completar el sistema de 500 kV hasta Puerto Montt y con ello el tránsito de grandes volúmenes de energía desde y hacia el sur del país.
Energización en 500 kV de línea 2×220 kV Nueva Pichirropulli – Tineo, que permite el tránsito de grandes volúmenes de energía desde y hacia el sur del país.
Nuevo sistema de compensación reactiva mediante condensadores sincrónicos: incorpora los requerimientos de infraestructura para mantener adecuados niveles de seguridad de servicio futuros, apoyando la fortaleza de red en el norte grande del sistema.
Nueva S/E Patagual, que apoya la seguridad de abastecimiento del Gran Concepción, aportando a la resiliencia de la zona.
Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa, que aumenta la capacidad de transmisión hacia el centro del país.
Nuevas SS/EE de transmisión zonal: Margarita, Olmué y Montemar (Valparaíso), Lo Campino (RM), Claudio Arrau, Talcahuano Sur, Schwager y Vado Pedregoso (Concepción), Rukapillán y Padre Pancho (Araucanía), Calafquén (Los Ríos). Estas obras permiten el abastecimiento de la demanda en las distintas localidades para todo el horizonte de planificación, esto es al menos hasta año 2042.

El Secretario Ejecutivo (S) de la CNE, Deninson Fuentes del Campo, destacó el trabajo realizado, precisando que las obras contribuirán a fortalecer la infraestructura eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional, “en el actual contexto de incorporación masivas de energías renovables, siendo un aporte esencial para el proceso de descarbonización”.

Tras la publicación de este documento preliminar, la CNE recibirá observaciones por parte de los interesados para posteriormente publicar el Informe Final, el que podrá ser sometido a discrepancias por parte de los mismos interesados ante el Panel de Expertos.

Con alrededor de 70 participantes se llevó a cabo la sesión introductoria del taller de “Priorización de aplicaciones de H2V en Chile para orientar acciones público-privada», un ciclo de cinco sesiones de trabajo, organizado por la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), en la cual se busca conocer la visión de la industria, a través del diálogo con los asociados del gremio del hidrógeno,  con respecto a la propuesta de aplicaciones que está trabajando la Comisión 7 del Comité para el Desarrollo del H2V, conformada por el Ministerio de Energía, Ministerio de Economía y CORFO.

La actividad -que se desarrollará en formato híbrido, virtual y presencial- busca recoger la opinión de los socios y socias del gremio del H2V en Chile sobre este vector energético respecto a las potenciales aplicaciones en donde el hidrógeno podría participar en el mediano plazo, junto a la priorización de éstas bajo distintos criterios en el contexto local y la agenda público-privada.

La sesión introductoria, realizada el miércoles 1 de marzo, contó con la participación del director ejecutivo de H2 Chile, Marcos Kulka, quien sostuvo que “dentro de la amplia industria del hidrógeno hay aplicaciones que serán mucho más eficientes y más rápidas de implementar, dependiendo de los objetivos que nos tracemos y de las áreas de la industria que se quieran abordar en primera instancia. Considerando esto, es fundamental que discutamos y hagamos el ejercicio de identificar cuáles son las aplicaciones en donde debiésemos concentrar los esfuerzos en el mediano y largo plazo”.

Dentro de la conversación entre el Comité de CORFO para el impulso del H2V y los socios de H2 Chile se identificaron las principales aplicaciones para el desarrollo de proyectos de H2V en el país, entre las que se destacan: transporte, industria, calor y energía residencial, materia prima para la industria.

Entre los criterios utilizados para la priorización de las aplicaciones, basados en el contexto local de Chile, se encuentran -entre otros- infraestructura, capacidades humanas y competitividad en costos. Otro de los puntos relevantes en consideración se centra en las ventajas comparativas de Chile en comparación al resto del mundo. En ese sentido, contar con la Estrategia Nacional de Hidrógeno, sumado, por ejemplo, a la Estrategia Nacional de Almacenamiento y Electromovilidad, abre una gran oportunidad para este nuevo sector, ya que genera una regulación habilitante para el impulso y desarrollo de este energético.

Se espera que la información recopilada a través de este taller con la industria sirva como insumo para el trabajo de la Comisión 7 del Comité para el Desarrollo del H2V en la evaluación de instrumentos u otros mecanismos de apoyo y que contribuyan con el desarrollo e implementación óptima del hidrógeno verde en Chile.

Inicia la cuenta regresiva para el próximo megaevento de Future Energy Summit. El sector de las energías renovables se reunirá este 29 y 30 de marzo, en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real de la ciudad de Santo Domingo.

Empresas de prestigio asistirán a esta entrega denominada “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”. Tal es el caso de fabricantes líderes en energía solar que se destacan en el ámbito local e internacional como Astronergy, Ennova, Growatt, Huawei Digital Power, Longi, JA Solar, Jinko Solar, Risen, S-5!, Solis, Sungrow y Trina Solar.

El escenario elegido para el megaevento se destaca por las oportunidades manifiestas para tecnología fotovoltaica en los distintos segmentos del mercado.

Si bien, República Dominicana registra apenas 405,48 MW correspondientes a ocho centrales de energía solar fotovoltaica instaladas en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), las concesiones definitivas otorgadas en años precedentes han dotado de una nueva dinámica al mercado que se presta a dar lugar a nuevos proyectos de generación.

Sólo durante 2022 se otorgaron concesiones a 645,3 MWn de capacidad a instalar, de los cuales, 638,3 MWn corresponden a capacidad solar fotovoltaica. Aquella cifra supera lo logrado durante el 2021, donde los proyectos para generación eléctrica con concesión definitiva sumaron 563,6 MW.

Future Energy Summit ofrecerá el espacio oportuno para analizar el estado de la energía solar fotovoltaica, nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas en este y otros mercados de la región.

Es por ello que referentes empresarios participarán de este megaevento con dos jornadas de debate de alto nivel que además brindará espacios de networking para explorar sinergias y cerrar negocios.

Entre los destacados ponentes que contará este evento, los fabricantes del sector solar fotovoltaico han confirmado a:

Gonzalo Feito – Andean, Caribbean and Mexico Regional Head – Sungrow 

Hancel Marte – Solution and Sales Manager – Huawei Digital Power 

Victoria Sandoval – Sales Manager Mexico – JA Solar

Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis

Eduardo Solís – Marketing Manager LATAM – Growatt

Eduardo Ventura – Sales Manager México, Central America & Caribbean – Risen

Ricardo Palacios – Gerente de Ventas para Centroamérica y Caribe – Jinko Solar

Oliver Quintero  – Key Account Manager  – Sungrow

Juan Rodriguez Benavides – Solar & Storage Director – Huawei Digital Power 

Victor Sobarzo – Senior Manager, Business Development – JA Solar 

Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis 

Rafael Burgos – CEO – Ennova

El pasado 28 de febrero se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el acuerdo en el que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) reanuda plazos y términos legales.

Ese mismo día la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) aprobó la medida por lo que entró en vigor a partir de marzo del 2023.

En total los folios serán asignados conforme a lo siguiente: 50 al mes en materia de hidrocarburos, 15 de electricidad y 120 en pre registros. Según la resolución, el número de atención de trámites mensuales podrá incrementarse una vez que se atienda la totalidad de los asuntos que se refieren la acción primera.

En este marco, ejecutivos Admonitor, firma especializada en dar transparencia sobre el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), confían a Energía Estratégica: “Previo a este comunicado, estaba todo parado, a pesar de recibir solicitudes no se tenía certidumbre en el tiempo de resolución. Entonces, es un avance, pero nuevamente la regulación se queda corta y su alcance es insuficiente”.

“Es una muestra de que la CRE tiene que emitir este tipo de regulaciones, pero carecen de robustez todavía. Específicamente para la reanudación de plazos: el acuerdo que se publicó queda distante de lo que el sector requiere”, argumentan.

Golpeados en los últimos años por demoras en los permisos por parte de la CRE y la cancelación de subastas para proyectos de energías limpias, el sector privado ve el acuerdo como una buena noticia, pero con muchos asegunes.

En tanto, los expertos de Admonitor comentan: “La resolución debería llevar un transitorio que indique los tiempos que se tomará la Comisión Reguladora de Energía para desahogar todas las solicitudes que tiene en la mesa hoy en día”.

“La CRE no confirmó qué pasará con todas las solicitudes que se emitieron en la pandemia.  Estas quedaron inciertas y pueden tardar años”, aseveran.

En este sentido, afirman que no hay transparencia desde el órgano regulador: “A pesar de que la medida es clara en cómo se debe evaluar, el dictamen es incierto. El instrumento, solo da certeza del número de solicitudes que se van a ingresar, pero los criterios de evaluación siguen siendo poco nítidos. La CRE emite solo un dictamen de rechazo o aprobación sin dar suficiente sustento de los parámetros analizados”.

Ayer se produjo un suceso clave para el sector energético colombiano. El Consejo de Estado suspendió de forma provisional del Decreto 227 con el cual el Presidente de Colombia quiere reasumir las funciones de las Comisiones de Regulación de los servicios públicos, como el de energía y gas.

Se trata de una medida relevante para el sector de las energías renovables, sobre todo de la autogeneración, ya que la intervención tarifaria aplicada indiscriminadamente podría generar desincentivos en esta actividad, como ocurre en Argentina.



¿Qué implicancias tendrá ello? En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza el estado de situación.

¿Qué efectos tiene esta decisión?

Muchos y todos positivos.

Tiene un efecto de seguridad jurídica y confianza para el inversionista. Una vez más está claro que Colombia es un País en el qué hay buenas señales para invertir. Esta decisión es una muestra de ello y es muestra de independencia entre el Gobierno y el poder Judicial.

Tiene un efecto jurídico y es que el Presidente no puede asumir las funciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, hasta tanto no se adopte una decisión final por parte del Consejo de Estado.

Lo digo con ahínco, el Presidente Gustavo Petro no podrá expedir resoluciones para modificar las reglas del Mercado de Energía Mayorista.

¿Qué apartes le parece relevante de esta decisión?

Que el Decreto expedido por el Presidente de Colombia es contrario a la Constitución Política, aunque sea preliminarmente, pero es inconstitucional.

También merece destacarse que la decisión indicó que al primer mandatario de la Nación no le es posible reasumir unas funciones que no le han sido conferidas expresamente por el ordenamiento jurídico.

¿Desde OGE creen que la decisión definitiva será diferente, es decir, que el Decreto sí permita al Presidente reasumir funciones de la CREG?

Apuesto a que el Decreto será declarado inconstitucional. De eso estoy seguro en un 100%.

¿Entonces los inversionistas pueden estar tranquilos para participar en la subasta y en el mercado Colombiano?

Un rotundo sí. Hagan una debida diligencia regulatoria e inviertan en Colombia y en la Transición Energética.

El gobierno nacional informó que el incendio de unos pastizales debajo de tres líneas de transmisión de 500 kV a pocos kilómetros de General Rodríguez (Buenos Aires) y la salida de aproximadamente 10000 MW de capacidad del sistema eléctrico fue lo que provocó el gigantesco apagón que dejó sin luz a más de cinco millones de hogares, industrias y comercios.

Incluso, el ministro de Economía, Sergio Massa, denunció el hecho que dejó de manifiesto la falta de inversión en redes de transmisión en el país y la necesidad de robustecer el sistema y descentralizar la oferta de generación. 

“No es normal que haya dos apagones en menos de 5 años y eso significa que hay un problema grave de lo que se había dicho tras lo acontecido en 2019. Es obvio que con mayor inversión y redundancia de líneas, esa potencia que se desconectó, encontrarían por dónde ir y no habría un colapso”, afirmó Paulo Farina, ex subsecretario de Energía Eléctrica, en conversación con Energía Estratégica. 

“Tenemos un problema de fondo, que una inversión resolvería, pero no es tan lineal, ya que se debe traer la generación principalmente al consumo de Buenos Aires, provincia que está sobrecargada. Es decir que si se cae una línea, no sólo se podrían sacar solamente 1000 MW, sino que se recalientan las estaciones transformadoras y en realidad se deben quitar 3000 MW y allí es un efecto en cadena”, agregó. 

En otras palabras, bajo la mirada del especialista, tanto la sobrecarga del anillo del AMBA, la falta de líneas “para que haya redundancia” y que las reservas se encuentren en el mismo lugar donde está la generación, son tres cuestiones que podrían haber afectado aún más al problema generado por la quema de pastizales debajo de las tres líneas de transmisión de extra alta tensión. 

¿Cómo resolverlo? Una de las posibilidades para no volver a afrontar una situación similar, más allá de las inversiones en infraestructura de transporte eléctrico, resultaría un mayor fomento a la generación distribuida. 

“Servirá todo lo que evite la concentración de oferta en una sola ruta hacia la demanda, y obviamente que la generación distribuida es un ejemplo de ello”, manifestó. 

Córdoba analiza otras alternativas a futuro

El ministro de Servicios Públicos de Córdoba, Fabián López, le solicitó a la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) que elabore un informe de factibilidad técnico – económica, y de corresponder, una propuesta para que la provincia pueda funcionar total o parcialmente en modo isla en pos de disminuir o evitar el impacto energético ante la ocurrencia de un evento similar en el futuro. 

“El sistema de distribución eléctrico provincial se vio afectado por causas ajenas al mismo. Por lo que se le pidió a EPEC, como agente del mercado eléctrico mayorista, que estudie si es posible y a qué costo, teniendo en cuenta que EPEC genera, transporta y distribuye y que hay otros privados que generan e inyectan a la red, con muchas renovables”, detalló en diálogo con este portal de noticias. 

“Debería estar para la semana que viene, que diga si es factible siempre y cuando se tengan en cuenta y se realicen ciertas acciones que llevan un cierto monto de inversión. Y si cierra, iremos a la elaboración de la propuesta de cómo instrumentarlo”, amplió. 

En el ámbito privado siguen de cerca las actualizaciones del proceso de licitación LPI N° 100-010-2021 que busca la contratación de 450 MW a precios competitivos, a largo plazo y bajo un BOT (Build, Operate and Transfer) con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

A dos meses de publicados los Términos de Referencia para la Elaboración de las Bases de esta Licitación continúan algunos interrogantes sobre las ofertas de Capacidad Firme y Energía que se podrán realizar y su correspondencia con la política actual.

“El plan de gobierno decía que iban a buscar soberanía energética; o sea, tratar de utilizar los insumos internos del país para producir la energía que necesitábamos. Pero estoy viendo con un poco de tristeza y de frustración, que los términos de referencia que emitieron recientemente más bien orientan todo hacia energía derivada de productos térmicos, ya sea gas, diésel o búnker”, advirtió Eduardo Facusse, presidente de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC).

En conversación con Energía Estratégica, el titular del CCIC valoró que si bien sería un atino el limitar de esta convocatoria a las ofertas provenientes de centrales a carbón, también se podría desplazar a las energías renovables al preparar una convocatoria exclusivamente para participantes que puedan ofrecer potencia firme, ya que se excluiría a la gran mayoría de fuentes renovables a disposición en Honduras y, al ser discriminadas, se reduciría el número de potenciales oferentes, lo que a su vez podría repercutir en obtener los mejores precios del mercado.

“Indirectamente se podría estar dejando a un lado la participación de energías renovables y tenemos muchos insumos para seguir aprovechándola localmente”, consideró Facusse.  

Y agregó: “que se esté escogiendo potencia firme y energía puede llevar a que se continúe incrementando la importación de combustibles contaminantes para centrales térmicas firmes, en vez de generarla internamente con alternativas renovables. Eso me entristece mucho y realmente no va de la mano con el discurso político que nos vendieron”.

Por lo pronto, desde la actual administración de gobierno, órgano regulador y empresa eléctrica estatal no han anunciado el lanzamiento oficial de esta licitación de 450 MW, ni cambios a las Bases respecto a los Términos de Referencia.

Lo que sí han comunicado desde el sector público es que están avanzando en proyectos junto a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) paralelamente al proceso de licitación de 450 MW.

Tal es así que, recientemente anunciaron junto a Total Eren la firma de un contrato PPA para el suministro de energía eléctrica a partir del proyecto eólico “San Marcos” de 112 MW (ver más).

En lo que respecta a solar fotovoltaica, la ENEE a través del Fosode estaría finalizando la primera etapa de una planta solar híbrida de 1.2 MW en la isla de Guanaja.

Y finalmente en hidroeléctrica estarán realizando la actualización de estudios para las represas de Los Llanitos y Jicatuyo, que podrían alcanzar los 300 MW de capacidad a instalar.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil trabaja en una convocatoria pública destinada a la innovación en proyectos estratégicos de hidrógeno verde que involucre a diversos sectores y entidades interesadas. 

El llamado tendrá por objetivo conocer los impactos en el sector eléctrico y sus externalidades, identificar las oportunidades para dicho segmento, proponer mejoras regulatorias, el desarrollo de tecnología y soluciones nacionales, la creación de nuevos negocios y redes locales de innovación de H2V y el propio avance en la certificación de dicho vector en el país. 

Los proyectos se podrán concretar en un plazo máximo de 48 meses, prorrogable por un año, y habrá posibilidades de trabajo. La primera estará enfocada en el avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido, en tanto que la segunda oportunidad se dará para plantas piloto de hidrógeno verde. 

“Este último caso podrá ser a partir de la propia producción de hidrógeno renovable o la contratación de energía limpia para la generación de dicho vector”, explicó Paulo Luciano de Carvalho, superintendente de investigación, desarrollo y eficiencia energética de la entidad. 

Grupo liderado por Brasil establecerá requisitos para certificación de hidrógeno a nivel internacional

¿Cuándo se lanzará la convocatoria? “Depende de ANEEL publicar el aviso con las definiciones, los lineamientos y los parámetros de evaluación inicial para la aprobación y ejecución de los proyectos” aseguró el especialista. 

Aunque se espera que en marzo se abra una consulta pública con los lineamientos y el aviso público para poder elaborar el llamado estratégico, el cual se prevé que esté aprobado y publicado en junio de este año. 

Mientras que la presentación y evaluación de propuestas será hasta septiembre y la aprobación de las mismas se dará a mediados de noviembre, según explicó Paulo Luciano de Carvalho. 

Los pasos del H2V en Brasil

Días atrás Río Grande do Sul lanzó su estrategia estatal de hidrógeno verde, con la que se estima alcanzar más de 100 GW renovables instalados en los próximos años y que los costos para la producción del H2V ronden de 2,1 a 3,4 USD/kg.

Pero ella no es la única iniciativa, ya que desde el sector privado también se han dado diversos hitos en el país, a tal punto que a nivel nacional existen 26 proyectos de hidrógeno, de los cuales 17 ya se encuentran en ejecución y 9 concluidos, que entre otros representan inversiones de más de 200 millones de reales (media de 7 millones por proyecto), según detallaron desde ANEEL. 

Incluso, a fines de diciembre, la empresa EDP produjo su primera molécula de hidrógeno de origen renovable en su planta de producción de São Gonçalo do Amarante, Ceará, en el noreste de Brasil.

Mientras que a futuro, la consultora Roland Berger pronosticó un potencial de R$ 100 mil millones para dicho sector y señaló que el el país podrá ser uno de los grandes jugadores a nivel mundial, pero que necesitará añadir 70 GW de electrólisis y 170 GW de capacidad renovable, además de incentivos para la producción.

Dichas Obligaciones se encuentran denominadas en dólares estadounidenses, y serán integradas en pesos al tipo de cambio de integración, con una tasa de interés fija a licitar de forma trimestral, bullet, para la ON Clase 2, y semestral para la Clase 3, pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable. Las mismas se encuentran listadas en el Panel de Bonos SVS de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA) y Mercado Abierto Electrónico (MAE).

En el 2022, 360Energy lanzó su primera Obligación Negociable Verde por USD 20 millones a una tasa del 1,25% y recibió ofertas por casi el doble de este monto. Este año, la empresa va por más y redobla su compromiso con la transición hacia un escenario energético cada vez más diversificado y con mayor participación de la energía solar fotovoltaica.

Los fondos obtenidos serán destinados a financiar la construcción del Parque Solar Fotovoltaico La Rioja II, el cual se estima generará 230GWh/año una vez comenzada su operación, constituyéndose como el Parque Solar más grande de la empresa.

Este proyecto consolida el rol protagónico de 360Energy en la industria. Al respecto, Cecilia Dragonetti, CFO de la compañía afirma: “Estamos comprometidos con la transición energética del país y tras una primer colocación muy exitosa, vamos por una segunda que alienta la inversión en energías renovables, uno de los sectores de mayor potencial y crecimiento en Argentina y el mundo”

360Energy posee más de 10 años de trayectoria en la industria de la energía solar fotovoltaica. Es una compañía que integra el desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de parques solares, y la comercialización de energía renovable.

Actualmente, cuenta con 8 parques solares propios en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia de más de 100MWp y se encuentra construyendo el primer parque solar de la empresa YPF Luz en la provincia de San Juan. Además, presenta más de 197MWp (167MWac) adjudicados con prioridad de despacho y un importante pipeline de proyectos en desarrollo.