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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.

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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.

El Grupo Neoelectra continúa creciendo en Chile como partner energético global tras la creación de Neoelectra Energía Chile, unidad de negocio que arranca este 2023 con la firma dos PPA´s, tras haberse adjudicado la licitación de la Compañía Chilena de Fósforos (CCF), para suministrarle 7,8 GWh al año de energía eléctrica durante seis años (periodo 2023-2029).

A lo que se suma la adjudicación de la licitación de energía eléctrica de la Universidad de Las Américas (UDLA), para suministrarle 1,8 GWh al año a dos de sus sedes ubicadas en Santiago Centro y en Providencia (Región Metropolitana) durante el periodo 2023-2028.

Ambas operaciones implican un incremento del 15% en la cartera de la comercializadora de electricidad en Chile, que actualmente engloba el suministro de 74,6 GWh/año de electricidad. El objetivo es alcanzar los 110 GWh/año de cara al 2024, según el Plan Estratégico & Desarrollo Corporativo de Neoelectra, lo que supondrá un 25% del negocio del Grupo en el país.

“La adjudicación de ambos PPA´s se enmarcan en una propuesta energética integral, con contratos de energía eléctrica a largo plazo. En el caso de la Compañía Chilena de Fósforos tenemos perspectivas para desarrollar proyectos enfocados en mejorar la eficiencia energética de la fábrica, con el objetivo de aumentar su eficiencia de energía eléctrica y térmica”, explica Eduardo Rodríguez Sepúlveda, Business Manager de Neoelectra Energía Chile.

Añadiendo que “nuestra propuesta cobra especial valor para la industria, en el contexto de los requisitos que exige la Ley de Eficiencia Energética, el número actual de clientes libres y la futura implementación de la Ley de Portabilidad, a los que ofrecemos un amplio abanico de soluciones energéticas sostenibles y renovables, con la garantía que nos da ser parte de un Grupo con más de 20 años de experiencia en el mercado, como partner de clientes industriales que apuestan por la eficiencia energética”.

En este contexto, Eduardo Rodríguez destaca que “los acuerdos de largo plazo contribuyen a asegurar un suministro energético estable a los clientes que forman parte del régimen libre, a los que Neoelectra ofrece precios competitivos, condiciones favorables respecto al mercado con una atención preferencial ajustada a sus necesidades”.

A raíz de las condiciones actuales que están afectando al mercado eléctrico chileno, el Business Manager de Neoelectra Energía Chile recomienda a los clientes del régimen libre, mirar con meses de anticipación las ofertas para renovar contratos para así poder conseguir las mejores condiciones”. 

La comercializadora 

Al igual que en la Península Ibérica el modelo de Business Intelligence que está implementando Neoelectra en Chile es el mismo de España, a nivel de partner energético global para industriales.

A los que suministra servicios de alta eficiencia energética para conseguir mejores rendimientos, reducciones de costes e incrementos de beneficios en los procesos que conllevan altos consumos energéticos (electro-intensivos), en sectores como la alimentación, química, farmacéutico, azulejero, entre otros. Lo que cobra especial relevancia en el contexto actual debido a la elevada volatilidad de precios.

“Neoelectra Chile ofrece suministro eléctrico altamente competitivo a clientes de mercado libre desde Arica a Castro con una oferta muy completa, ya que además de suministro eléctrico y servicios industriales para activos energéticos, contamos con capital propio para la ejecución de proyectos. Sumado a un amplio expertise en eficiencia energética, auditoría, Operación y Mantenimiento y energías renovables, proporcionando un servicio 360º a clientes industriales”, destaca Marcos Pérez, Country Manager de Neoelectra Chile.

Recordemos que en marzo de 2022, a solo cinco años de su llegada al país, Grupo Neoelectra decidió reforzar su oferta de servicios energéticos en Chile, con el lanzamiento de su propia comercializadora de energía eléctrica para clientes industriales, pertenecientes a sectores como la alimentación, la química, los procesados, el farmacéutico o los electro-intensivos.

“En paralelo, contamos con Energika Conade, nuestra filial de servicios industriales para activos energéticos, con una oferta integral de servicios que ofrece capital propio para la ejecución de proyectos, además de expertise en materia de eficiencia energética, auditoría, operación y mantenimiento, introducción de energías renovables, proporcionando un servicio 360º a clientes industriales”, argumenta Marcos Pérez Mayoral.

Un Business Manager con un gran recorrido 

El desarrollo y crecimiento de la comercializadora cuenta con el Know How de Eduardo Rodríguez Sepúlveda, Business Manager, responsable de abrirse paso en el mercado chileno. De profesión Ingeniero Civil Eléctrico egresado de la Universidad de Chile, diplomado en Mercados Eléctricos del Futuro y su Regulación, ha desarrollado su carrera en compañías como Atria Energía, Enel o IMELSA.

“La puesta en marcha de la comercializadora de Neoelectra Energía en Chile es un gran desafío. Sin duda, un reto con un gran potencial de crecimiento para aportar una mejora sustancial a los contratos de suministro de energía eléctrica de clientes industriales”, explica Rodríguez Sepúlveda.

Compañía Chilena de Fósforos  

Empresa chilena fundada en 1913, encargada de desarrollar productos sustentables con insumos de alta calidad para uso cotidiano como fósforos, cubiertos de madera, iniciadores de fuego, productos para el hogar y calefacción, además de frutas de exportación (arándanos, cerezas, manzanas y vides). La compañía trabaja en base a sus propios bosques, creando productos que se obtienen de plantaciones sustentables certificadas. Actualmente a nivel forestal tienen certificación FSC y en cuanto al consorcio de agricultura, Rainforest Alliance.

Ambas certificaciones internacionales supervisan el trabajo anual que desempeña la compañía, alineada a una visión de vanguardia y compromiso tanto con el medioambiente como con el entorno. Hoy en día todas sus filiales trabajan alineadas en fomentar la sustentabilidad, a través de un manejo responsable de sus bosques. Conoce más acerca de CCF en www.fosforos.cl

Universidad de Las Américas 

Es una corporación privada, sin fines de lucro, fundada en 1988 y que obtuvo su autonomía en 1997. Con más de 34 años de vida, la institución tiene 7 campus distribuidos en sus sedes de: Santiago, Viña del Mar y Concepción.

Su comunidad está conformada por 26 mil estudiantes, 64 mil egresados, 3 mil académicos y docentes, más 500 personas en su planta administrativa. Desde septiembre de 2020 forma parte de la Fundación Educación y Cultura. UDLA Es una universidad pluralista, inclusiva, laica y responsable que abre oportunidades de acceso a la educación superior.

Neoelectra Chile 

“Desde la llegada del Grupo al país en 2017, el crecimiento de Neoelectra Chile ha sido exponencial. En solo cinco años ha adquirido un activo de cogeneración a biomasa que suministra vapor y energía eléctrica a Masisa (Cabrero), en 2021 terminó de adquirir el 100% de las acciones de Energika Conade, filial de servicios industriales para activos energéticos y durante el 2022 lanzó la comercializadora de energía eléctrica para clientes industriales, replicando el modelo de la comercializadora de España.

De acuerdo al plan estratégico de la compañía, los próximos pasos están enfocados hacia las energías renovables y a la adquisición de nuevos activos, explica Antonio Cortés Ruiz, CEO y Consejero Delegado de Grupo Neoelectra. 

EDP aumenta su ambición de liderar la transición energética impulsando aún más su plan de inversiones y sus objetivos en el Plan de Negocio actualizado 23-26, que se presentó ayer en Londres.

En un contexto en el que la emergencia climática y la seguridad del suministro son cada vez más preeminentes, el grupo aumentará su inversión global hasta los 25.000 millones de euros para impulsar las energías renovables, reforzar su posición en las redes eléctricas y apoyar a sus clientes en la transformación hacia un mundo más sostenible.

El Plan de Negocio 23-26 permitirá conseguir los compromisos de EDP de cero emisiones netas y sigue un enfoque selectivo y disciplinado, asignando el 85% de la inversión total a renovables, clientes y gestión de la energía y el 15% a redes eléctricas en mercados de rápido crecimiento y bajo riesgo en 4 polos regionales: Europa (40% del plan de inversión), Norteamérica (40%), Sudamérica (15%) y Asia-Pacífico (5%).

El ritmo de inversión anual de EDP aumentará un 30%, hasta los 6.200 millones de euros, manteniendo un crecimiento sostenible y la excelencia ESG dentro de una organización preparada para el futuro.

«Hoy reforzamos nuestra ambición de liderar la transición energética basados en un portfolio competitivo y sólido, una estructura financiera robusta, un equipo experto y bien preparado la voluntad de contribuir a un mundo con un clima más favorable para las generaciones venideras. Este Plan de Negocio refuerza nuestra ambición de crecimiento, al tiempo que impulsa aún más nuestro compromiso con el planeta y la creación de un valor superior para todos», afirma Miguel Stilwell d’Andrade, Consejero Delegado de EDP.

El plan de inversión combina tecnologías convencionales y emergentes

La eólica terrestre y la solar a escala comercial representarán cada una el 40% del plan de inversión de 21.000 millones en energías renovables, complementado por tecnologías emergentes como la generación solar distribuida (12%), el almacenamiento y el hidrógeno (3%).

La energía eólica marina representará el 5%, con un aumento de la capacidad a través de Ocean Winds, y proporcionará una visibilidad significativa del crecimiento en los próximos 10-15 años. Una combinación diversificada de tecnologías renovables reforzada y respaldada por una cartera hidroeléctrica con un sólido perfil de generación de flujos de caja, que, además, aporta flexibilidad y capacidad de almacenamiento.

En el segmento de redes eléctricas, para el que se compromete un plan de inversión de 4.000 millones de euros, EDP seguirá creciendo y diversificando su cartera, que sirve como estabilizador del grupo.

Los objetivos de negocio actualizados incluyen alcanzar 400.000 kms de líneas de distribución, 9 millones de contadores inteligentes (+500 mil vs. 2022) y 12 millones de puntos de conexión (+2,5 Mn vs. 2022).

El nuevo Plan de Negocio se apoyará en la plataforma comercial para acelerar el crecimiento y la creación de valor, centrándose en una estrategia de oferta de venta cruzada que combina múltiples soluciones para clientes, como generación solar distribuida, PPAs, movilidad eléctrica, servicios, eficiencia energética, flexibilidad de la demanda y almacenamiento.

La innovación y la digitalización seguirán estando en el centro de nuestra estrategia, impulsando el cambio y acelerando la transición energética con una inversión reforzada de 3.000 millones de euros hasta 2026.

Reconocimiento de los objetivos Net zero y 3000 nuevas contrataciones

EDP seguirá allanando el camino para un mañana mejor, en concreto a través de su objetivo de llegar a ser Net zero en 2040 desde todos los puntos de vista y haciendo evolucionar toda la cadena de valor, desde los clientes hasta los proveedores.

Este compromiso ha sido validado recientemente por la Science Based Target Initiative (SBTi), que ha reconocido las mejores prácticas de EDP en materia de acción climática en total consonancia con el objetivo de mitigación de la temperatura de 1,5 ºC basado en la ciencia.

Se trata de un objetivo ambicioso que refuerza el posicionamiento global de EDP en la estrategia ESG y la construcción de un planeta más sostenible. El equipo EDP -formado por más de 13.000 empleados en todo el mundo de 63 nacionalidades diferentes – sostiene, con su empuje y diversidad, los ambiciosos objetivos del grupo.

El Plan de Negocio actualizado prevé 3.000 nuevas contrataciones hasta 2026 y alcanzar los 14.000 empleados, con un 31% de mujeres en puestos de liderazgo, basando la estrategia de talento en la atracción, la experiencia y el desarrollo y renovando su reconocimiento como empleador de primer orden en cada zona de influencia.

EDP seguirá allanando el camino para un mañana mejor, en concreto capacitando a las comunidades para que desempeñen un papel activo en la transición energética, protegiendo el planeta para las generaciones venideras y comprometiendo a sus socios para lograr una transformación impactante.

El grupo invertirá hasta 200 millones de euros en iniciativas de impacto social de aquí a 2026.

Finanzas sólidas con una mejor remuneración al accionista

EDP aprovechará su distintivo modelo de rotación de activos para cristalizar el valor y potenciar aún más el crecimiento.

Tras un historial de rotación de activos de 20.000 millones de euros en la última década, el grupo espera ahora alcanzar los 7.000 millones de euros en ingresos y plusvalías hasta 2026.

Y, al mismo tiempo, sigue plenamente comprometido con un sólido rating BBB que respaldará estructuralmente el ciclo de inversión que se avecina y mantendrá una firme posición de liquidez que cubrirá las necesidades de refinanciación más allá de 2025.

El grupo también se ha comprometido a ofrecer un valor superior a través de un crecimiento sostenido del beneficio por acción (BPA) y una sólida política de dividendos con un suelo cada vez mayor para los accionistas.

Con la previsión de que el beneficio neto recurrente alcance los 1.400-1.500 millones de euros en 2025, el dividendo mínimo por acción (DPS) aumentará gradualmente de 0,19 a 0,20 euros, mientras que el objetivo de pay-out se revisará hasta el 60-70%.

EDP Renewables mejoró su política de dividendos a un ratio de pay-out del 30-50% a través de un scrip dividend que proporciona una remuneración flexible y competitiva a sus accionistas, alineada con el mercado.

Ampliación de capital para apoyar la ambición de crecimiento

Con el objetivo de promover la simplificación de la estructura corporativa, EDP ha anunciado hoy el lanzamiento de una oferta pública de adquisición del 100% de su filial cotizada EDP Brasil, participada en un 56,05%, para adquirir las acciones en manos de los accionistas minoritarios.

Para financiar la OPA, EDP tiene la intención de captar fondos propios, mediante la ampliación de capital social, por un importe de 1.000 millones de euros. El lanzamiento y la realización de esta operación estarán sujetos a las aprobaciones corporativas y al cumplimiento de condiciones de mercado favorables.

EDP ya cuenta con el compromiso de CTG, ADIA y GIC por un importe agregado de hasta 600 millones de euros, sujeto a las condiciones finales del mercado. Se espera que la exclusión de cotización de EDP Brasil concluya en el segundo semestre de 2023.

Brasil es un mercado considerable con sólidos fundamentos y oportunidades de transición energética, en el que EDP seguirá centrándose en las redes y las energías renovables mediante una reorganización de la cartera.

Desde 1995, EDP Brasil ha crecido hasta tener 2 concesiones de distribución de electricidad con 3,8 millones de clientes, líneas de transmisión con más de 2.000 kms y 2GW de capacidad hidroeléctrica. EDP Renewables Brasil, fundada en 2009, tiene 1,1 GW de renovables en operación.

Esta operación reforzará el foco en los segmentos de renovables y redes, con reducción de la exposición a la hidroeléctrica y la salida de la térmica. Simultáneamente, y con el fin de financiar parcialmente su plan de inversión actualizado, EDP Renewables tiene la intención de captar fondos propios y ha firmado un acuerdo de inversión con Lisson Grove Investment Pte Ltd, una filial de GIC Pte Ltd., el fondo soberano de Singapur y uno de los principales inversores mundiales a largo plazo, por el que este último se compromete a suscribir acciones nuevas por valor de unos 1.000 millones de euros en una ampliación de capital.

El compromiso de GIC de suscribir acciones de EDPR estará sujeto a la decisión de EDPR de poner en marcha la operación en el momento oportuno en función de las condiciones del mercado.

Según pudo saber este portal de noticias, de la totalidad de promotores -que han presentado un total de 243 conceptos equivalentes a una capacidad de 56 GW- muchos aún no han recibido notificaciones sobre su estado de asignación de capacidad en la red. Cabe destacar que apenas se adjudicaría una sexta parte: alrededor de 9 GW.

Uno de los conocedores de cómo está avanzando este procedimiento es Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, quien está asesorando a empresas participantes.

En una entrevista para Energía Estratégica, el abogado especialista analiza la situación.

¿Qué está sucediendo con la entrega de informes de concepto de conexión con asignación de capacidad?

Se están notificando gradualmente. Se esperaba que todas las solicitudes fueran notificadas el martes 28 de febrero, pero desde el domingo, y poco a poco, algunos promotores han ido recibiendo respuestas de la UPME.

Con la reciente Circular 19 de 2023 la UPME (VER AL PIE DEL ARTÍCULO) apaciguó las ansias que tenemos todos los que estamos viviendo el procedimiento de asignación de capacidad.

¿En qué sentido se están notificando las respuestas? 

Hemos visto casos en los que se activó la figura del desistimiento, la cual se aplica cuando el solicitante no atendió requerimientos de aclaración por parte de la UPME.

Por otro lado, se han notificado conceptos sin asignación de capacidad. Puede ser que algunos recibieron conceptos con asignación, lo cual es positivo.

Sin embargo, desde nuestro rol de abogados especialistas en regulación de energéticos es más probable que conozcamos primero los casos en los que aplican desistimientos o niegan la asignación, que aquellos casos en los que sí asignan capacidad. Por aquello de la oportunidad de presentar el recurso de reposición.

¿En OGE qué han visto de nuevo en estos conceptos de conexión 2023?

Respuestas acompañadas de un Anexo de “Análisis Técnico” como parte integral de la decisión.

¿Qué esperar de todo este proceso y de las adjudicaciones?

Esperemos que no cambien las reglas. En las respuestas que hemos podido revisar observamos puntos que nos han llamado la atención y extrañamos otros que pensamos iban a ser considerados por la UPME. Ojalá todo salga adecuadamente este jueves 02 de marzo, que es la nueva fecha en que finalizará la notificación de los conceptos.

¿Será necesario que la UPME finalmente prorrogue los plazos del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023?

Sí, definitivamente, lo contrario es forzar a que se presenten solicitudes de asignación con estudios bastantes débiles.

Lo digo porque una vez culminen las notificaciones de los conceptos de conexión, con o sin asignación, se tendría una reconfiguración de la disponibilidad de capacidad, y esa información es vital procesarla con pausa para así elaborar un buen estudio de Conexión. Y, según nos han dicho nuestros amigos ingenieros, 29 días no es el plazo adecuado para elaborar un buen Estudio de Conexión.

¿Qué recomienda tener en cuenta a los promotores que no reciban asignación?

Realizar una revisión desde dos perspectivas, una exclusivamente técnica y otra jurídico-regulatoria. En otras palabras, no quedarse con una sola visión de las decisiones.

– ¿Cuáles son las perspectivas y objetivos para este 2023? 

Actualmente están en construcción 3 grandes parques donde EPSE participa en cooperación con Genneia en Ullum (78 MW) y Tocota (60 MW); también con YPF Luz (100 MW) donde proveemos la conexión al Sistema Interconectado mediante la línea AT de Tocota a Bauchaceta. Además EPSE acaba de firmar un contrato con IMPSA para la construcción de un nuevo parque propio en Ullum (50 MW).

Sin embargo, San Juan ve un techo en las inversiones en grandes plantas solares debido a que se está completando la capacidad de transporte para la evacuación de energía al mercado nacional. 

Si bien es un tema complejo, puesto en palabras simples nuestra agenda considera necesaria una obra muy relevante para San Juan, pero también para Argentina. La conexión Rodeo (San Juan) – La Rioja en 500 kV expandiría las posibilidades de producción a partir de renovables en valores muy significativos. Esto produciría un ciclo de crecimiento de instalaciones de grandes parques de generación como así también de la demanda de los grandes proyectos mineros. Somos muy optimistas respecto del inicio de esta obra.

Una vez iniciada su construcción se debería pensar en el siguiente gran vinculo (en al menos 500kV) el cual parece estar apuntando hacia nodos en el eje San Luis, Córdoba y/o Mendoza ya pensando en la siguiente década.

¿Qué rol puede tomar el almacenamiento de energía?

Como la mayor parte de la generación en la provincia es de origen solar, el poder contar con storage provee claras ventajas respecto de aprovechar más las costosas líneas eléctricas y mejorar la dinámica de la red (sobre todo en cuanto a estabilidad y confiabilidad), un aspecto crucial de los sistemas eléctricos que operan cerca del límite de la capacidad de transporte. 

En cuanto a almacenamiento se ha decidido trabajar con proyectos demostrativos, de pequeña escala, y hacer una base de conocimiento ya que aún no llega al breakeven el retorno de la inversión de un proyecto de escala utility.

El plan dentro de EPSE es estar preparados para lo que viene en materia de almacenamiento de energía con pequeñas aplicaciones dentro de nuestras instalaciones, entender los procesos y ayudar a identificar formas de remunerar la misma. 

– ¿Cómo avanza la construcción de la fábrica de paneles solares? 

Un equipo técnico de Alemania estuvo en la provincia a fines de 2022 y se se definió la modalidad de la instalación y pruebas a realizar para la puesta a punto de la línea de módulos fotovoltaicos, la primera a poner en funcionamiento. 

Se completó el 95% las primeras naves de fabricación que suman 7.800 m2 de instalaciones de alta calidad. Durante 2023 estamos adquiriendo 2 nuevas máquinas para la línea de módulos que nos permitirá pasar desde la puesta en marcha (3er trimestre de 2023) de 71 MWp a 115 MWp de producción anual de paneles. 

– ¿Cómo se mantiene el vínculo con las empresas mineras para que éstas instalen proyectos renovables? ¿Es posible ver proyectos híbridos de esa índole?

El sector minero es muy pujante por estos días y, afortunadamente, es muy relevante el mineral proveniente de yacimientos con exigencias de producción “verde”. Esto ha provocado que los inversores y desarrolladores trabajen con cuidado en el origen de la energía que utilizan para tener una huella inicial de carbono acotada y con planes de descarbonización. 

Habitualmente, EPSE asiste de manera activa en el asesoramiento de los proyectos mineros que requieran soluciones energéticas. 

Actualmente estamos participando en asesoramiento técnico en materia energética y en convocatorias y solicitudes de presupuestos, para la factibilidad de instalaciones del tipo híbrido (grupos electrógenos + paneles solares + almacenamiento en baterías) sobre todo en aquellos proyectos que operan off-grid, como así también en llamados para la provisión mediante PPA de grandes bloques de energía a largo plazo a partir de los parques de EPSE existentes y de nuevos a construirse en función de la demanda.

La Coalición RD 100% Renovable ha notado algunas barreras qué enfrentar para lograr el éxito de su Plan para la instalación masiva de sistemas solares en techos y reducción del subsidio eléctrico en la República Dominicana.

En el documento al que tuvo acceso Energía Estratégica se explica que, para dar lugar a la instalación de unos 600 MWp de capacidad solar sobre techos de viviendas y pequeños comercios, deberían ser resueltas tres principales problemáticas: suministro de medidores eléctricos bidireccionales, complejidad de los requisitos para la aprobación de instalaciones de medición neta por parte de las empresas distribuidoras y las políticas de distribuidoras para la penetración de potencia solar a nivel de circuitos de distribución.

Ahora bien, también plantea ejes de acción para resolver aquello que se advierte. Por el lado del suministro de medidores eléctricos bidireccionales señalan que, de ser necesario, la Coalición RD 100% renovable trabajará con las empresas distribuidoras para importar e incluir en el precio de los sistemas el suministro de medidores bidireccionales.

En el caso de la reducción de los requisitos para la aprobación de instalaciones y de medición neta por parte de las empresas distribuidoras, proponen trabajar con las empresas distribuidoras para preaprobar los diseños de las instalaciones típicas de los sistemas que serán instalados y a partir de allí optimizar la tramitología.

Por otro lado, plantean la necesidad de que las empresas distribuidoras deben flexibilizar sus políticas de penetración de potencia solar a nivel de circuitos de distribución.

Concluyendo, señalan que para que la masificación de energías renovables se dé oportunamente, se requeriría además una intensa estrategia de capacitación, una agresiva estrategia de comunicación, educación y publicidad; así como encontrar estrategias para que todos los usuarios puedan acceder a este tipo de alternativas de generación.

En esa línea, en el caso de indisponibilidad de techos de los usuarios que demandan de 0-400 kWh, proponen trabajar en un proyecto de granjas solares comunitarias en paralelo al plan para la instalación masiva en techos y así garantizar una mayor penetración renovable.

Y finalmente, en el caso de financiamiento aseguran que el proyecto de instalación de sistemas solares en techos es prácticamente autosuficiente. Sin embargo, para poder llevarlo a cabo, se requerirá el pago por adelantado de fondos que por ejemplo normalmente se utilizan para el subsidio a la electricidad y otras partidas.

Así es el plan de la «Coalición RD 100% Renovable» para la instalación masiva de energía solar

Los proyectos tecnológicos impulsados por las energías renovables se han convertido en la meta de muchas empresas innovadoras con base en México.

Nordex, uno de los mayores fabricantes de aerogeneradores a nivel global, lleva más de 15 años en el mercado mexicano, y cuenta con 1.95 GW de capacidad instalada en diferentes estados del país, como Nuevo León, Coahuila, Jalisco, Zacatecas, Oaxaca, Quintana Roo y Tamaulipas, donde posee una planta de fabricación de palas de aerogeneradores que surten no solamente México, sino Estados Unidos y otros mercados de Latinoamérica.

En este marco, el director general de Nordex México, Albert Sunyer Folch, habló con Energía Estratégica y mencionó cuáles son sus objetivos en el corto plazo.

¿Cuál es el balance del 2022 y cuáles son los desafíos y retos para este año?

El 2022 fue difícil porque no ha habido actividad con nuevas subastas o licitaciones, ni oportunidades del sector privado que hayan permitido ofertar nuestros equipos. Sin duda hubo un freno en los últimos años en el mercado, principalmente por los diferentes amparos sometidos a los Tribunales que marcaron en gran medida el foco de atención de las empresas generadoras privadas en el país.

No obstante, iniciamos el 2023 viendo señales positivas, donde varios de nuestros clientes están retomando actividades de desarrollo, lo cual sin duda son las semillas que necesita la industria para proyectar que en 2024 se puedan construir nuevos parques eólicos en el país por parte de privados, más allá de las iniciativas que el gobierno está promoviendo para nuevos parques con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Por otro lado, el Gobierno recientemente anunció un acuerdo bilateral con Estados Unidos que plantea la instalación de cuatro nuevos parques eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec, en Oaxaca, en el marco de las nuevas inversiones anunciadas para la construcción de 10 parques industriales en esa zona del país.

A su vez, el gobierno deberá definir la estrategia para lograr los compromisos adquiridos en la pasada COP 27 celebrada a finales de 2022 en Egipto. Allí, México se comprometió a metas muy agresivas de reducción de emisiones del 22 al 35% lo cual marca un objetivo de incrementar en 25GW la capacidad instalada de renovables en el país, durante los próximos 8 años. Ambos aspectos, deben marcar una hoja de ruta clara para visualizar un plan hasta 2030, cuyas primeras acciones deben empezar a tomarse este año.

¿Cómo se encuentran en la actualidad en el mercado eólico?

Hoy el mercado no tiene más proyectos en construcción. Nordex está terminando con la última fase para la entrada en operación de un proyecto que finalizó construcción en 2022 en el Estado de Coahuila, de 96 MW, y el mercado mexicano no cuenta con nuevos proyectos con actividad constructiva en este 2023.

De todas formas, lo que sí esperamos ver este año es la entrada en vigencia de algunos parques eólicos ya construidos que no pudieron entrar en operación comercial durante 2022, lo que supondrá un incremento en el porcentaje de energía eólica en el país durante este año.

¿Cómo crece el nivel productivo de sus fábricas en México?

Pocos meses después que inauguramos nuestra planta de fabricación de palas de aerogeneradores en Tamaulipas, debimos realizar obras para la ampliación de las instalaciones por la alta demanda que tuvimos de nuestros productos.

Desde 2019, año en que iniciamos operación, instalamos moldes para fabricación principalmente de palas de aerogeneradores en el segmento de los 3 MW. En la actualidad, ya solamente nos centramos en las palas para productos de nuestra tecnología Delta 4000.

Lo que ha cambiado desde 2019 a la fecha es el destino de nuestras palas. Inicialmente, los productos se destinaban principalmente para el mercado mexicano y norteamericano, pero en la actualidad también fabricamos palas para otros mercados, como por ejemplo, en Latinoamérica, para atender la gran demanda de nuevos proyectos en esa región geográfica.

¿Cuáles son las expectativas en el corto plazo?

Este año tenemos la meta de consolidar nuestra actividad y cartera de proyectos en servicio en México, para asegurar tener una rentabilidad que nos permita gestionar nuestra operación de manera más eficiente.

Adicionalmente, desde México estamos ampliando nuestro alcance geográfico para no solamente llevar las actividades en Centroamérica y el Caribe, sino también en Colombia, donde contamos actualmente con más de 574 MW contratados, y en fase de construcción.

Todo ello, sumado a las señales que hemos visto en el mercado mexicano que pueden suponer el inicio de actividades de venta en este año, marcan nuestro futuro inmediato en el corto plazo en el país y en nuestra región.

¿Cuáles son las novedades de Nordex?

A finales del 2022 anunciamos el nuevo rotor en el segmento de los 6 MW: la N175. Se trata del rotor más grande hasta la fecha lanzado por la compañía, para vientos medios. Este viene a complementar los otros rotores ya lanzados con anterioridad ( la N149, N155 y N163).

De esta forma, se amplía el abanico de alternativas de la empresa para atender y maximizar la generación en cualquier sitio, dependiendo de las condiciones de viento, desde las más bajas hasta las más extremas condiciones que se encuentran en zonas como La Guajira colombiana.

Adicionalmente, tenemos una cartera de torres cada vez más altas, tanto con soluciones de acero u hormigón como híbridas, que nos permiten llegar a alturas de buje de hasta 164 metros.

Andrés Rebolledo, el economista chileno y ex ministro de Energía durante el Gobierno de Chile de Michelle Bachelet (2016-2018), asumió como nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para el período 2023-2025.

El ex funcionario del país trasandino sucederá al uruguayo Alfonso Blanco Bonilla, quien deja el puesto en la Organización Latinoamericana de Energía tras dos períodos consecutivos, y aseguró que su gestión estará marcada por “la solidaridad, la justicia y la integración regional” 

“El contexto actual internacional lleno de acechanzas presenta también oportunidades para América Latina y el Caribe. Es una región enormemente privilegiada por su riqueza de recursos naturales, líder en la incorporación de fuentes de energía renovable, con una alta complementariedad entre nuestros países, y una dotación apreciable de capital humano y capacidades institucionales”, sostuvo el nuevo secretario ejecutivo.

Además, dio a conocer su plan de gestión con el cual prevé apoyar aún más la integración regional de forma “pragmática y concreta”, impulsar la seguridad energética, reforzar la agenda energético-climática de la región, promover la innovación y cambio tecnológico y acompañar las propias transiciones hacia fuentes más sustentables. 

Para ello, Rebolledo planteó que será “imprescindible” que se multiplique el diálogo y la cooperación entre los países de Latinoamérica y el Caribe, como también que se renueve el activismo para concretar acuerdos y convenios que permitan mitigar los riesgos y potenciar las posibilidades que surjan en el futuro. 

“Buscaremos apoyar los proyectos de integración energética en la región, establecer un diálogo institucional con el sector privado y fortalecer la estructura de la organización”, manifestó. Y de igual manera, expuso la necesidad de contar con una “decidida” participación de Olade en el debate global energético como portadora de “una voz clara y fuerte de América Latina y el Caribe”. 

Durante los próximos tres años, se trabajará en ejes estratégicos como Complementariedad Energética e Integración Regional; Cooperación Técnica; Seguridad, Acceso y Equidad Energética; Transiciones Energéticas, Carbono Neutralidad, Innovación, Cambios Tecnológicos y Nuevos Energéticos, entre otros.

Más de Rebolledo

El nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía posee una relevante trayectoria profesional de más de 30 años donde destaca su desempeño como ministro de Energía de Chile en el período 2016-2018 y Presidente de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile, Viceministro de Relaciones Económicas Internacionales de Chile, Embajador en Uruguay, Representante ante la ALADI y consultor del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Cabe destacar, que, durante su gestión como ministro de Energía en Chile, implementó una transformación del sector energético chileno con la incorporación masiva de energías renovables no convencionales, lo que además permitió desarrollar un marco regulatorio para promover la electromovilidad e introducir tecnologías y fuentes energéticas no exploradas en el país como el hidrógeno verde.

En el marco de una visita coordinada por ACESOL, Asociación Chilena de Energía Solar, y con miras a sumar la tecnología solar a su matriz energética, una delegación de la Asociación Paraguaya de Energía Solar (APES) visitó Chile para conocer su mercado eléctrico y el proceso de transición energética que está viviendo el país, sus características y avances, como también tuvo la posibilidad de visitar la central fotovoltaica Quilapilún, de Atlas Renewable Energy, para conocer en terreno la primera central de gran escala que opera en la Región Metropolitana de Chile.

Durante su visita en Colina, donde se ubica Quilapilún, se destacó el gran potencial solar que tiene Chile, siendo el segundo país con mayor participación de energía solar del mundo y permitió a la delegación paraguaya conocer, recorrer, y tener más antecedentes de la operación y mantenimiento de una central de estas características.

Pablo Zuccolillo, presidente y co-fundador de la Asociación Paraguaya de Energía Solar comentó tras la visita a Chile que “es impresionante el avance que ha tenido el país en términos de desarrollo renovable, los esfuerzos que han llevado adelante y también sus resultados, lo que pudimos conocer de primera fuente con la visita a Quilapilún. Volvemos a nuestro país con mucha información para poder enfrentar con más experiencia y conocimiento el desafío de diversificar la matriz energética de Paraguay y mantenernos como un país líder en energías limpias”.

La planta solar Quilapilún genera 243 GWh al año, abasteciendo alrededor de 110.000 hogares, evitando 100.000 toneladas de CO2 al año, adicionalmente, esta central cuenta con un centro de prueba de nuevas tecnologías, donde actualmente se están poniendo a prueba sistemas de inteligencia artificial. Este laboratorio integrado en la planta, permite probar y monitorear nuevas tecnologías y validar sus reales rendimientos, lo que ha permitido en la actualidad -entre otras cosas- testear más de siete módulos bifaciales de variadas características, con diferentes condiciones de albedo y posiciones de montaje.

Hay que recordar que Paraguay se convirtió recientemente (comienzos de 2022) en el único país del mundo con generación eléctrica 100% renovable, tras la desconexión de su última central térmica, cubriendo en la actualidad, toda su demanda eléctrica con energía hidroeléctrica. El desafío ahora es seguir aprovechando sus recursos y diversificar la matriz energética paraguaya con más tecnologías limpias, como lo es la solar.

República Dominicana recibe este 29 y 30 de marzo un nuevo megaevento de Future Energy Summit (FES), una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

En esta ocasión, los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo, albergarán un debate de alto nivel donde autoridades del sector público participarán activamente.

Este mercado resulta de gran atractivo para el desarrollo de las energías renovables, no sólo por las concesiones definitivas otorgadas durante el año 2022 a 14 proyectos que totalizan 645,3 MWn de capacidad a instalar, sino también por las nuevas inversiones que se apalancarían a partir del lanzamiento de licitaciones para estas alternativas de generación.

Para brindar mayor claridad sobre las oportunidades de negocios en este mercado, Alfonso Rodriguez, viceministro de Ahorro, Eficiencia Energética y Energía Nuclear, confirmó su participación en el megaevento de Future Energy Summit. Así mismo, lo hizo Biviana Riveiro, directora ejecutiva del Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana).

En estos momentos, el país evalúa algunos cambios profundos en el subsector eléctrico (ver más) para que se propicien nuevas convocatorias abiertas e internacionales para energías renovables y se fortalezca al Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Pero aquello no sería todo. Desde los órganos reguladores ya preparan modelos de remuneración e incentivos para almacenamiento energético, de modo que este sea complemento perfecto para nuevas inversiones renovables.

Por un lado, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023) destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS.

Por su parte, desde la Superintendencia de Electricidad (SIE) estarían analizando cuál sería el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución, cuáles serían los incentivos para brindar a los proyectos y si es preciso exigir un porcentaje de almacenamiento mínimo a nueva capacidad renovable a instalar.

ASISTIR

De allí que, será clave la participación de las máximas autoridades de la CNE y SIE en el megaevento de Future Energy Summit. Mientras que Andrés Astacio, superintendente de Electricidad en República Dominicana brindará una entrevista destacada a Gastón Fenés, director de contenido de FES, destinada a abordar los nuevos reglamentos de Baterías, Servicios Auxiliares y mecanismos de licitación de renovable; Edward Veras, director ejecutivo de la CNE estará participando en el panel denominado “La apuesta renovable de República Dominicana: Visión de Actores Clave”.

La apuesta del gobierno de República Dominicana por la sostenibilidad es cada vez más acentuada y resulta transversal a las distintas actividades productivas y de gobierno. Es por ello, que además desde el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Dirección General de Contrataciones Públicas publicaron su Política de Compras Verdes que integra a las energías renovables dentro de los criterios de sostenibilidad bajo los que se evaluarán nuevas contrataciones.

Sobre este y otros temas se explayará Milagros De Camps, viceministra de Cambio Climático y Sostenibilidad del Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN), quien será otra de las altas figuras del sector público que participarán del megaevento denominado “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”.

ASISTIR

A principios de febrero del corriente año, Darío Morales Figueroa se convirtió en el primer director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL). Y tras casi un mes de iniciar sus funciones, el especialista con más de 15 años en la industria energética dialogó con Energía Estratégica y dio a conocer los objetivos y retos a afrontar que tendrá en su nuevo cargo. 

– ¿Qué representa para el primer director ejecutivo de ACESOL? 

Sin duda es una gran responsabilidad que asumo con mucho entusiasmo y energía. ACESOL ya tiene 16 años trabajando por el desarrollo de la energía solar en Chile y cuenta con más de 140 socios que día a día buscan aprovechar el tremendo potencial energético que el sol ofrece a lo largo de todo el país. 

Representarlos a ellos y sobre todo, trabajar junto a esta comunidad para que la energía solar sea vista como una herramienta central para mejorar la calidad de vida las personas, es sin duda un gran desafío profesional.

– ¿Qué retos y oportunidades observa en el mercado fotovoltaico y de las renovables en Chile? 

No tenemos que perder de vista que la meta de una economía de cero emisiones es tremendamente ambiciosa y para ello, no sólo debemos avanzar decididamente en tener una matriz eléctrica completamente renovable, que representa el 22% de los usos secundarios de la energía, sino que también debemos tomar acción en el otro 78% de aplicaciones que aún siguen quemando distintos tipos de combustibles. 

Siendo Chile el país con la mejor radiación solar del mundo y teniendo un potencial que nos permite cubrir varias veces nuestras necesidades energéticas, no nos cabe ninguna duda de que la energía solar deberá jugar un rol fundamental.

Desde la perspectiva del sector eléctrico, hasta el momento Chile ha sido capaz de cosechar los frutos tempranos de la transición energética. En pocos años las ERNC pasaron de ser un aporte minoritario a ser la principal fuente de producción de energía eléctrica. 

– ¿Qué se necesita para consolidar y profundizar tales avances? 

Es absolutamente necesario avanzar paralelamente en dos frentes regulatorios: por un lado, debemos pensar una reforma al mercado mayorista de la electricidad para sacarlo de la lógica tradicional hidrotérmica para adaptarlo al sistema eléctrico del futuro que será sin duda 100% renovable. 

Por otro lado, no se puede seguir postergando la reforma al segmento de la distribución que habilite nuevas formas de interacción entre todos los actores. No hay que olvidar que al final del día, el segmento de distribución es el que finalmente lleva la energía eléctrica a las personas y empresas. Sin un segmento de distribución con una regulación moderna, no seremos capaces de traspasar al usuario de manera eficiente lo que se haga aguas arriba en la cadena de valor.

¿Y en qué se enfocará usted y ACESOL a lo largo de este 2023?

Lo más importante es desarrollar una base sólida de miembros de nuestra asociación. Para esto iniciaremos un trabajo muy fuerte que permita entender de mejor manera qué valor estamos entregando a nuestros asociados y a partir de ahí desarrollar nuevas formas para potenciar ese valor agregado. 

Lo segundo, es comenzar un proceso de planificación estratégica que nos permita adaptar a la organización a los nuevos desafíos que enfrentará el sector energía en su conjunto en los próximos años, que no son pocos, tanto desde la perspectiva del sector eléctrico, como desde las oportunidades que ofrece el frío y calor solar. 

Finalmente, queremos establecer una relación de profunda colaboración con todo el ecosistema de la energía en Chile, esto incluye a las autoridades de Gobierno, el Parlamento, la academia y otras asociaciones y organizaciones de la sociedad civil. El desafío que enfrentamos como país en esta materia es demasiado grande como para pensar que solo desde un sector se podrán encontrar todas las soluciones. 

Crecen las expectativas por el proyecto de ley del Poder Ejecutivo de la Nación por el cual se prevé actualizar la vieja Ley N° 26123 (promulgada en 2006) y establecer un régimen de economía del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina. 

Tal es así que Gerardo Morales, gobernador de Jujuy, pidió acelerar la entrada de dicha iniciativa en el Congreso y el posterior proceso legislativo correspondiente, en pos de apalancar las inversiones en el país. 

“Estamos parados con la normativa del hidrógeno verde, pero tenemos que tener una buena ley, que genere incentivos. En los próximos diez años, el mundo demandará 100 millones de toneladas de H2V y hay pocos lugares donde se puede producir a costo competitivo y justo Argentina es uno de ellos”, manifestó durante un evento. 

“Argentina puede ser la Arabia Saudita de la producción de hidrógeno verde en toda la Patagonia y generar el kilogramo de H2 a USD 3 cuando cuesta en el mundo USD 9, pero necesitamos la ley”, agregó quien deslizó que será precandidato a presidente de la Nación. 

Y a pesar que ya hay algunos proyectos presentados en las diferentes cámaras del Congreso, la iniciativa que llevan adelante el Ministerio de Economía y la Secretaría de Asuntos Estratégicos fue anunciada hace más de un año, pero hasta el momento no vio la luz en el Poder Legislativo. 

Es decir que existen inversiones en el mencionado vector energético que se encuentran trabadas por la falta de un marco regulatorio, como por ejemplo la de la empresa australiana Fortescue, que en 2021 anunció la construcción de una planta productora de H2V en la localidad de Sierra Grande, provincia de Río Negro, por un total de USD 8400 millones. 

Jujuy analiza el marco normativo para impulsar el hidrógeno verde

Sin embargo, según pudo averiguar Energía Estratégica, el gobierno ultima detalles de su iniciativa y está cerca de presentar un régimen de promoción para el hidrógeno verde, azul y rosa, por un período de 30 años y con foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional de hasta el 50% de los proyectos. 

Asimismo, se plantean beneficios concretos tales como la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias, deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades. 

La central de H2V que propone Jujuy 

Por otro lado, Morales también dio a conocer que la provincia del norte del país trabaja en un proyecto de hidrógeno verde de aproximadamente 10 GW de capacidad, que “ empezará con 1 GW y, si se da según lo previsto, estará a mitad del corriente este año”.

Ecoener, grupo multinacional de energías renovables, obtuvo en 2022 un beneficio neto de 20,2 millones de euros, lo que supone 3,6 veces más en comparación con los 5,6 millones de euros obtenidos en 2021.

La compañía alcanzó en el pasado ejercicio unos ingresos de 72,9 millones de euros, un 83% más que los 39,9 millones de 2021. El EBITDA ajustado, concepto que mide la calidad de la gestión, se elevó hasta los 44,1 millones de euros, duplicando los 22 millones de euros del ejercicio anterior.

El cash flow operativo fue de 52,5 millones de euros, lo que supone un aumento del 246% respecto a los 15,2 millones de 2021. La inversión en activos superó los 121,4 millones de euros, un 116% más respecto a los 56,2 millones de 2021.

El fundador y presidente de Ecoener, Luis de Valdivia, señaló que, “estos resultados demuestran una buena ejecución del modelo de negocio y consolidan nuestra capacidad de respuesta en un entorno muy exigente”. Y añadió, “Ecoener cierra así un ejercicio récord en el que ha crecido en todos los parámetros de su estrategia de gestión y afronta 2023 con una sólida planificación de desarrollo en mercados diversificados de alta rentabilidad”.

Incremento de la producción

El grupo cerró el pasado ejercicio con una producción de 382 GWh, un 11% más que en 2021. Esta cifra equivale al consumo de una población de más de 95.000 familias y ha evitado la emisión de 200.000 toneladas de Co2 a la atmósfera.

La capacidad de los activos en operación y construcción de Ecoener ha alcanzado los 420 MW. De estos, el 45% se encuentran localizados en España y el 55% en el continente americano. Los activos en producción se componen de 7 centrales hidroeléctricas, 15 parques eólicos y 13 plantas fotovoltaicas. La compañía ronda los 1,5 GW en fase de desarrollo en este momento.

Compromiso ESG

El grupo Ecoener ha reforzado su compromiso social, ambiental y de buen gobierno (ESG) durante 2022. Además de la adhesión del Pacto Mundial de Naciones Unidas, publicó su primera memoria anual de sostenibilidad, que ha sido auditada por la certificadora internacional TÜV SÜD, quien ha verificado que se ha elaborado conforme a las exigencias establecidas en los estándares GRI (Global Reporting Initiative).

En el área de medio ambiente, Ecoener ha sido clave en la estrategia La Gomera 100% Sostenible para la descarbonización de la isla y es pionera en Canarias gracias a la revegetación de 32.000 metros cuadrados de terreno en los que se han plantado casi 3.000 plantas autóctonas del archipiélago.

Dentro de su programa de acción social, durante el último año, la compañía ha impulsado diversos proyectos destinados a fomentar el deporte y las actividades educativas en España, Honduras, República Dominicana o Colombia.

Más sobre Ecoener

Ecoener es el resultado de un proyecto empresarial iniciado hace más de 30 años por Luis de Valdivia, presidente y fundador, con el objetivo de promocionar y desarrollar las energías renovables en España y en otros países del mundo. El 30% del capital de Ecoener cotiza en Bolsa desde el 4 de mayo de 2021.

La salida a Bolsa supuso el respaldo de importantes grupos inversores españoles e internacionales a la estrategia de crecimiento y a la gestión de la empresa.

República Dominicana publicó su Política de Compras Verdes con la intención de promover un gobierno más sostenible. El documento y anexos ya se encuentran disponibles en la web oficial https://comprasverdes.gob.do/

Esta iniciativa encabezada por el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Dirección General de Contrataciones Públicas, persigue el objetivo de instaurar las bases de las compras verdes en el Sistema Nacional de Contrataciones Públicas y permitir la inclusión de mejores prácticas de adquisiciones, herramientas e instrumentos de gestión de las compras públicas.

En el listado de bienes priorizados por la Política de Compras Verdes se citan especialmente equipos de generación de energía. Así mismo, entre los 13 criterios de sostenibilidad medioambiental que deberán ser aplicados por las instituciones contratantes se mencionan las energías renovables encuentran su lugar entre las primeras consideraciones.

«Reducir el consumo energético o aumentar la eficiencia energética y el uso de energía renovable», reza el sexto criterio de sostenibilidad mencionado.

De esta manera, las contrataciones públicas que se realicen de ahora en más en República Dominicana darán lugar a un mayor consumo de bienes, obras y servicios con menor impacto ambiental por parte de las instituciones del Estado.

“Esta política es una forma concreta en la que el Estado Dominicano puede cumplir su responsabilidad, no sólo con un medio ambiente sano, sino también con una nueva cultura de producción y consumo sostenible que reduzca las externalidades negativas ambientales de los bienes, servicios y obras que contrata”, expresó el director general de Contrataciones Públicas, Carlos Pimentel Florenzán.

Además, se prevé que su implementación genere la dinamización de la producción responsable por parte de los proveedores del Gobierno. En tal sentido, las empresas del sector energético renovable podrán ganar mercado ofreciendo sus soluciones no solo directamente a entidades de gobierno sino también a proveedores del mismo que quieran cumplir con más criterios de sostenibilidad incorporando renovables a la fabricación de sus propios productos o cubriendo energéticamente actividades vinculadas a sus servicios.

El sector privado tendrá gran participación en la antesala de las nuevas convocatorias a contrataciones públicas. La nueva política recomienda que, ante la necesidad de contrataciones complejas como equipos sofisticados, se recurra a la publicación de «Prepliegos» permitiendo que los posibles interesados, del sector renovable o no, puedan realizar aportes y presentar innovaciones en el mercado.

Entre hoy y mañana, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicaría una actualización de los proyectos con concepto de conexión con asignación de capacidad del ciclo correspondiente al 2022; “y lo debe hacer ya que recordemos que esta información debe incluirse dentro de los estudios de conexión de las solicitudes que vienen”, indica una fuente experta del sector, consultada por Energía Estratégica.

Cabe recordar que el propio Carlos Correa-Florez, Director General de la UPME, realizó un posteo en su cuenta de LinkedIn informando que hoy vence el plazo para la emisión de conceptos de conexión de proyectos de usuarios finales al STN o STR, y de conexión de generación, cogeneración o autogeneración al SIN. Y que no se moverán los plazos.

Este medio pudo corroborar con dos fuentes del sector que efectivamente el Gobierno está entregando respuestas a los promotores. Pero aquí aparecen algunas quejas (sobre todo de los proyectos rechazados). Señalan que los conceptos están siendo escuetos en las justificaciones.

No obstante, se debe aclarar que la propia UPME advirtió en los talleres de socialización que las respuestas a los conceptos serán estándar y que no expedirán el tipo de justificaciones con la que se emitieron anteriores conceptos.

Esto se debe a que la Subdirección de Energía Eléctrica de la entidad de planeación minero energética ha estado analizando más de 800 solicitudes por más de 56.000 MW. De ellos, se presupone la asignación de una sexta parte: unos 9.000 MW.

“Ya están entregando los conceptos. Definitivamente van a cumplir porque ya lo estuvieron haciendo”, indica un empresario de las renovables consultado por este medio.

Sin embargo, la fuente comenta que se viene un nuevo desafío que será la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de proyectos. Algunos sectores están solicitando flexibilidad en cronogramas y entregas de garantías alegando que será tal la cantidad de emprendimientos que van a avanzar en construcción que se requerirá de algo más de tiempo.

Sin embargo desde el Gobierno están dispuestos a mantenerse estrictos, como cumplimiento del proceso de la Resolución 075.

¿Cómo sigue el proceso?

Con la definición de este hito del 28 de febrero, se espera la postergación de la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023.

Analistas proponen que la UPME extienda por dos meses más esa fecha (hacia fines de mayo) para que los promotores cuenten con información certera sobre cómo quedará el espectro eléctrico luego de la asignación de puntos de conexión correspondiente al 2022.

El gobierno de Río Grande do Sul publicó su estrategia estatal de hidrógeno verde con el cual prevé incrementar su PIB en aproximadamente 62000 millones de reales y más de 40000 nuevos puestos de trabajo. 

De acuerdo al estudio elaborado por la consultora McKinsey & Co, los costos de producción del H2V en Río Grande do Sul varían de 2,1 a 3,4 USD/kg, incluso considerando la entrega para el consumo; en tanto que la demanda doméstica llegaría a las 600.000 toneladas al año hacia el 2040 y el consumo máximo podría alcanzar 2.800.000 de toneladas en dicho año. 

Y entre las principales aplicaciones, se espera que dicho vector sea “clave” en el uso de las refinerías, calefacción industrial, producción de fertilizantes y el transporte por carretera, con foco en la movilidad pesada. 

“El potencial eólico y solar es más estable a lo largo del año que en otros estados del noreste, por lo que la combinación entre ambas fuentes dan una fuente de alimentación más estable que permite tener inversiones en plantas de menor capacidad con un suministro de energía más constante”, sostuvo Sergio Canova, responsable de la región sur de McKinsey & Co. 

“Cuando vemos todas las ubicaciones potenciales, se ve que el número más bajo en el estado se da mediante la configuración mixta entre proyectos on-grid y off-grid”, agregó. 

Por su parte, el gobernador de Río Grande do Sul, Eduardo Leite, manifestó que este estudio técnico permitirá que los inversionistas apuesten por el estado como una de las grandes sedes para instalar planta de generación de hidrógeno verde. 

“Este recurso abre una nueva oportunidad económica. Con el potencial de energía eólica y solar, tenemos una nueva oportunidad de generar riqueza en el estado, además de cumplir con el compromiso ambiental”, continuó. 

Y cabe recordar que de acuerdo a los últimos informes locales, el estado cuenta una matriz eléctrica renovable superior al 80% (sumó 27,6 MW durante el 2022) y se posiciona como la tercera entidad federativa con mayor capacidad instalada en generación distribuida, con 1.950,7 MW, de los cuales 1,9 GW corresponden a sistemas fotovoltaicos, seguido de las mini y micro centrales termoeléctricas (15,8 MW) y plantas hidroeléctricas (3,1 MW). 

Pero a ello se debe agregar que desde el gobierno estatal plantearon que existen “cerca de 100 GW de capacidad renovable mapeada” y locaciones “favorables” para el desarrollo de la cadena productiva del hidrógeno verde, como por ejemplo el Puerto de Río Grande, que cuenta con infraestructura y logística “aptas para su comercialización”. 

Asimismo, el reporte realizado por la consultora internacional destaca que la capacidad solar onshore teórica total instalable es de aproximadamente 100 GW. Mientras que la capacidad total eólica en tierra es de 103 GW y 108 GW en aguas jurisdiccionales del país. 

Ayer se celebró en Barcelona la Cumbre Green ICT de Huawei. Peng Song, presidente de Estrategia y Marketing TIC de Huawei, pronunció un discurso de apertura titulado «Green & Development, Choosing Not to Choose».

En ella, Peng Song señaló que se está produciendo un Big Bang de la inteligencia artificial (IA) y que esta aporta nuevas ventajas y oportunidades a los operadores.

Sin embargo, también recalcó que requiere una mejor infraestructura de TIC, debido a que el mayor ancho de banda y la mayor potencia de cálculo provocan un rápido aumento del consumo de energía de la red.

«El sector de las TIC parece enfrentarse a la difícil disyuntiva de ser ecológico o desarrollarse. Sin embargo, creemos que el sector puede optar por no elegir y, en su lugar, ser ecológico y desarrollarse simultáneamente», declaró Peng Song.

Peng Song aclaró que el desarrollo simultáneo de TIC verdes y TIC es posible si se logra el equilibrio adecuado entre eficiencia energética, utilización de energías renovables y experiencia del usuario. De hecho, en el MWC Barcelona 2023, Huawei presentará soluciones que incorporan este enfoque para allanar el camino hacia el desarrollo ecológico de las redes de infraestructuras TIC.

En términos de eficiencia energética, Huawei aboga por ampliar el enfoque de la mejora de la eficiencia energética de la red a la reducción del consumo absoluto de energía. En escenarios de carga ligera, puede emplearse tecnología de apagado multidimensional para permitir el apagado inteligente en diferentes dimensiones, como frecuencia, tiempo, canal y potencia.

Mientras tanto, en escenarios de carga ultraligera, los equipos pueden entrar en un modo de inactividad profunda. Por ejemplo, se pueden utilizar nuevos materiales y procesos para resolver los problemas de condensación y baja temperatura cuando se apaga el hardware AAU. Esto permite que el módulo de alimentación permanezca de forma independiente en modo de espera, lo que significa que el consumo de energía de la AAU durante cargas extremadamente ligeras puede reducirse de 300 W a menos de 10 W.

En cuanto a la energía renovable, la empresa aboga por una ampliación del enfoque, desde la escala de despliegue de energía verde hasta el uso eficiente de la energía renovable. Se puede pasar de políticas específicas de red a políticas específicas de emplazamiento para mejorar la precisión del despliegue de energías renovables.

Además, el tiempo necesario para la programación inteligente puede reducirse de días a minutos, maximizando así los beneficios económicos y medioambientales de las energías renovables.

Se puede obtener información multidimensional del emplazamiento, como la meteorología, el precio de la electricidad, el estado de la batería y el volumen de servicio, y los algoritmos de programación inteligente pueden maximizar la eficiencia de la generación de energía y la disponibilidad de energía en función de la carga, minimizando al mismo tiempo el coste total de la energía.

Respecto a la experiencia del usuario, Huawei propone que la atención ya no se centre únicamente en el ahorro energético de la red y la garantía de los KPI, sino que se amplíe a la garantía de la experiencia del usuario.

Se pueden adoptar políticas óptimas de ahorro de energía en función de los distintos escenarios de red. En escenarios de bajo tráfico, los KPI básicos de la red se garantizan para maximizar el ahorro de energía, mientras que la experiencia del usuario se garantiza en escenarios de alto tráfico.

Los enfoques basados en la experiencia se están convirtiendo en enfoques basados en los datos, lo que permite generar políticas de ahorro energético en cuestión de minutos y ofrecer políticas de optimización en milisegundos.

En este sentido, Peng Song subrayó que Huawei actualiza iterativamente sus soluciones ecológicas de acuerdo con su convicción en el potencial de las tres áreas mencionadas, y ha lanzado la solución Huawei Green 1-2-3.

Dentro de esta solución, «1» se refiere a un índice para la construcción de redes ecológicas; «2» se refiere al enfoque en dos escenarios: alta eficiencia energética y consumo de energía ultrabajo; y «3» se refiere a una solución sistemática de tres capas que abarca emplazamientos, redes y operaciones. Así, concluyó su discurso destacando la voluntad de Huawei de trabajar con operadores de todo el mundo para lograr un equilibrio entre la ecología y el desarrollo, con el fin de acelerar el desarrollo de las TIC ecológicas.

El MWC Barcelona 2023 se celebrará del 27 de febrero al 2 de marzo en Barcelona, España. Huawei mostrará sus productos y soluciones en el stand 1H50 del pabellón 1 de Fira Gran Via. Junto con operadores globales, profesionales de la industria y líderes de opinión, profundizaremos en temas como el éxito empresarial de la 5G, las oportunidades de la 5.5G, el desarrollo verde, la transformación digital y nuestra visión de utilizar el modelo empresarial GUIDE para sentar las bases de la 5.5G y aprovechar el éxito de la 5G para lograr una prosperidad aún mayor. Para más información, visite: https://carrier.huawei.com/en/events/mwc2023.

El balance de resultados de Enel Colombia del año 2022, permitió que la Compañía ejecutara un plan de inversiones por más de $2.89 billones de pesos, concentrado en tres pilares estratégicos: la descarbonización de la economía, la electrificación de la demanda y el consumo, así como la mejora de la confiabilidad y la calidad del servicio.

El enfoque estuvo encaminado al desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, al fortalecimiento de la infraestructura eléctrica en Bogotá y Cundinamarca mediante la construcción de más subestaciones, y la apuesta por el desarrollo de productos y servicios para nuevos usos de la energía como la movilidad eléctrica.

Asimismo, la consolidación de la operación de cuatro países: Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica, tras cerrar la fusión en marzo de 2022, favoreció los resultados que le permitieron alcanzar a Enel Colombia un EBITDA consolidado de 6.3 billones de pesos y una utilidad neta consolidada de 3 billones[1] de pesos.

La Compañía también fue declarada por el Grupo Enel como uno de los seis países pilar para el desarrollo de su plan de inversión entre 2023-2025; debido a esto, Enel Américas realizó en 2022 una inyección de capital de 1.5 billones de pesos.

“2022 fue un año muy positivo en el que tuvimos la oportunidad de robustecer y consolidar la nueva Enel Colombia, con la que establecimos una visión y estrategia de largo plazo hacia la transición energética para impulsar la electrificación, la descarbonización y la sostenibilidad del sector, aumentando la apuesta por el desarrollo de las energías renovables no convencionales. Hoy, los resultados financieros nos permiten fortalecer el compromiso con el sector y el país”, aseguró Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia y Centroamérica.

Además, el ejecutivo aseguró que “Nuestro propósito como compañía seguirá enfocado en la ejecución de inversiones para construir proyectos de generación de energía con fuentes no convencionales; desarrollar, modernizar y mantener la infraestructura eléctrica de distribución de energía, promover soluciones que apalanquen ciudades más sostenibles al mismo tiempo que aportamos a las comunidades y al entorno, , y al desarrollo de la transición energética de los países, a través de proyectos de valor compartido en las regiones donde tenemos presencia, la generación de empleo y la inyección de recursos a los territorios a  través de impuestos, transferencias de ley y dividendos a los accionistas, principalmente al Distrito Capital”.

La Compañía pagó dividendos a sus accionistas por un total de 3.5 billones de pesos, el más alto en su historia. Asimismo, contribuyó con el pago de impuestos por $2.1 billones de pesos y tiene proyectado pagar en 2023 $1.38 billones de pesos de impuesto de renta.

Conscientes de la importancia de impulsar más proyectos sostenibles, se cerraron financiaciones por más de un billón de pesos en distintas líneas de crédito sostenible, una de ellas vinculada a indicadores de sostenibilidad, donde Enel Colombia asumió dos compromisos: i. llevar energía a más de 3.000 nuevos clientes rurales veredales, enmarcados en el programa Cundinamarca al 100%, y ii. aumentar la capacidad instalada de generación de energía renovable y disminuir la de generación térmica.

Así mismo, en 2022, Enel Colombia se acogió a las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional, en el  marco del desarrollo del Pacto por la Justicia Tarifaria, que involucró la aplicación de un nuevo mecanismo de indexación, así como la renegociación de contratos de compra venta de energía entre otros,  para el período 2022 – 2023 que permitieron encontrar alivios para los usuarios de este servicio público esencial, al mismo tiempo que continuar con los planes de inversión. Es importante destacar que, pese al comportamiento inflacionario y las disposiciones de Ley como la integración de las áreas de distribución de Tolima al área de distribución Oriente a la que pertenece Bogotá y Cundinamarca, las tarifas de Enel Colombia siguen siendo unas de las más competitivas del mercado en Colombia, y unas de las más bajas a nivel nacional.

“El cambio climático y la transición energética son un gran reto para el país y requieren de un trabajo arduo y constante. Para que todos los proyectos de la cadena de valor de la energía eléctrica sean una realidad, debemos trabajar articuladamente con los gobiernos Nacional, Regional y local para sortear los distintos desafíos que tenemos en el desarrollo de infraestructura eléctrica como los atrasos en el transporte de la energía, no solo en La Guajira sino por ejemplo en la Sabana Norte de Bogotá. Tenemos que construir más sinergias con todas las comunidades donde estamos presentes para garantizar que podamos convivir, siendo actores fundamentales para fortalecer su progreso, bajo principios de respeto cultural, cumplimiento normativo y diálogo constante haciendo ver el valor de nuestra presencia en los territorios” aseguró Rubio Díaz.

Resultados financieros 2022

Los resultados financieros que se presentan a continuación tienen como fecha de cierre el mes de diciembre de 2022 y corresponden a las cifras consolidadas de Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica luego de la materialización de la fusión de Emgesa S.A. E.S.P., Codensa S.A. E.S.P., Enel Green Power Colombia S.A.S. E.S.P. y Essa2 SpA[2], que se dio el 1 de marzo de 2022.

Es importante destacar que se presentan variaciones representativas en las cifras comparativas entre 2021 y 2022, ya que la información de 2021 corresponde solo a los estados financieros consolidados de Emgesa.

 
2022**
2021*
VARIACIÓN %

Millones de pesos (COP)
 
 
 

INGRESOS OPERACIONALES
12.223.883
4.726.682
+158,6%

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN
7.254.187
3.196.618
+126,9%

EBITDA
6.327.708
2.956.015
+114,1%

EBIT
5.087.101
2.703.888
+88,1%

UTILIDAD NETA
2.960.779
1.712.321
+72,9%

DEUDA FINANCIERA NETA (1)
6.184.718
2.149.816
+187,7%

INVERSIONES
2.896.777
228.694
+1.166,6%

* 2021 corresponde a los resultados Consolidados de Emgesa antes de la fusión, (enero a diciembre de 2021).
** 2022 corresponde a los resultados de doce meses (enero-diciembre) del negocio de generación y diez meses (marzo – diciembre) del negocio de distribución (Codensa), Enel Green Power Colombia, y las filiales de Centroamérica.

Deuda financiera corto plazo + Deuda financiera Largo Plazo – Efectivo y otros activos financieros (consolidada)

Al cierre de diciembre de 2022, el EBITDA consolidado alcanzó $6.3 billones de pesos, explicado principalmente por el comportamiento positivo del margen de contribución teniendo en cuenta la consolidación de las actividades de distribución y energías renovables, producto de la fusión. Adicionalmente, se suman factores como:

Incremento en la demanda de energía en el área de influencia que reportó un crecimiento del 2,9% durante 2022 respecto a 2021, como resultado de la recuperación económica principalmente en el segmento industrial y comercial.
Indexación de la tarifa de energía siguiendo los lineamientos de la regulación vigente y las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional (“Pacto por la Justicia Tarifaria”).
Mayores ingresos por remuneración de la actividad de distribución, como resultado de la ejecución del plan de inversiones, con el que se incorporaron nuevos activos a la base regulatoria, enfocados al mantenimiento de la infraestructura para mejorar la calidad del servicio, atender la demanda y generar nuevos desarrollos para tener una red eléctrica más resiliente y confiable.
Durante el año 2022, se presentaron altos aportes hídricos, que permitieron una mayor generación durante el año. Adicionalmente, hubo un mayor volumen de contratos, especialmente en el mercado no regulado.
Mayores ingresos en productos de valor agregado, con la consolidación de seis patios de recarga para buses eléctricos respecto a cuatro que se tenían el año anterior, aportando a la movilidad eléctrica y a la transición energética del País.

Por otro lado, los costos fijos ascendieron a $926.479 millones de pesos, efecto de la incorporación de las líneas de distribución y energías renovables a partir de la fusión, así como el incremento de los gastos de personal, consecuencia del aumento en el salario mínimo y en el Índice de Precios al Consumidor respecto al mismo periodo de 2021.

Las depreciaciones y amortizaciones cerraron en $859.900 millones de pesos, por efecto de la fusión y el robusto plan de inversiones que desarrolla la Compañía y sus filiales. Adicionalmente, las pérdidas por deterioro alcanzaron $380.707 millones de pesos, explicado principalmente por la provisión por deterioro asociada con la Central de generación térmica Cartagena por $283.000 millones de pesos en línea con la estrategia de transición energética definida por la Compañía.

La utilidad neta consolidada de Enel Colombia se ubicó en $2.96 billones de pesos. El resultado refleja la dinámica positiva de las actividades de generación y distribución, efecto que es compensado por:

El aumento del gasto financiero, resultado de un mayor saldo promedio de la deuda frente al 2021, producto de las mayores necesidades de financiación que apalancan el ambicioso plan de inversiones de la Compañía, y el incremento en los índices de referencia IBR e IPC, a los cuales se encuentran indexados el 45% y el 32% de la deuda respectivamente.
Mayor gasto por efecto del incremento de la tarifa nominal sobre el impuesto de renta en cuatro puntos porcentuales al 35% frente al 2021.

Por su parte, las filiales de Centroamérica alcanzaron una utilidad neta de $414 mil millones de pesos, equivalente a un 13,9% de la utilidad neta total de la Compañía.

Durante 2022, Enel Colombia realizó inversiones por $2.89 billones de pesos enfocadas principalmente en:

Darle continuidad a la construcción de seis proyectos de energías renovables, de los cuales cuatro están en Colombia: La Loma (César), Windpeshi (La Guajira), Guayepo (Atlántico) y Fundación (Magdalena) y dos proyectos en Panamá: Madre Vieja y Baco, que suministrarán más de 1000 MW al sistema y contribuirán a la descarbonización de la matriz energética en la región.
Robustecer las redes de distribución orientadas a garantizar la atención de la demanda, integrar las fuentes de generación renovable y soportar la masificación de la movilidad eléctrica en el marco de la transición energética. Se destaca el inicio de operación por primera vez en un mismo año de cuatro subestaciones: Terminal, Barzalosa, Calle Primera y Rio, hito que marca un récord histórico en materia de construcción y que aportará a la calidad del servicio, atención a la demanda y apalancará proyectos que masifiquen la movilidad eléctrica.
Realizar mantenimientos programados de las centrales hidráulicas y térmicas para asegurar la continuidad en la generación de energía y garantizar la confiabilidad del parque generador a futuro.
Implementar un plan de mantenimiento y modernización de la red de distribución enfocado en la reposición de los activos que cumplen su vida útil, así como en el mejoramiento de los sistemas técnicos y la implementación de nuevas tecnologías.
Brindar confort y tecnología de vanguardia al equipo de trabajo al remodelar y adecuar las oficinas corporativas en Colombia y Centroamérica.

Con corte al mes de diciembre de 2022 la Compañía ha contribuido con el pago de impuestos por valor de $2.1 billones de pesos, de los cuales $1.8 billones corresponden a impuestos soportados y $315.233 millones de pesos a impuestos recaudados de terceros. Por otro lado, se tiene proyectado y provisionado el pago del impuesto de renta para 2023 que asciende a $1.38 billones de pesos.

Al cierre de diciembre de 2022, la Deuda Financiera Neta consolidada alcanzó los $6.2 billones de pesos, por efecto de la fusión y nuevas tomas destinadas a la ejecución del plan de inversiones de la Compañía.

Adicionalmente, de acuerdo con los compromisos establecidos en el nuevo Acuerdo Marco de Inversión entre Enel Américas y Grupo Energía Bogotá, en 2022 Enel Américas inyectó capital por $1.5 billones de pesos en pagos de cuatro cuotas iguales de $378.500 millones de pesos, en los meses de enero, abril, agosto y diciembre. El pago de enero fue entregado a Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, previo al perfeccionamiento del acuerdo de la fusión.

Asimismo, durante el cuarto trimestre de 2022, la Superintendencia Financiera aprobó la Adenda Integral al prospecto del Programa de Emisión y Colocación de Enel Colombia, que incluye la habilitación de instrumentos sostenibles que permitirán movilizar recursos hacia actividades que incorporan criterios ESG (Environmental, Social, Governance, por sus siglas en inglés) impulsando la estrategia de descarbonización y electrificación.

Finalmente, durante 2022 Enel Colombia realizó el pago histórico de dividendos a sus accionistas por $3.5 billones de pesos, de los cuales $1.0 billón corresponde a utilidades retenidas del periodo 2016-2020, y $2.5 billones corresponden a utilidades del ejercicio 2021, en línea con lo aprobado por la Asamblea General de Accionistas celebrada en el mes de marzo de 2022.

Asimismo, Enel Colombia recibió dividendos desde Guatemala y Panamá por $226.000 millones de pesos y $209.000 millones de pesos, respectivamente.

[1] La Utilidad Neta reportada a lo largo del informe incluye participaciones de sociedades no controladas

[2] Los resultados incluyen el desempeño de la antigua Emgesa, sociedad absorbente, para el período enero-diciembre junto con el resultado de su filial directa Sociedad Portuaria Central Cartagena y a partir de marzo se integran los resultados de Distribución (antes Codensa), Enel Green Power (antes EGP Colombia S.A.S) y las sociedades de Costa Rica, Panamá y Guatemala.

El resultado de enero y febrero acumulado de Codensa, EGP Colombia y ESSA2 se registró en el patrimonio.

Con una destacada trayectoria profesional de más de 30 años, Andrés Rebolledo Smitmans ejerció diversos cargos técnicos de liderazgo y responsabilidad política en ámbitos del sector energético, de las relaciones económicas internacionales y organismos multilaterales.

Fue elegido como Secretario Ejecutivo de Olade para el período 2023-2025, cargo electo en la LII Reunión de Ministros de Energía de América Latina y el Caribe, realizada en diciembre de 2022, y en cumplimiento de lo establecido en el Convenio de Lima.

Sucederá en el cargo al ingeniero uruguayo Alfonso Blanco, quien se desempeñó como Secretario Ejecutivo por dos períodos consecutivos.

Principales tareas

Las principales tareas de la nueva gestión estarán centradas en multiplicar la cooperación entre los países de América Latina y el Caribe, apoyar los proyectos de integración energética en la región, establecer un diálogo institucional con el sector privado y fortalecer la estructura de la organización, entre otras.

En la visión del nuevo Secretario Ejecutivo, Olade está llamada a desempeñar un rol clave en impulsar y articular el diálogo regional sobre transiciones energéticas, al mismo tiempo que es portadora de la voz de la región en el debate global sobre las materias energéticas.

La próxima gestión de la Secretaría de OLADE conducirá al organismo a través del 50 aniversario de su creación, redoblando las tareas de acompañamiento técnico a los Países Miembros para explorar líneas de gestión que avancen en la complementariedad y generación de eficiencias.

Se trabajará en ejes estratégicos como Complementariedad Energética e Integración Regional; Cooperación Técnica; Seguridad, Acceso y Equidad Energética; Transiciones Energéticas, Carbono Neutralidad, Innovación, Cambios Tecnológicos y Nuevos Energéticos, entre otros.

Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo (2023-2025)

Economista de la Universidad de Chile, Andrés Rebolledo Smitmans se desempeñó como Ministro de Energía de Chile en el período 2016-2018 y como Presidente de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile.

También ejerció el cargo de Viceministro de Relaciones Económicas Internacionales de Chile, Embajador en Uruguay, Representante ante la ALADI y consultor en el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros organismos.

Durante su gestión como Ministro implementó una importante transformación del sector energético chileno con la incorporación masiva de energías renovables no convencionales que impulsaron una matriz energética más limpia y un sector más eficiente y competitivo.

Esta transformación se realizó en el marco de un proceso de participación de todos los actores relevantes del sector, lo que además permitió desarrollar un marco regulatorio para promover la electromovilidad e introducir tecnologías y energéticos nuevos como el hidrógeno verde.

En el ámbito académico ha desarrollado labores de docencia en diversas Universidades de su país, especialmente en programas de postgrado y ejerció como Decano de la Facultad de Administración y Negocios de la Universidad SEK de Chile durante el período 2020-2022.

Transmisión en vivo

Invitamos a nuestra audiencia a seguir en vivo este importante evento de posesión del Secretario Ejecutivo de Olade en nuestro canal de YouTube  CLICK AQUÍ

A raíz de un artículo publicado por Energía Estratégica del pasado 24 de febrero, titulado: “ANES ve con buenos ojos el Plan Sonora, pero advierte muchos asegunes” (ya rectificado), en el cual un exintegrante de la Asociación fue entrevistado y acreditado como miembro del Consejo Directivo de nuestra asociación.

Nos gustaría dejar en claro que esta persona ya no es miembro de nuestro consejo, por lo tanto, cualquier declaración hecha en la entrevista no representa la posición oficial de ANES.

Queremos enfatizar que ANES se toma muy en serio la precisión y la transparencia en todas nuestras comunicaciones con los medios de comunicación y el público en general. Por lo tanto, esperamos que en el futuro se tenga en cuenta esta información y se eviten malentendidos similares.

Agradeceremos que esta aclaración sea publicada como respuesta a nuestro derecho de réplica y
esperamos seguir trabajando juntos en el futuro.

Atentamente
XXII Consejo Directivo

Asociación Nacional de Energía Solar (ANES)

2022-2024

La Superintendencia de Electricidad anunció que este año darán un gran salto en la regulación para la incorporación de almacenamiento energético que complemente el despliegue de nuevos proyectos de energías renovables.

“Estamos estudiando los modelos de compensación para servicios auxiliares que el almacenamiento podría dar en la red, llámese regulación de frecuencia, regulación de armónicos y demás”, adelantó Andrés Astacio, superintendente de electricidad de la República Dominicana.

A la par, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones el pasado lunes 20 de febrero destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS. (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023)

Aquello no sería todo. Además desde la Superintendencia estarían analizando cuál sería el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución, cuáles serían los incentivos para brindar a los proyectos y si es preciso exigir un porcentaje de almacenamiento mínimo a nueva capacidad renovable a instalar.

“A través de estos modelos competitivos estaríamos viendo cuáles serían las mejores formulaciones que el mercado nos da para el almacenamiento horario asociado a parques renovables”, indicó el superintendente Astacio. 

Y es que, siguiendo con el análisis de Astacio, no depender de combustibles fósiles sería crucial.

“Nuestro gran interés de impulsar la instalación de nuevas centrales renovables y de introducir nuevas tecnologías que nos permitan complementar esta avalancha de renovables es compatibilizarlas con un sistema insular resiliente”, justificó.

De allí valoró como necesario el despliegue de proyectos “híbridos” que garanticen la resiliencia del sistema y una mayor autonomía energética al aumentar renovables y almacenamiento, mientras se disminuye su dependencia a la importación de combustibles fósiles.

Tomando como ejemplo el mercado puertorriqueño, el regulador estaría advirtiendo como necesario que las nuevas generadoras renovables vengan asociadas a determinada capacidad de almacenamiento que permita al operador del sistema tener más holgura en el arbitraje de inyecciones a la red y decidir cuándo aportar a los picos de demanda firme.

Un punto adicional que se analiza junto a empresas de distribución y transmisión es  la incorporación de almacenamiento para la sustitución de obras eléctricas y mejoras en la calidad del servicio.

“Una de las cosas que estamos analizando es qué es mejor en determinados momentos, si hacer la repotenciación de una subestación que presenta esporádicas sobrecargas, o simplemente anexar un componente de almacenamiento que sirva de descargo de la sobrecarga y de reinyección a la red, que a su vez serviría como elemento de compensación ante cualquier fluctuación en el sistema”.

El quehacer de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) vinculado a la aplicación de la Ley de Energía Eléctrica 404/2013 se ha mantenido tras la aprobación de 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.

Entre las competencias de la CREE, el crear normativas para la maduración del sector continúa siendo estandarte para esta entidad pública y, en el último tiempo, sus comisionados han trabajado en nuevas propuestas.

Tal es el caso de la norma de autoproductores -recientemente publicada-, la normativa para potencia firme -que ya ha superado la instancia de consulta pública- y otras adicionales que ya están planificadas para este año.

Entre ellas, el Dr. Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, dijo que se centrarán en las necesidades del mercado para brindar mayor confiabilidad al sistema y evitar pérdidas.

“Este año vamos a redactar la normativa para proyectos de energía intermitente con baterías”, reveló el comisionado Flores.

Y continuó: “el país tiene mucho vacío regulatorio que nosotros estamos tratando de llenar (…) y tenemos que rehacer muchas cosas para poder darle estabilidad desde el punto operativo a la red”.

Una de las variables que condiciona la apuesta por determinada alternativa de generación y almacenamiento energético a implementar es la parte económica. Al respecto, declaró que están estudiando los costos de estas tecnologías para tomar las mejores decisiones desde la normativa.

“Se le han dado muchos incentivos a la oferta, como por ejemplo 10 años de exoneraciones fiscales a lo renovables, más el sobreprecio que se le ha dado por ser limpias. Entonces hay incentivos, que si bien es cierto nos han proporcionado más energía renovable, han sido renovables caras”.

En tal sentido valoró que la renegociación de contratos que ha impulsado la actual administración permitiría un sinceramiento de precios en el sector energético que podría repercutir en mejores precios para nuevos proyectos.

“Desde el punto de vista económico nos ha salido una mala inversión. Pero en cuanto a la renegociación de los contratos, han habido solares que han pasado de los 15 centavos a los 11 centavos y eso va a impactar en la tarifa y en el resto del sector”.

“Desde el punto de vista operativo como bien sabes esta tecnología es intermitente. Aquí, en Honduras ha generado problemas de huecos de tensión que incluso han arrastrado problemas de colapso de la red al resto de Centroamérica, porque estamos interconectados con otros países de la región. Entonces estos problemas de operación e inestabilidad en la red deben ser atendidos a la brevedad y se pueden resolver con potencia firme que se contratará en la nueva licitación de 450 MW y/o con la incorporación de almacenamiento energético bien regulado”.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) actualizó el cronograma de la licitación nacional e internacional de renovables y almacenamiento de energía, denominada RenMDI. 

Tras las solicitudes de diversos actores del sector energético de Argentina, dado que la convocatoria se publicó casi 10 días hábiles después de la fecha prevista, CAMMESA brindó una prórroga para todo el proceso y finalmente la presentación de ofertas ya no será el 15 de marzo sino que los interesados tendrán tiempo hasta el 27 de abril. 

“El cronograma salió vencido, lo que generó inquietud y preocupación entre los posibles oferentes de la licitación, sobre todo teniendo en cuenta que hay muchas PyMEs interesadas en participar porque son proyectos pequeños a lo largo de todo el país”, sostuvo Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en conversación con Energía Estratégica.

“Celebramos que hayan contestado positivamente. De hecho desde CADER pedimos al menos 22 días hábiles y las autoridades dieron 45 días. Se dieron cuenta que salió con muy poco tiempo para la cantidad de documentación que hay que presentar y es valorable y razonable esta decisión”, complementó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar fotovoltaica de CADER. 

El período de consultas estará abierto hasta el 9 de marzo, en tanto que la apertura de sobres A se llevará a cabo el mismo 27 de abril y los mismos estarán en evaluación hasta el 14 de junio. 

Además, la publicación por parte de CAMMESA de calificación de ofertas sobre A se realizará el martes 20 de junio y la apertura y evaluación de ofertas sobre “B” se hará dos días más tarde, el 22 de junio. Mientras que la adjudicación se concretará el jueves 6 de julio y la firma de contratos está prevista entre el 11 de julio y el 2 de noviembre. 

Las inquietudes del sector

Desde la Cámara Argentina de Energías Renovables plantearon una serie de cuestiones a tener en cuenta y resolver en el corto plazo. Desde la necesidad de precisar el formato de la nota de conformidad de los transportistas o distribuidores, “que es una de las dos causas de exclusión de oferta” según explicó Álvarez; hasta la el tope existente para la potencia asignable. 

“Está muy limitados el número para la bioenergía, con todo lo que significa la economía circular. Por lo que es un tema a comunicar a las autoridades, ya que el país está condiciones de hacer más de 10 proyectos bioenergéticos detallados en el pliego”, manifestó Alfonsín. 

“Y de igual manera me pregunto qué pasa si una empresa desea hacer 15 MW en otra zona, como Ushuaia. Hay mucha más necesidad que los 650 MW estipulados, por lo que, si no se escapa el precio, creo que esto puede abrir las puertas a más licitaciones y sí será importante para seguir tras los pasos de los objetivos planteados Ley N° 27191”, concluyó. 

A pesar de las demoras en el otorgamiento de permisos de proyectos renovables en México, las empresas cada vez buscan con más frecuencia volcarse a la generación distribuida, un nicho más que prometedor en el país.

Luxun nació en 2018 para suplir esta demanda y su crecimiento ha sido exponencial. Además de permitir a la sociedad fomentar el futuro sustentable, financian sistemas de paneles solares a empresas, sin que estas tengan que invertir capital.

En diálogo con Energía Estratégica, Diego Ayala Maldonado, CO, director general de Luxun, destaca: “Nuestros PPAs (Power Purchase Agreement), son flexibles porque los amoldamos a las necesidades de cada cliente. Nuestro capital viene del extranjero por lo cual es bastante más competitivo contra el capital privado que se encuentra hoy en día en México”.

Según el especialista, la gran oportunidad está en el financiamiento de la generación distribuida para los clientes finales. 

“Al día de hoy, únicamente entre el 5 al 10% de los proyectos de generación distribuida son financiados, el resto ha sido inversión por parte del cliente final. Por eso, ya existen varias empresas que han captado inversión por parte de empresas extranjeras para impulsar el crecimiento del sector”, justifica.

En total ofrecen tres tipos de financiamiento con cero inversión; arrendamiento que incluye pago mensual fijo sin afectar el balance financiero; PPAs, contrato de compra venta donde se paga solo por la energía generada (ahorro garantizado vs. tarifas CFE); y Crédito Simple depreciación fiscal acelerada y ahorro garantizado.

Además, cuenta con una plataforma única en el mercado que utiliza Inteligencia Artificial (IA) y Machine Learning para medir, analizar y optimizar el rendimiento energético de tu sistema fotovoltaico. 

Asimismo, brinda la posibilidad a sus clientes de ver en tiempo real sus consumos energéticos para que tengan total control sobre sus ahorros.

Las oportunidades de apostar en proyectos de autoconsumo

De acuerdo a Ayala, el mercado solicita cada vez más sistemas de almacenamiento en generación distribuida.

“En los últimos 4 años, es impresionante lo que ha aumentado la demanda de proyectos de autoconsumo. Cada vez hay más clientes obligados a incorporar fuentes de energías renovables. Existen muchas empresas que le venden a conglomerados globales”, asegura. 

“La detención de nuevas interconexiones de grandes centrales fotovoltaicas al sistema eléctrico nacional ha posicionado a la generación distribuida como el ganador de la transición energética. Eso nos ha brindado muchas oportunidades con industrias grandes”, agrega.

Por otro lado, expresa: “También el abasto aislado va a tener un gran crecimiento este año. En los últimos 5 meses se han comenzado a dar permisos para la construcción de este tipo de sistemas. Aquí, entran en juego empresas grandes por medio de PPAs”.

En este sentido, habla de la oportunidad de generar energía de manera aislada a la red de transmisión: “La gran barrera de generación distribuida siempre ha sido que únicamente podemos instalar medio mega en corrientes alternas y con abasto aislado hablamos de proyectos de 3 o 4 megas”.

Dificultades por el marco regulatorio

Las regulaciones en cuanto a las disposiciones de carácter administrativo generales de todas las centrales de hasta 500 kW están cambiando y México está transitando tiempos de incertidumbre.

“El cambio de net metering a net billing puede afectar al sector en el corto y mediano plazo. Todo el excedente de la red va a ser contabilizado de una manera diferente lo cual va a impactar en la rentabilidad de los proyectos. Esto genera incertidumbre: necesitamos tener en claro las reglas del juego”, enfatiza.

Cabe recordar que el modelo de Net Metering permite a los usuarios finales compensar el gasto de electricidad utilizando la producción o generación interna de energía, muy similar al Net Billing. Su diferencia radica en cómo se “factura” el gasto energético.

En el caso del Net Metering, tanto el consumo como la generación eléctrica se registran y facturan por separado. Como resultado, a los clientes se les cobra su precio energético completo por kWh cuando usan energía de la red, pero se les compensa con la misma tarifa por la energía que es aportada a la red.

A diferencia, en la modalidad del Net Billing a los usuarios se les cobra en función de su uso neto de kWh al final de cada ciclo de facturación.

Además, advierte otra dificultad: “Nos preocupa el sector energético a mediano plazo porque no están brindando permisos para generadores. México no está pudiendo invitar a nuevas empresas a invertir. Es muy frustrante llegar con toda la documentación y te lo rechacen” .

Aspectos positivos de los últimos cambios en las regulaciones

No obstante, el director general de Luxun no cree que todas las modificaciones en las disposiciones administrativas de carácter general fueron perjudiciales para el sector. De lo contrario, destaca a varias como grandes victorias para la industria en generación distribuida.

“Apoyamos estas disposiciones administrativas de carácter general. Llevaban 5 años sin publicarse y la industria ha mejorado muchísimo. Por ejemplo, es muy bueno que se exija la profesionalización de la generación distribuida. También están demandando mayor calidad en las instalaciones”.

A su vez, señala: “Ya por fin aclararon el límite de capacidad para generación distribuida. Antes no estaba claro si era en energía alterna, lo cual es muy beneficioso para nosotros porque podemos incrementar un poco la potencia en en celdas fotovoltaicas por instalación”.

Paralelamente, Ayala aprueba las nuevas reglas en torno al almacenamiento, una de las grandes tendencias que habrá en los próximos cuatro años.

“Ya no consideran el almacenamiento como una potencia adicional en el momento de la interconexión sino como un almacenador de la energía. Eso ya lo veníamos esperando desde hace tiempo”, confiesa.

Acerca de Luxun

La empresa impulsada por jóvenes innovadores tiene una gran cobertura nacional: tiene instalaciones solares alrededor de toda la República Mexicana.

“Contamos con clientes importantes que cotizan en la bolsa mexicana de valores. Estamos muy contentos porque vemos un gran mercado en México. Tenemos el objetivo de expandir LUXUN para poder seguir impulsando este modelo hacia las energías del futuro en Latinoamérica”, revela Ayala.

Además, la firma busca que los negocios se encuentren alineados a los criterios de ESG (Gobierno Ambiental, Social y Corporativo) con el objetivo de impulsar el futuro sustentable. 

De esta forma, ofrece Inteligencia Artificial y Machine Learning, KPIs y Reportes de Energía en Tiempo Real, Generación de Resultados Altamente Precisos y Diseño Intuitivo (UX), Flexible y Amigable.

Genneia, la compañía líder en generación de energías limpias en Argentina, anunció la obtención de un nuevo financiamiento corporativo por 85 millones de dólares a un plazo de 10 años. El destino de los fondos será la construcción de sus nuevos proyectos de energía renovable: el proyecto solar Tocota III y el proyecto eólico La Elbita.

FMO -el banco de desarrollo de los Países Bajos- y FinDev -el banco de desarrollo canadiense- serán los otorgantes del préstamo.  Luego de un amplio y exhaustivo análisis ambiental, social y de gobernanza (ESG, según sus siglas en inglés), ambas instituciones han decidido apoyar estos proyectos de energía renovable al estar alineados a sus mandatos de promoción del desarrollo sostenible.

Este financiamiento es el cuarto otorgado por FMO a Genneia con el objetivo de continuar desarrollando el sector de energías renovables en Argentina. FMO ya había apoyado a Genneia en los años 2018 y 2019 para el desarrollo de los proyectos eólicos Villalonga I, Chubut Norte I y Vientos de Necochea. Asimismo, este nuevo financiamiento representa el primer préstamo de FinDev Canadá en Argentina y el primer financiamiento otorgado a una empresa de energía renovable a nivel global. FinDev Canadá fue creada en 2018 con el propósito de promover el desarrollo sostenible en los países en vías de desarrollo.

El financiamiento internacional, con el apoyo de FMO y FinDev, es un aporte de Genneia a la sustentabilidad del sector, ya que permite compensar el impacto de la demanda de divisas requeridas para la importación de componentes en un año tan complejo.

Carlos Palazón, CFO de Genneia indicó que: “la exitosa trayectoria de Genneia en la ejecución de proyectos renovables y su solidez crediticia nos permiten obtener financiamiento internacional a largo plazo. Este acuerdo forma parte de nuestra estrategia para Tocota III y La Elbita, y reafirma el liderazgo de Genneia en la ejecución de financiamiento con bancos de desarrollo en Argentina, quienes nos han brindado apoyo a muy largo plazo por más de US$530 millones desde el año 2018.”

En tanto, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, expresó que “nos enorgullece que instituciones como FMO y FinDev sigan apoyando nuestros proyectos enfocados en la transición energética, invirtiendo en energía eólica y solar”.

El Proyecto Solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada se emplaza en un terreno de 300 hectáreas, ubicado 65 km al Norte de la localidad de Calingasta, provincia de San Juan. El sitio cuenta con capacidad de evacuación a la red eléctrica e irradiación global horizontal de un valor considerable, inmejorables condiciones para la construcción de un proyecto de este tipo.

A su vez, el Parque Eólico La Elbita (162 MW) estará ubicado en un terreno de 1.464 hectáreas, ubicado aproximadamente 50 km al sur de la ciudad de Tandil y contará con 36 aerogeneradores de última generación. Ambos proyectos estarán destinados a satisfacer la demanda de energía de grandes usuarios industriales, en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables.

De este modo, Genneia superará 1 GW de capacidad instalada, un hito que será alcanzado por primera vez en nuestro país.

Gracias al compromiso con el mercado renovable, Genneia continúa posicionándose como la empresa número uno, generando durante el 2022 el 20% de la energía solar y eólica del país. De esta manera, Genneia sigue liderando el sector con nuevos proyectos, las emisiones de bonos verdes, la generación de bonos de carbono, y debido a su demostrada solidez y confianza, ahora encabeza el regreso del financiamiento de la banca de desarrollo internacional a Argentina.

Goesgreen, empresa líder del sector energético, continúa ampliando su oferta para el mercado eléctrico de Argentina.  

En este año 2023, uno de sus objetivos estratégicos es enfocarse en el desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica a partir de tecnología solar fotovoltaica y almacenamiento.

Es por ello que abre una convocatoria especial para propietarios que deseen disponer sus tierras para la instalación de emprendimientos sostenibles.   

Con esta iniciativa, ejecutivos de Goesgreen reafirman su apuesta por el país abriendo oportunidades de negocios en distintas provincias. 

“Buscamos aliados que estén interesados en obtener un beneficio a partir del aprovechamiento productivo de sus tierras, desde la visión de un mercado de energía estable a largo plazo, realizando un aporte con el desarrollo de energías renovables en la región”, señaló Gustavo Zilber, ejecutivo de Goesgreen.  

Se invita a aplicar a dueños directos de terrenos registrados por la autoridad competente de su jurisdicción, que cuenten con escrituras y documentación asociada en orden y cumplimiento a las disposiciones legales. 

Según precisó el ejecutivo de Goesgreen, la situación ideal para esta actividad, pero no limitante para los terrenos a estudiar, es que estén ubicados en las cercanías de redes eléctricas públicas de media o alta tensión, que cuenten con algún tipo de acceso terrestre y cercanía a comunidades para favorecer la logística de los servicios.  

Como es preciso asegurar en el orden de 2 hectáreas por cada megavatio de potencia a instalar, un requisito (no excluyente) es contar con terrenos horizontales de entre 5 a 400 ha. 

Las expresiones de interés podrán enviarse a info@goesgreen.com.ar consignando datos generales del propietario para ser contactado, así como ubicación y dimensiones terreno. 

Sorcia Minerals, que recientemente anunció una inversión de 350 millones de dólares para la construcción de una planta de tratamiento de litio en Europa, ahora cierra esta alianza con Sinolithium Materials, empresas que aportará la tecnología química necesaria para que el producto final de estos procesos sea un hidróxido de litio de alta gama.

Con esto, ambas compañías lanzan un plan de construcción de varias plantas de tratamiento de litio, que además de Europa, planean instalar en Chile y Argentina.

Daniel Layton, CEO de Sorcia Minerals, afirma: «No podríamos estar más entusiasmados de contar con un socio tecnológico con décadas de historia y experiencia en la producción de carbonato e hidróxido de litio para baterías. Se trata de una asociación fructificada tras varios años de conversaciones y trabajo conjunto».

Por su parte, Alison Dai, Directora de Sinolithium Materials, señala: “Estamos muy ilusionados de trabajar con Sorcia para apoyar el desarrollo en Europa y Sudamérica de la cadena de suministro de hidróxido de litio apto para baterías”.

Las partes están encantadas de anunciar esta colaboración técnica, que aprovecha la amplia experiencia de Sorcia en varios sectores energéticos  y la experiencia duradera de Sinolithium. Ambas compañías confían en que será la base de una asociación duradera y fructífera.

Esta alianza se centra en abordar la creciente demanda de hidróxido de litio en las para vehículos eléctricos y almacenamiento de energía, apoyando la independencia de Europa y Sudamérica en su transición energética. Estas desempeñarán un papel fundamental en la transición hacia un futuro sostenible, comprometido con la protección de los ecosistemas y comunidades.

América Latina y promover la competencia en el suministro de electricidad en esos mercados.

En un comunicado conjunto, las asociaciones gremiales indicaron que “con este convenio nos desafiamos a potenciar el desarrollo del mercado eléctrico en ambos países, a compartir experiencias, mejores prácticas y a buscar el conocimiento que potencie la competitividad de nuestros asociados”.

En tanto, desde ACEN comentaron además que esta alianza es una plataforma de trabajo que enriquecerá a ambas asociaciones bajo la mirada actual de una transición energética justa que ubique en el centro de la discusión al usuario final con sus necesidades respecto a un precio razonable y múltiples servicios y productos a los que actualmente no puede acceder.

En la oportunidad, representaron a la gremial mexicana Andrés Lankenau, Presidente de ACE, Chairman & CEO del Grupo Elefante, Jorge Hernández, Consejero de ACE y Coordinador del Comité de Enlace con el Poder Legislativo, CEO & Fundador de Regulus 333, y Francisco José Con Garza, Consejero de ACE, Director de Estrategia de Energía en CEMEX.

En tanto, por ACEN estuvieron presentes en la firma virtual Sebastián Novoa, Presidente, Eduardo Andrade, Secretario Ejecutivo, Eduardo Rodriguez Ugarte, Asesor Legal, y Luz Marina Fuenzalida, Directora de Comunicaciones y Asuntos Públicos.

El gobierno nacional de Argentina está cerca de enviar al Congreso su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno, con el cual se dará un nuevo marco normativo al H2 tras la vieja ley N° 26123 (promulgada en 2006) que ya venció su plazo de ejecución.

Energía Estratégica accedió al borrador de la iniciativa encarada desde la Secretaría de Energía de la Nación, donde se prevé promover el “hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto Invernadero”, es decir que incluye tanto el H2 verde (producido a partir de energías renovables), el azul (gas natural) y rosa (nuclear). 

Pero tal como adelantó este portal de noticias a mediados de octubre del año pasado, será un régimen de promoción de 30 años con foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional de hasta el 50% de los proyectos. 

Y de igual manera, se plantean beneficios concretos tales como la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias. deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades

Asimismo, la iniciativa contempla que se alcancen todas las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de H2 de bajas emisiones de carbono, entre las que se incluyen nuevos parques de las tecnologías previamente mencionadas.

Como también plantas electrolizadoras alimentadas energía renovable y nuclear, centrales productoras de vectores de H2, obras para la obtención, procesamiento, almacenaje y/o despacho del mismo (desalinización de agua, licuefacción, gasificación, y terminales portuarias) y sistemas de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión entre los parques renovables. 

Aunque para el caso de las productoras de hidrógeno verde, deberán contar un porcentaje mínimo de contenido nacional: desde 35% a partir de la entrada en vigor de la ley hasta el quinto año, 45% del sexto al décimo año y del 50% en adelante. 

Es decir que a las energías renovables se les pedirá mayor equipamiento local que a aquellas plantas que generen a través del gas natural (20, 30 y 40%) y de la energía nuclear (30, 40 y 50%). Y cabe aclarar que para lograrlo, no deberá computarse el valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura, ni de la mano de obra. 

¿Cómo será la interconexión? El borrador del proyecto de ley del Poder Ejecutivo estipula que todo emprendimiento en base a la electrólisis tendrá que construir su propia infraestructura de transporte eléctrico y no podrá utilizar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Pero aquellas instalaciones industriales de producción de derivados, sí podrán contratar energía no fósil como cualquier gran usuario. 

Mientras que los productores de H2 verde que ya cuenten con centrales conectadas al SADI y/o realicen operaciones de comercialización de energía eléctrica con otros agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), estarán comprendidos por lo dispuesto en las Leyes Nº 24.065, 26.190 y 27.191, sus modificatorias y complementarias de lo aplicable al Mercado a Término (MATER). 

Creación de una estrategia nacional y un fondo correspondiente

La iniciativa también encomienda la creación del Plan Nacional de la Economía del Hidrógeno para la Transición Energética, el cual deberá dar cuenta de la estrategia nacional para su despliegue e implementación, y del Fondo de Afectación Específica, destinado a financiar a proyectos de fabricantes de equipamiento y proveedores de bienes y/o servicios de alto contenido tecnológico de la cadena de valor del H2 de bajas emisiones. 

Este último estará constituido por aportes de los beneficiarios del régimen (0,5% del monto total de la inversión declarada), el recupero de capital e intereses de las financiaciones otorgadas; dividendos y utilidades percibidas por la titularidad de acciones o participaciones en los proyectos elegibles e ingresos provenientes de su venta, recursos producidos por sus operaciones, renta, fruto e inversión de los bienes fideicomitidos y aportes de organismos e instituciones nacionales, internacionales o multilaterales de crédito y fomento al desarrollo, la transición energética y la descarbonización.

En XM operamos el Sistema Interconectado Nacional, SIN, y administramos el Mercado de Energía Mayorista, MEM, sumando esfuerzos con los diferentes actores para entregar a los colombianos la mejor energía: confiable, eficiente y competitiva.

En nuestro rol de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, somos administradores de la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme para el período que va desde el 1° de diciembre de 2027 hasta el 30 de noviembre de 2028. En cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 101 034A del 2022, publicamos el cronograma con las obligaciones y los plazos para la realización de dicha subasta.

A continuación, presentamos el cronograma:

Responsable
Actividad
Fecha límite

CREG
Definir inicio – Dia “D”. Publicación de la Resolución CREG 034A del 2022 en el diario oficial.
15/02/2023

ASIC
Publicar Cronograma Subasta año 2023 (Resolución CREG 101 34A de 2022, Artículo 2, Parágrafo 3).
22/02/2023

Participantes de la Subasta
Declarar información de retiro de la subasta de plantas o unidades Existentes.
15/03/2023

Participantes de la Subasta
Realizar declaración de interés.
24/05/2023

Participantes de la Subasta
Realizar declaración de parámetros para el cálculo de la ENFICC.
24/05/2023

ASIC
Solicitar aclaración sobre las declaraciones de interés y de parámetros.
15/06/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a las solicitudes de aclaración sobre las declaraciones de interés y de parámetros solicitadas por el ASIC.
23/06/2023

ASIC
Publicar el Precio Unitario (PU) que utilizará el ASIC para estimar la máxima cantidad de energía que un participante podrá ofertar en la subasta.
23/06/2023

ASIC
Comunicar individualmente a los participantes de la subasta la ENFICC Máxima Calculada por el CND con los parámetros declarados.
30/06/2023

ASIC
Contratar el auditor de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.
30/06/2023

ASIC
Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG.
30/06/2023

Participantes de la Subasta
Solicitar aclaraciones al cálculo de la ENFICC Máxima realizada por el CND.
10/07/2023

CND/ASIC
Revisar y dar respuesta a la solicitud de aclaraciones de la ENFICC Máxima.
17/07/2023

ASIC
Calcular el Costo Promedio de referencia de Combustibles (CPC) por combustible declarado.
17/07/2023

ASIC
Verificar el cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 23, de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Declarar los Costos Variables de Combustible Estimados -CVCE- por parte de los participantes de la subasta que representen plantas o unidades de generación térmicas nuevas, especiales o existentes con obras, que deseen tener asignaciones de OEF.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Reportar los costos de combustibles para el cálculo del CPC y el CVCE del EIA (U.S. Energy Information Administration), Platts o curvas forward de mercados internacionales líquidos de los combustibles que mejor apliquen al caso del participante de la subasta con estas opciones, para las cuales no se tenga información declarada en el ASIC para generadores térmicos sobre costos de combustibles, tales como Gas Natural Importado o GLP nacional o importado para generación térmica.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Entregar garantía para amparar la participación en la subasta (Garantía de Seriedad de la oferta).
17/07/2023

Agentes del MEM
Entregar por parte de los agentes del MEM que representen comercialmente a plantas no despachadas centralmente la siguiente información:

1.  Registro del agente en el SUICC.

2.                  Declaración en la que los agentes generadores que representen plantas no despachadas centralmente informen si tienen registrados ante el ASIC contratos en los que suministren energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar.

17/07/2023

Participantes de la Subasta
Enviar al ASIC, una manifestación suscrita por la persona natural o el representante legal de la persona jurídica, mediante la cual certifique, sin ambigüedades, el compromiso de cumplir lo dispuesto en el Artículo 36 de esta resolución.

Solamente para los representantes de plantas y/o unidades de generación térmica que aspiren recibir asignación de OEF.

17/07/2023

Participantes de la Subasta
Declarar toda la información necesaria para que el ASIC calcule la ENFICC No Comprometida.
17/07/2023

ASIC
Realizar solicitudes de aclaración sobre información necesaria para el cálculo de la ENFICC No Comprometida.
25/07/2023

ASIC
Realizar solicitudes de aclaración sobre las declaraciones de contratos de plantas no despachadas centralmente realizadas por los Agentes.
25/07/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a la solicitud de aclaración que tenga el ASIC de la información necesaria para el cálculo de la ENFICC No Comprometida.
1/08/2023

Agentes del MEM
Dar respuesta a la solicitud de aclaración que tenga el ASIC por parte de los representantes de plantas no despachadas centralmente.
1/08/2023

ASIC
Publicación del Costo del Entrante (CE).
1/08/2023

ASIC
Poner en operación y mantener el sistema de recepción de ofertas.
1/08/2023

Participantes de la Subasta
Declarar retiro dependiente del Costo del Entrante (CE), de acuerdo al Artículo 29 de la Resolución CREG 024 de 2022.
1/08/2023

ASIC
Solicitar aclaración sobre las declaraciones de retiro dependiente del Costo del Entrante (CE).
3/08/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a la solicitud de aclaración de retiro dependiente del Costo del Entrante (CE) que tenga el ASIC.
9/08/2023

ASIC
Comunicar a los participantes lo relacionado en el Artículo 26 de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
9/08/2023

ASIC
Publicar en la página del SUICC la ENFICC agregada y el número total de proyectos de generación habilitados.
9/08/2023

ASIC
Enviar una comunicación a todos los participantes de la subasta recordando el día y el período de recepción de ofertas.
14/08/2023

CREG
Entregar la función de demanda.
16/08/2023

ASIC
Recibir ofertas para participar en la subasta.
16/08/2023

ASIC
Realizar el proceso de adjudicación de la subasta.
16/08/2023

ASIC
Publicar los resultados de la subasta.
17/08/2023

Auditor Subasta
Remitir a la CREG y publicar en el SUICC Informe del Auditor una vez finalizada la subasta.
24/08/2023

Participantes de la Subasta
Entregar contratos de combustible o garantías de cumplimiento.
7/09/2023

ASIC
Solicitar aclaraciones sobre la información entregada en el ítem anterior.
21/09/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a las solicitudes de aclaración realizadas por el ASIC en el ítem anterior.
28/09/2023

ASIC
Comunicar a los participantes lo dispuesto en el Artículo 39 de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
5/10/2023

ASIC
Expedir las certificaciones de la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.
12/10/2023

“Esta es la cuarta ocasión en la que en nuestro país se realiza una subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad para asegurar la expansión futura de generación y con ello, la confiabilidad del servicio. En XM tendremos a cargo la administración como en las anteriores versiones.

La primera vez fue en el año 2008 para la vigencia que inició en diciembre de 2012, la segunda fue en 2011 para la vigencia que inició en diciembre de 2015 y la tercera fue en 2019 para la vigencia que inició en diciembre de 2022. En cada una de ellas, XM ha sido garantía de un proceso que se lleva a cabo con la transparencia e independencia requerida”, informó Cecilia Maya Ochoa, Gerente del Mercado de Energía Mayorista de XM.

El presidente López Obrador inauguró el pasado 17 de febrero la primera fase de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco, enmarcada en el Plan Sonora, un megaproyecto de generación de electricidad solar en la ciudad homónima.

De acuerdo al Gobierno, la primera etapa cuenta con 120 megavatios (MW) de capacidad y en su etapa final, tendrá una capacidad de mil MW previstos para el 2027, con una inversión final de 48 mil millones de dólares.

En exclusiva con Energía Estratégica, el secretario de Asuntos Internos de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), Javier Romero Durand, destaca: “Cualquier inversión en energía fotovoltaica está muy bien vista en el país, sin embargo, el Plan Sonora tiene sus asegunes. Solo en esta primera etapa, el gasto ya asciende a más de la mitad del presupuesto final teniendo en cuenta el terreno, las líneas de transmisión, los estudios, etc”.

“El costo por watt es un presupuesto bastante alto, pero siempre las iniciativas gubernamentales, en este caso del gobierno de Sonora y la Comisión Federal de Energía (CFE), tienden a ser más costosas por sus propios requisitos y por el dinamismo del financiamiento del proyecto”, agrega.

El Plan Sonora apunta a fortalecer las cadenas de suministro del estado del norte con Estados Unidos y fomentar la fabricación de vehículos eléctricos y la construcción de grandes centrales de energía verde, además de promover la producción asociada de litio para baterías.

La CFE adelantó que ya se tienen las posibles ubicaciones para otras cinco plantas solares en Sonora: San Luis Río Colorado, Caborca, Fundición, Navojoa y Puerto Peñasco.

Estas cinco centrales generarían 10,510 GWh, esto equivale a iluminar 2.5 millones de hogares en México. También se abarcarían aproximadamente 6,000 kilómetros circuito para poder contar con las herramientas de sustitución o reserva de capacidad que prestan el resto de centrales generadoras.

Para el especialista, es erróneo considerar al estado de Sonora como el potencial solar de México: “Se está colocando en un Estado que tiene muchos proyectos solares pero no tiene tanto consumo por lo que habrá problemas tanto para las líneas de transmisión como de distribución. Se debería distribuir ese potencial solar en lugares donde también hay consumo”.

Por otro lado, le parece positivo la creación de la línea de transmisión en corriente directa hacia Baja California Sur, ya que es un estado que sufre problemas de electricidad porque no se ha interconectado al resto de la red nacional.

Era necesario construir líneas de transmisión que fortalezcan el corredor del noroeste (Baja California, Sonora, Sinaloa) para desahogar la generación renovable del estado de Oaxaca.

“No es un mal plan, es muy desafiante, pero hay que verlo aisladamente. Es un gran proyecto local, pero a nivel nacional nos quedamos cortos ya que es prácticamente lo único que se ha lanzado últimamente en materia de energías renovables”, añade.

Falta de participación privada en el Plan Sonora

Como en la mayoría de sus proyectos los gobiernos necesitan la participación del sector privado. En este caso licitaron las partes del interproyecto para el procurement de los equipos y la construcción, donde se generarían alrededor de 2 mil empleados.

No obstante, Romero afirma que al estar todo muy regulado por la CFE, tampoco tiene mucho juego de iniciativa privada.

“Habría lugar para un plan Sonora en manos del sector privado pero debería estar ubicado en la zona metropolitana. En el sureste del país también habría posibilidades pero es un error concentrarlo todo en un solo hotspot. Hay que pensar al menos 10 o 12 y a partir de eso hacer la inversión”, insiste.

Cabe destacar que los nuevos parques solares en el estado se construirán con financiamiento respaldado por Estados Unidos a tasas preferenciales y esa deuda será asumida de manera directa por México. Esto permitirá a la estatal CFE ser dueña de grandes parques solares sin aumentar su deuda.

En este sentido, el analista argumenta: “Como el dinero y el financiamiento es escaso preferiría que se apostara todavía más por la generación distribuida que no requiere esta gran inversión en transmisión y distribución”.

El potencial de la generación distribuida

Para Romero, un cinturón de energía solar como México debe estar mucho más enfocado en la generación distribuida que en proyectos como el Plan Sonora.

“México tiene un potencial mucho más alto en generación distribuida de lo venimos logrando. Se obtienen aproximadamente 500/600 megas anuales de generación distribuida que sería menos de lo que va a estar produciendo ese parque”, explica.

“Estando a nivel nacional. el potencial que tiene la generación distribuida, sería alrededor de 30.000 megas a lo largo y ancho del país. Suponiendo que obtenemos la mitad de ello sería fenomenal considerando que actualmente las energías renovables representan apenas 6.000 MW”, añade.

De acuerdo al representante de ANES, se puede distribuir la energía a lo largo y ancho del país aprovechando la infraestructura, ya que México tiene muchos circuitos que casi no cuentan con generación distribuida y “sería bueno aprovecharlos”.

Según Romero Durand, el gobierno también podría renovar esfuerzos en programas de generación distribuida sobre todo para las clases bajas que tienen problemas con el suministro de electricidad.

“En vez de darles un bono, deberían transformar ese subsidio en financiamiento con apoyo gubernamental para que la gente adquiera su propio sistema sin afectar la rentabilidad del público. Esto nos ayudaría a salir de la famosa pobreza energética de México”, argumenta.

Problemas en el sector fotovoltaico a nivel utility scale 

El especialista advierte cierto estancamiento a gran escala por falta de otorgamiento de permisos y habilitaciones por parte del Gobierno.

“El tema siguen siendo los permisos. La reforma energética puso énfasis en los proyectos de gobierno y no importando la tecnología. Esta apuesta por los proyectos en los que la CFE tenga el 55% de la generación no ha ayudado mucho a los proyectos de gran escala”, asevera .

No obstante, el secretario de Asuntos Internos de ANES, insistió en que no hay que pensar tanto en gran escala, sino que se debe apostar en tecnologías como la generación distribuida, almacenamiento, micro redes y electro movilidades a futuro.

“Seguir impulsando grandes parques a la larga podría ser un error que nos  va a costar caro por el nivel de inversión que se requiere para la construcción. Si vamos a hacer proyectos de gran escala que estén cerca de los centros de consumo”, concluye.

Cox Energy presenta su oferta de adquisición por Abengoa el pasado lunes 9 de enero en el Tribunal de Instancia Mercantil de Sevilla (Sección 3ª). Esta oferta se presenta dentro del plazo de recepción de ofertas habilitado por el juzgado con relación al concurso de acreedores en el que entraron treinta y tres filiales de Abengoa el pasado 10 de noviembre de 2022.

La oferta presentada por Cox Energy plantea adquirir todas las áreas de negocio y el corporativo de Abengoa presentando un plan industrial sólido que garantiza la viabilidad de la compañía a corto, medio y largo plazo.

Este plan industrial permite garantizar los más de 9.505 puestos de trabajo, mantener la sede social en Sevilla, a la vez que aprovecha la complementariedad geográfica de ambas organizaciones, extendiendo la presencia de Abengoa a aquellos países donde Cox está ya presente, como por ejemplo en mercados como Norteamérica, Colombia, Centroamérica y Caribe.

El objetivo final es conformar un grupo líder de ingeniería a nivel mundial.  Esto es posible gracias a que Cox es una compañía industrial española, con un accionariado estable y una solvencia contrastada, que cuenta con presencia global centrada en el sector de la energía.

La actividad de la organización en España y en Latinoamérica, sobre todo en Chile, permite plantear un plan financiero e industrial para los próximos tres años con cargas de trabajo inmediatas y en firme por valor de más de 3.200m de euros, bajo el esquema de “Cost-plus” con rentabilidad garantizada para Abengoa.

Estos proyectos inmediatos se incrementarán con una nueva cartera de proyectos de gran visibilidad para el período 2026-2030, que representarán igualmente carga de trabajo que Cox Energy aportará a Abengoa de forma directa bajo el mismo esquema de rentabilidad garantizada.

“Esta es una oferta meditada que nace de un análisis profundo de Abengoa realizado en las últimas semanas, junto con nuestros asesores financieros y legales, Arcano y Medina Cuadros Abogados, a partir de reuniones con el equipo directivo de Abengoa, la representación sindical de los trabajadores, y los principales acreedores financieros”, afirma el Presidente y socio fundador de Cox Energy, Enrique Riquelme.

Y agrega: “Estas conversaciones nos han permitido entender la realidad financiera y operacional de la compañía, y de esta forma, presentar una propuesta sólida, que se acompaña de un plan industrial que maximiza las capacidades complementarias de ambas compañías, garantizando el futuro de Abengoa”.

Riquelme destaca que en Cox “somos conscientes de las dificultades financieras que atraviesa Abengoa (necesidad de liquidez a corto plazo y de avales para ejecutar su plan de negocio) pero estamos convencidos de que nuestra propuesta constituye la solución de presente y futuro para Abengoa y el inicio de una nueva etapa donde la compañía vuelva a ser un referente en España y en el extranjero”.

Jaime Pino, gerente general de Innergex en Chile, expresó su satisfacción por el inicio de la construcción de este segundo parque de baterías, el que viene a aportar flexibilidad, adaptabilidad y seguridad al sistema eléctrico chileno.

“La materialización de este segundo parque de baterías es la constatación de nuestro alto interés por contribuir con el desarrollo del sector eléctrico chileno, aportando con esta tecnología que no solo viene a complementar la cada vez más creciente inyección de energía renovable en el sistema, sino que también a sentar las bases para un mercado seguro y eficiente”, dijo el alto ejecutivo de la generadora de energías renovables.

Y sumó: “Como Innergex estamos convencidos de que este aporte es un importante aliado para el desarrollo sustentable del país, tenemos un férreo compromiso con el impulso de las energías limpias, multitecnológicas y geográficamente diversificado, como uno de los pilares que sostengan este camino hacia la transición energética y la carbono neutralidad”.

El sistema de almacenamiento de energía o BESS tiene por objeto balancear la producción eléctrica, almacenando la energía producida en las horas de mayor disponibilidad solar y menor demanda hacia las horas de mayor demanda y baja o nula producción solar.

Así, las baterías de ion litio son usadas para hacer renewable shifting, es decir, estas se cargan a partir de la producción solar de la planta PV San Andrés y se descargan en horario de mayor valor o escasez de energía, aportando en cada carga alrededor de 5 horas de energía.

Cabe señalar que BESS San Andrés es el segundo parque de baterías que Innergex construye en el país. El primero es BESS Salvador, que actualmente se materializa en terrenos donde se ubica la planta solar fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro, Región de Atacama, y que aportará al sistema una capacidad de almacenamiento de 50 MW/250 MWh.

La construcción de BESS Salvador, con una inversión de US$72,5 millones, se encuentra en un 74% de avance. Se tiene contemplado que ambos parques de baterías ingresen a operaciones a fines de 2023. Desde más de 30 años, Innergex ha creído en un mundo en el que la abundancia de energías renovables promueve comunidades más saludables y produce prosperidad compartida.

Como productor de energía 100% renovable que posee, desarrolla, adquiere y opera plantas hidroeléctricas, eólicas, solares y de almacenamiento de energía, Innergex está convencido de que la generación de energía de fuentes renovables liderará el camino hacia un mundo mejor. Innergex posee una capacidad instalada bruta de 4.184 MW en Canadá, Estados Unidos, Francia y Chile, y gestiona un gran portafolio de activos de alta calidad.

Su enfoque de la creación de valor para los accionistas se basa en generar flujos de caja sostenibles, proporcionar retornos sobre la inversión de capital atractivos y adaptados al riesgo, y distribuir dividendos estables.

En Chile, Innergex opera las centrales hidroeléctricas Licán, de 18 MW, en la comuna de Río Bueno, Región de Los Ríos; Guayacán, de 12 MW, en la comuna de San José de Maipo, Región Metropolitana; Mampil, de 55 MW, y Peuchén, de 85 MW, en las comunas de Santa Bárbara y Quilleco respectivamente, Región del Biobío; los parques eólicos Sarco, de 170 MW, en la comuna de Freirina, Región de Atacama, Cuel, de 33 MW, en la comuna de Los Ángeles, en la Región del Biobío, y Aurora, de 129 MW, en la comuna de Llanquihue, Región de Los Lagos; la Planta Termosolar Pampa Elvira, de 34 MW, en la comuna de Sierra Gorda, Región de Antofagasta; la Planta Solar Fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro, Región de Atacama; el Parque Solar San Andrés, de 50,6 MW, en la comuna de Copiapó, Región de Atacama, además de los citados parque de baterías BESS de 50 MW/250 MWh en Salvador, actualmente en construcción, y del parque de baterías BESS de 35 MW/175 MWh en San Andrés, también en construcción.

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile recibió la solicitud de 18 proyectos renovables en lo transcurrido del corriente año, que se reparten entre la construcción de nuevas plantas de generación (con o sin almacenamiento) e infraestructura eléctrica correspondiente o la ampliación de centrales ya existentes. 

Los emprendimientos suman 887,86 MW de capacidad (sin contar storage), por inversiones cercanas a los 911,66 mil millones de dólares. Y de los dieciocho parques, casi todos son fotovoltaicos y sólo uno eólico, todos en calidad de “calificación” en el sistema. 

Además, siete plantas solares contemplan la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía en baterías y cinco también prevén obras subestaciones eléctricas y/o líneas de transmisión en media y alta tensión. 

A continuación, desde Energía Estratégica repasamos los dieciocho parques renovables que solicitaron la aprobación del estudio de impacto ambiental durante estos primeros dos meses del 2023. 

PS Llanos de Marañón

La central de la empresa homónima es la de mayor potencia de la lista en cuestión, ya que contará  con  819.801 módulos monocristalinos bifaciales que sumarán 458 MW de capacidad, un sistemas de baterías y una subestación elevadora 33/220 kV y redes de baja y media tensión soterradas, por lo que la inversión ascenderá a MMUSD 372.

El proyecto se ubicará aproximadamente a 4 kilómetros al noreste del centro de la ciudad de Vallenar y un segmento de 1,5 km estará en la comuna de Freirina, en el sector de la Subestación Nueva Maitencillo. 

PS Oro y Cielo

Acciona Energía solicitó la aprobación en el SEA para una planta solar de 107,5 MWp. Asimismo, se prevé la construcción de una SE de 33/220 kV y una línea de transmisión de 2×220 kV, de aproximadamente 5,6 km de extensión. Obras que estarán localizadas en las comunas de Til-Til y Colina, en la Región Metropolitana, en un área total de 167 ha. 

Para la fase de construcción se ha considerado una duración de 14 meses, la fase de operación será de 30 años y la fase de cierre tendrá una duración de 6 meses. 

Arboleda Solar

El emprendimiento de la firma Guanaquito Solar SPA consta de un parque fotovoltaico de 97,48 MW, con un sistema de almacenamiento mediante baterías, en una superficie de 173,66 ha y una LT de alta tensión (LAT) de 66 kV para inyectar el aporte energético al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), localizadas en la comuna de Teno, provincia de Curicó, perteneciente a la región del Maule. 

Solar Ray I

Emplazado en la región de Comuna de Puchuncaví, región de Valparaíso, la compañía homónima desea avanzar en el montaje de 82.089 paneles (total de 50 MW) y 12 centros de transformación, que se repartirán entre el área de generación (6 de 6 MVA) y los bancos de batería (4 centros de 6 MVA en el BESS 1 y 2 de  6 MVA en el segundo sistema de almacenamiento). 

Parque Fotovoltaico Cormorán

Compuesto por 6 unidades de generación, el PS de la comuna Constitución tendrá una potencia total instalada de 24 MWp, sumado a un sistema de baterías con capacidad de 8 horas de almacenamiento, y una línea de evacuación de media tensión en 23 kV de 1,54 kilómetros. 

Leona del Agua II

Por otro lado, este proyecto consiste en la construcción y operación de un parque fotovoltaico de 33.410 paneles en la comuna de Quilleco, por una inversión cercana a los MMUSD 17. El mismo inyectará su energía generada a la red de distribución y se construirá a lo largo de dos etapas (21996 módulos en la primera fase y 11414 en la segunda), para finalmente llegar a 18,3 MW de capacidad. 

FV Ñuble

La firma Carmen Solar dio ingreso al sistema de tramitación ambiental a un emprendimiento de PMGD con generación y almacenamiento de energía eléctrica, con 18750 paneles solares y 4 bancos de batería 2 MWh cada uno. Es decir que la potencia instalada en módulos FV será de 10.8, mientras que el almacenamiento de energía alcanzará 8 MWh, extendiendo la inyección de energía en el horario nocturno. 

Parque Eólico Vergara

Es el único de esta extensa lista que tendrá aerogeneradores. Puntualmente serán seis equipos con una potencia de hasta 7,2 MW cada uno que, en conjunto, poseen una potencia nominal total de hasta 43,2 MW, lo que representará una inversión cercana a los MMUSD 65. 

La energía eléctrica producida en los aerogeneradores será evacuada a través de una línea eléctrica de media tensión de 23 kV y 3.722 metros de longitud de los cuales 2.564 metros corresponden a la proyección aérea de la línea eléctrica y 1.151 metros a una proyección soterrada de la misma. Esta línea eléctrica unirá el parque eólico con una subestación eléctrica existente en el territorio, denominada Subestación Eléctrica Nahuelbuta de 23/66 kV. 

Más generación fotovoltaica

Además de los proyectos mencionados, existen otras 9 centrales de mediana escala que pretenden incorporar 69,62 MW, desde nuevas construcciones, ampliaciones o, incluso, una planta híbrida: 

PS Altair, de 10,87 MW en la comuna de Mulchén
PS Aris, de 10,87 MW en Bulnes
PFV Zorzalito, de 9 MW y 3 MW de almacenamiento en Vallenar3
FV Aldea, de 8,37 MW y 8 MWh de storage en Chillán
PFV Salares Norte, prevé añadir 7,7 MW a una central diésel ya existente en Diego de Almagro
PFV El Roble, de 7 MW con almacenamiento (no especifica) en Llay Llay
PS Alfa, de 6,01 MW de capacidad en la comuna de Buin
PS El Milagro, de 6 MW y una línea de media tensión en 15 kV en Doñihue
Ampliación de 3,8 MW de la central fotovoltaica Faro de El Triunfo, con la llegaría a 10 MW en Coquimbo.

En el marco del Foro de la Universidad Javeriana “Colombia 2040: Oportunidades y Desafíos en Ingeniería”, el director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas- IPSE-, Javier Campillo, participó como panelista para exponer la línea que tiene la Transición Energética Justa a la que le apuesta el Gobierno del Cambio.

“Tal como se plantea en el programa de Gobierno, debemos transitar de una economía extractivista a una economía productiva, bajo un principio de gradualidad, soberanía y confiabilidad, los cuales buscan sustituir progresivamente las fuentes energéticas fósiles por unas menos contaminantes como las renovables, con el fin de diversificar la matriz energética y asegurar la soberanía de la misma en el país”, explicó Campillo.

En el panel de Transición Energética también participaron Francesco Bertoli, responsable de infraestructura y redes de Colombia ENEL; David Ospina, director de Planeación Financiera de DIELCO, Juan Daniel Rueda, gerente de Nuevas Energías de Terpel; y moderó Diego Patiño, director del Departamento de Ingeniería de la Universidad Javeriana.

“Colombia tiene un reto a 2040 y es la reindustrialización de nuestro país, que es la clave de la Transición Energética Justa.  Debemos cambiar ese modelo de importar y repensarnos el país para comenzar a fabricar. No vernos como usuarios de energía sino como desarrolladores de ella. Tenemos un gran potencial en de energías renovables no convencionales y  el camino es el trabajo articulado e inclusivo entre el sector público, privado, académico y las comunidades”, afirmó el director del IPSE.

El funcionario hizo énfasis en que uno de los pilares de la Transición Energética Justa es la inclusión participativa e incidente de las comunidades que viven en las zonas más apartadas y olvidadas del país. El objetivo es impactar en el desarrollo territorial a través del impulso de proyectos productivos locales que generen un crecimiento orgánico.

“¿Cómo le brindamos el servicio a aquellas familias que aún no cuentan con energía eléctrica? Las Comunidades Energéticas son un buen ejemplo de lo que se puede hacer poniendo los recursos distribuidos al servicio de estas poblaciones”, agregó el gerente de Nuevas Energías de Terpel.

Por su parte, el director de planeación de DIELCO expresó: “hay que invertir en la reindustrialización del país para atacar la pobreza, hay que llegar a las regiones con empleo, se debe hablar de equidad energética y aumentar la productividad nacional para llegar a mercados internacionales”.

“Tenemos previsto invertir en Colombia 7 billones de pesos en los próximos 3 años en nuevos proyectos renovables y modernización de las redes. Acabamos de presentarle a la UPME que solo en el departamento de Cundinamarca tenemos 6 mil megavatios de potencial solar atrapado, porque requiere una inversión en redes. Para desencadenar se requiere crear nuevas subestaciones.  Son datos importantes que demuestran el desafío para entidades privadas y públicas, y academia”, afirmó el responsable de infraestructura y redes de Colombia ENEL.

Entre las conclusiones finales se expresó que a Colombia le queda un reto enorme que debe ser entre sectores privado, público y la academia, que lleve al país a una transición justa, equitativa e incluyente que promueva un modelo sostenible de desarrollo económico del país.

La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) de Chile insiste en la actualización de la normativa eléctrica en materia de distribución y la baja del nivel por el cual las empresas pueden ser clientes libres.

Tras un 2022 complejo en cuanto a precios y costos marginales, desde la entidad confían en que finalmente este año puedan iniciarse los diálogos para modificar la Ley General de Servicios Eléctricos en lo que respecta al tratamiento de la distribución eléctrica.

“Esperamos que se incorpore la figura del comercializador, ya que hoy en día actúa como una figura de hecho que de derecho en Chile. Es necesario, con sus deberes y derechos y que sea distinto a la figura del generador. Y con ello se agrega competencia dentro del sector”, sostuvo Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN. 

“Por lo que sería importante empezar a conversar sobre este tema este año. Mientras antes se empiece, la discusión es óptima”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Asimismo, desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía también trabajan en reducir el límite de potencia por el cual las empresas pueden ser clientes libres, ya que si se disminuye de 500 kW a 400 kW el nivel, “entre 30.000 y 40.000 compañías podrían participar de este mercado», sin la necesidad de que exista una modificación legal. 

“Si lo logramos, no sólo implicaría un impacto en los precios sino también en la calidad de servicio técnico comercial. Dado que actualmente todas las empresas están entregadas a una sola de la distribución local, por lo que se abriría ese universo a más competencia en la cual cada cierta cantidad de años se deban renovar los contratos”, complementó. 

¿Por qué? El especialista puso la mirada en que si los contratos debieran renovarse cada cierto período de tiempo, los organismos se ocuparían aún más del servicio prestado y de la fidelización de los clientes finales, como también de otros productos vinculados a la eficiencia energética y el almacenamiento, “lo que sería uno de los grandes motores de los comercializadores”. 

Y cabe recordar que hace poco más de un mes, desde la asociación tuvieron una reunión con Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, para tratar temas que aquejan al sector y, entre ello, abordaron tales cuestiones e incluso quedaron “satisfechos” con el interés mostrado por el funcionario y la voluntad expresada en cuanto a estudiar la propuesta. 

La propuesta de ACEN es que el Ministerio de Energía impulse en forma paulatina la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos allí establecidos.

Aunque Eduardo Andrade habló en nombre de la entidad y reconoció que “cualquier modificación de la ley será una incursión larga, especialmente en la distribución, al igual que su puesta en vigencia, para que todos puedan beneficiarse de dicho esquema”. 

En el marco de una emergencia climática global, América Latina se presenta como un destino clave para inversiones en energías renovables.

Si bien México tiene una potencialidad enorme para este nicho por su ubicación geográfica, sus recursos naturales y asociaciones comerciales, el sector privado advierte que la gestión de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) lejos de alentar la transición energética, pone trabas para el otorgamiento de permisos y autorizaciones por lo que inversionistas están optando por migrar hacia otros países donde la burocracia es menor, y existe un clima más amigable a las energías renovables.

En diálogo con Energía Estratégica, Gerardo Prado Hernández, Socio de Sánchez-Devanny Eseverri, firma de abogados que se especializa en asesoría legal en materia energética destaca: “Hay un riesgo en el crecimiento de las energías renovables por los retrasos en el otorgamiento de permisos y autorizaciones para proyectos existentes y nuevos, por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y otros reguladores” .

“Antes de la entrada de este gobierno el período de espera era de entre dos a cinco meses para obtener permisos y autorizaciones. En la actualidad tenemos clientes que han estado esperándolas por años. Lo mismo sucede en el caso de modificaciones a los términos y condiciones de los permisos”, agrega.

Existen clientes que tienen listos parques fotovoltáicos para iniciar operaciones y que no se les dieron las autorizaciones para iniciar las pruebas.

Según el especialista, eso lanza a los potenciales inversionistas el mensaje de que probablemente en México sus proyectos no puedan ser surtidos de energías limpias y eligen radicarse en otros países.

En este sentido, argumenta: “Si el país pretende que para el 2030, tengamos el 80% de consumo de energías limpias, México tiene que ser generador de políticas que permitan cumplir con esa meta. Como no sucede, muchos eligen migrar hacia otros países como Costa Rica”.

Prado Hernández, afirma que es frecuente la llegada de empresas solventes, con altas tecnologías y unidades de negocios sólidas en materia de energías renovables. Sin embargo, por falta de autorizaciones se desalienta la inversión.

“Hemos sentido una baja importante en la inversión en el sector de renovables en particular y también en el sector de petróleo y gas. En algunos casos, iniciamos acciones legales ante los tribunales para forzar a las respuestas, pero se siguen demorando”, enfatiza.

 Existe un riesgo inminente de iniciar un panel arbitral por violaciones del T-MEC. 

Según el especialista, si la situación no se revierte, es probable que los gobiernos de Estados Unidos y Canadá, o ambos, detonen un procedimiento arbitral en contra de México por las violaciones del T-MEC, en materia energética.

“Si bien ha habido esfuerzos muy tenues del gobierno mexicano, para demostrarle a los socios comerciales que iba a acelerar los procesos administrativos de aprobación de permisos y autorizaciones por parte de los reguladores, no creo que sean suficientes para zanjar estas tensiones que se vienen acumulando y es probable que se inicie el procedimiento del panel arbitral”, alerta.

En este sentido, Prado Hernández, explica los riesgos económicos que puede traerle a México llegar a esa instancia.

“Eso puede traer como consecuencia que muchos empresarios que invirtieron bajo los esquemas del T-MEC, inicien procedimientos individuales para reclamar sus deudos. Sobre todo aquellos que invirtieron, finalizaron sus instalaciones y las tienen paradas porque no les han dado un permiso y tienen a sus acreedores encima porque no pueden generar y vender energía”, describe.

De hecho, asegura que la invitación al gobierno americano para participar en el Plan Sonora, una serie de megaproyectos de energías renovables en Puerto Peñasco, son un intento de México por demostrar que está trabajando con sus mejores esfuerzos en la matriz energética.

“Sin embargo, a pesar del discurso del gobierno federal, se está haciendo algo distinto. Si queremos realmente salir adelante, necesitamos alinear lo que se dice con lo que se hace”, asevera. 

Para el letrado, el Estado tiene que invertir en los reguladores, contratar personal adicional bien capacitado para resolver los asuntos y establecer períodos cortos que den previsibilidad a los inversionistas. Debe dar un mensaje acompañado de acciones concretas para demostrar a sus socios comerciales que México sí cumple con el marco normativo y apoya a las energías renovables.

“No pueden seguir con esta situación de que a un proyecto le dicen que sí y al otro que no. porque todos son inversionistas. La energía es un commodity muy demandado por todas las industrias”, destaca.

La luz al final del túnel: que proyectos se vienen

No obstante, el especialista es optimista y cree que más allá de la falta de seguridad jurídica en la aprobación de proyectos renovables, México tendrá una inminente transición energética en gran parte de sus industrias.

En efecto, vislumbra un fuerte crecimiento en la producción de hidrógeno verde y en la instalación de estaciones de recarga de vehículos eléctricos a nivel nacional.

“Van a instalar fuentes de recarga en las principales ciudades del país. El sector viene creciendo paulatinamente. Vemos un incremento en el uso de los autos eléctricos en el país y de la infraestructura relacionada”, asegura.

También, señala que aumentará la instalación de paneles solares en hogares y pymes y el uso de baterías para almacenamiento generalizado.

En este aspecto, apunta que habrá mucha más presión a nivel federal en el futuro para que flexibilicen la regulación de la generación en sitio de energía eléctrica y también para que den mayores incentivos fiscales y otros a la industria para la migración a renovables.

“De momento, los beneficios fiscales en México para la energía eléctrica son bastante relativos. No hay un subsidio importante de los gobiernos, pero va a empezar a darse”, augura.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) reabrió a consulta pública la propuesta de Disposiciones Técnicas Transitorias para paliar el Déficit de Generación pronosticado para el año 2023.

Tras recibir más de 30 comentarios de partes interesadas en los dos últimos días fijados en el plazo inicial, la CREE resolvió ampliar la participación hasta el próximo miércoles 22 de febrero del 2023 a las 12:00 horas.

Hasta el momento son 7 actores del sector público y privado los que ya realizaron observaciones sobre las Disposiciones Técnicas Transitorias. Entre ellos, destacamos a la empresa estatal ENEE, a la comercializadora regional Merelec, a la generadora renovable GERSA y a la asociación AHPEE. 

Lo sorpresivo es que, a diferencia de consultas precedentes, en esta oportunidad se realizaron comentarios sobre cada uno de los 15 artículos que componen la propuesta.

Tanto la regulación del servicio complementario de Demanda Interrumpible como la realización de licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional, ambas motivo de estas disposiciones, habrían generado opiniones encontradas.

Por un lado, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) habría centrado sus comentarios en mejorar el alcance de la Demanda Interrumpible y solo habría hecho una observación vinculada al procedimiento para efectuar licitaciones y compras de capacidad firme y energía en el MER.

Por otra parte, la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) habría realizado observaciones sobre el tipo de habilitación transitoria a las empresas distribuidoras para comprar capacidad y/o energía, así como la aplicación del procedimiento simplificado.

Y finalmente, la empresa de comercialización regional de energía eléctrica MERELEC se enfocó en el procedimiento simplificado de compras de capacidad firme y energía de corto plazo en el MER.

Licitaciones simplificadas de corto plazo 

La propuesta que está sometida a comentarios habilitaría a que en menos de dos meses las empresas distribuidoras puedan resolver el lanzamiento de nuevas licitaciones en el MER.

Entraría en juego tanto potencia como energía y las distribuidoras deberán definir por períodos de mínimo una hora hasta 120 días calendario cuáles son los productos a contratar.

Y de darse a lugar estas disposiciones transitorias, el precio del contrato a adjudicar en el proceso de licitación no podrá ser mayor que el costo monómico promedio registrado en el Mercado Eléctrico de Oportunidad.

Viridi, la compañía alemana especializada en la estructuración de proyectos de transición energética, anunció que tiene listos para ser desarrollados en el país un total de 8 proyectos para la generación de energías renovables no convencionales, gracias a los cuales sería posible abastecer de electricidad a cerca de 500 mil personas. Adicionalmente planean iniciar la producción de hidrógeno verde a partir de fuentes renovables como el viento y el sol.

Los proyectos, ubicados en zonas estratégicas cercanas a Bogotá, el Caribe y el Magdalena Medio, ya cuentan con licencias y permisos necesarios para su construcción, incluyendo ambientales, económicos o sociales alcanzados con las comunidades de las áreas de influencia. Igualmente, la compañía ya ha realizado todos los estudios que garantizan la viabilidad técnica y financiera de las iniciativas.

De acuerdo con Juan Poveda, Director de Viridi para Latinoamerica, “si el país busca acelerar su camino hacia la transición energética justa es necesario que existan más proyectos de generación de energía solar o eólica listos para ser ejecutados a partir de una estructuración responsable, sostenible y confiable. Viridi ya ha aplicado su experiencia internacional en el país para viabilizar más de 20 proyectos en el país, incluidos algunos de hidrógeno verde. Ocho de ellos están listos para ser ejecutados por inversionistas. Asimismo, existen 14 iniciativas más que están en una primera fase de desarrollo, las cuales buscan superar su etapa de prefactibilidad terminando el año 2023. También estamos ampliando alianzas con empresas locales, colombianas, que quieren fortalecer sus emprendimientos en energías de fuentes no convencionales logrando acuerdos por más de 400 MW ”.

La ejecución de estos proyectos supondría una inversión de más de US$ 220  millones, gracias a los cuales sería posible generar 1.000 empleos directos y 3.400 indirectos, la mayoría de ellos, en las áreas de influencia de las iniciativas.

Cabe resaltar que Viridi, cuya presencia en Colombia data de 2018, y su presencia se extiende a lo largo de más de 5 países en la región,  es la compañía encargada de adelantar en fase avanzada uno de los proyectos más importantes de Europa en materia de hidrogeno verde, donde la innovación en transporte y logística ha sido necesaria para generar las condiciones ideales para su comercialización. Según Poveda, esa experiencia es clave para que en Colombia se genere un ecosistema de emprendimientos en el sector y produzca la inercia necesaria del desarrollo de proyectos como los que ya están a disposición.

“Hace poco Colombia estableció la hoja de ruta que fijó las reglas claras para la producción de hidrógeno verde, este es otro de los impulsos que ha potenciado el crecimiento exponencial del país en la participación de nuevas tecnologías de generación de energía. Gracias a ello, y de seguir en esta inercia de sostenibilidad, transición y emprendimiento, en 5 años el país podría ser el líder de la región en materia de transformación energética”, concluyó Poveda.

YPF Luz y Pampetrol firmaron un convenio para trabajar conjuntamente para el desarrollo de proyectos de generación solar por una capacidad instalada potencial de hasta 80MW.  La firma se realizó con la presencia del gobernador, Sergio Ziliotto y el presidente de YPF, Pablo González, entre otras autoridades.

El gobernador Sergio Ziliotto expresó que el acuerdo “es un paso más en el proceso de reconversión iniciado por La Pampa hacia las energías renovables” y subrayó que el objetivo “sigue siendo avanzar hacia la soberanía energética de la provincia y transformarnos de consumidores o proveedores de este recurso”.

El presidente de YPF, Pablo González, sostuvo que “este acuerdo demuestra el compromiso de YPF y de YPF Luz por avanzar en la transición energética a través de la generación de energía renovable, en forma colaborativa y federal”.

✔️ Los proyectos

Los proyectos en evaluación en Realicó y General Pico tendrán una capacidad instalada aproximada de hasta 40MW cada uno, pudiendo alcanzar una producción anual de energía de hasta 185GWh por año, con un ahorro de emisiones de CO2 de hasta 100.000 toneladas de CO2 por año.

La inversión en la construcción de cada proyecto se estima entre 20 y 30 millones de USD, dependiendo de la capacidad instalada que se defina.

Cabe recordar que, la semana pasada, YPF Luz también anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI y las Obligaciones Negociables Clase XIII por un monto total de US$150.000.000 entre ambas. Y dicho financiamiento será destinado, entre otros usos, a la construcción de General Levalle, el cuarto parque eólico de YPF Luz, que tendrá una capacidad instalada de 155MW. El parque estará ubicado en la localidad de General Levalle, 380 km al sur de la ciudad de Córdoba, y contará con 25 aerogeneradores instalados de 6,2 MW cada uno en una superficie total de 4.360 hectáreas.

Con una inversión estimada de más de 260 millones de dólares, la construcción tendrá una duración aproximada de 20 meses, creando empleo para más de 300 personas durante la construcción. El parque contará con un factor de capacidad de más del 50% y evitará la emisión de más de 350.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente por año.

La Subsecretaría de Energía de la provincia de Buenos Aires, dependiente del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, inició la instalación de dos nuevos parques solares en las localidades de Polvaredas y Del Carril, en el partido de Saladillo con una inversión de más de 2.5 millones de dólares.

Las nuevas instalaciones se integrarán a los 26 parques solares que la provincia posee en territorio bonaerense. Cabe destacar que las nuevas estructuras permitirán almacenar energía solar en baterías de litio, lo que optimiza el aprovechamiento de la energía generada y mejora la potencia firme, aumentando la confiabilidad del sistema.

En el caso del parque solar en Del Carril se instalarán 910 paneles solares de 550Wp cada uno, y un banco de baterías de litio de 1290 kWh, con una inversión total es de U$S 1.875.000. Por su parte, las obras energéticas en Polvaredas contarán con un total de 455 paneles de 550Wp y un banco de baterías de 774 kWh. El monto invertido por el Estado Provincial es de U$S 956.777,81

A partir de la puesta en marcha de estos dos nuevos parques, se estima que más del 60 % de la demanda eléctrica va a ser atendida con energía limpia.

Estas obras, que cambiarán la matriz energética del partido de Saladillo, aumentarán y mejorarán la calidad del servicio para los vecinos y vecinas de la zona, creando las condiciones para la instalación de nuevos emprendimientos productivos.

La proyección y ejecución de este plan se realiza en conjunto entre la Subsecretaría de Energía de Buenos Aires, el Foro Regional Eléctrico (FREBA) y el Programa de Incentivos a la Generación Eléctrica Distribuida (PROINGED) de la Provincia de Buenos Aires. Asimismo, del proyecto participa la Cooperativa Eléctrica de Saladillo, quienes oficiarán de responsables del mantenimiento y de la operación de los parques.

Andrés Astacio, superintendente de electricidad de la República Dominicana, aseguró que desde el sector público siguen apostando a la masificación de energías renovables.

Al respecto, el superintendente Astacio develó durante una entrevista con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, que ya están preparando el mercado para hacer un llamado a licitación para estas alternativas de generación sostenibles.

“Se están dando los últimos toques para el pase a los procesos competitivos para la contratación de energías renovables”, declaró en exclusiva para este medio.

Como ya han avanzando en las adaptaciones reglamentarias y legales para viabilizar estos procesos competitivos, solo estarían a la espera de que el ejecutivo defina una fecha para su lanzamiento oficial. Por lo pronto, ya se evalúan contratos de 10 a 15 años referenciados en dólares aunque la moneda de pago sea en pesos dominicanos, el establecimiento de garantías de fiel cumplimiento (como ocurre en las licitaciones de gas natural) y se está realizando el estudio de penetración de energías renovables por regiones del país para que exista una guía objetiva a partir de la cuál definan qué tecnología tendrá prioridad en determinadas zonas.

Como se avecina el nuevo proceso de licitación, Astacio indicó que en coordinación con otros organismos de gobierno ya estarían acelerando el cierre de aquellas contrataciones bajo el antiguo régimen que aún estaban pendientes de confirmación para su concesión definitiva.

“Por una cuestión de garantías jurídicas y de continuidad de derechos adquiridos había que darles cierre antes de pasar al nuevo régimen de contratación”, aseguró.

A través de ellas el gobierno podrá acercarse al cumplimiento de su meta para alcanzar el 25% de cobertura de la demanda eléctrica con renovables al 2025.

Ahora bien, el nuevo mecanismo contemplaría la quita de incentivos a estas tecnologías por lo que se abrirían nuevos retos para garantizar su competitividad.

“Se está planteando un modelo de primas que tuvo su razón de ser cuando las tecnologías no eran competitivas y ya abrirnos a un modelo de mayor competencia en el que haya una formulación de precios y de contratos a través de las mejores ofertas”, argumentó.

La Secretaría de Energía de la Nación continúa abierta a modificar la normativa actual de la generación distribuida, con tal de darle un mayor avance en todo el país y cumplir con los objetivos previstos tanto en la Ley N° 27424 como en la N° 27191 y los diferentes planes de mitigación del cambio climático. 

Tras la reunión del Consejo Federal de Energía, donde el gobierno reconoció que “la generación distribuida no se ha desarrollado en el país como hubiese gustado a todos” y escuchó iniciativas para su fomento, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti, vaticinó que se analizan alternativas a implementar en el futuro. 

“La Sec. de Energía convocó la comisión de marco regulatorio del Consejo Federal de Energía para discutir modificaciones de la normativa de GD que permita un mayor desarrollo, porque la realidad es que de lo previsto en la ley, no se logra cumplir y muchas provincias informan que la norma impide el avance, según las regulaciones propias, ya que se inyecta sobre redes de distribución, que son jurisdicciones provinciales”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

Por ejemplo, una de esas modificaciones está vinculada con la generación distribuida comunitaria / colectiva, que ya es una realidad en Córdoba, Mendoza y Santa Fe y también se analiza en la provincia de Buenos Aires; o que el lugar de inyección no sea el mismo que el punto de consumo, ya sea porque el recurso es mejor en otro lugar o porque un usuario no cuente con suficiente espacio para instalar sistemas renovables. 

“Hay cuestiones que son resoluciones de la Secretaría de Energía, otras modificaciones que necesitan gestionar un decreto del presidente de la Nación e, incluso, estamos analizando proponer una modificación de la Ley N° 27424 en el Congreso de la Nación”, afirmó Yanotti. 

“De hecho tenemos borradores hechos, pero no se darán a conocer hasta no recibir el aporte de las provincias para enriquecer los proyectos”, agregó. 

Es decir que se mantiene firme la idea que el funcionario manifestó meses atrás tras un evento de la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina, en donde planteó que propondría una regulación más amplia para la generación distribuida en Argentina. 

Y cabe recordar que el gobierno ya recibió una propuesta para replicar el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido de Chile (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país.

Por otro lado, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación le confirmó a este portal de noticias que se trabaja en material regulatorio sobre el almacenamiento de energía y su relación con la electromovilidad. 

“Entendemos que urge avanzar con un análisis minucioso y profundo de la regulación del almacenamiento, sobre todo en la electromovilidad, que el impacto es importante y contribuirá a necesitar mejor inversión o darle mayor confiabilidad en el sistema. Aunque para ello se aguardará algunas semanas más, dado que se pretende escuchar a los actores del sector y enriquecer las iniciativas”, concluyó. 

El Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico (DDECPR) comunicó a Energía Estratégica que este año recibirán importantes paquetes de fondos dirigidos a generar un impacto positivo en territorio.

Sin ir demasiado lejos, la semana pasada el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos anunció que Puerto Rico recibirá hasta $109 millones para promover el crecimiento y el espíritu empresarial de las pequeñas empresas a través del rescate estadounidense del presidente Biden. Pero aquello no sería todo. 

Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del DDECPR, quien se encontraba reunido en Washington DC con otros directores de Energía de Estados y Territorios cuando se realizaron esos anuncios, señaló a este medio que están realizando acciones coordinadas con la administración federal para promover una economía sostenible con gran participación de energías renovables.

“Realizamos reuniones informativas pero también para alinear esfuerzos para el uso de los fondos de la Bipartisan Infrastructure Law (BIL) y de la Inflation Reduction Act (IRA)”, reveló Tejera.  

En ambos de estos casos Puerto Rico ha recibido a través de la oficina de Energía, paquetes que se destinarán a distintas situaciones y segmentos del mercado.

Por un lado, con la intención de generar un impacto a las comunidades de bajos y medianos recursos económicos, impulsarán el Programa de Climatización a partir de USD 38 millones a 5 mil hogares adicionales por el periodo de los próximos cuatro años.

“Estamos próximos a lanzar este Programa a la competencia para que sea seleccionada la entidad que pueda ayudarnos a implementarlo en estos cuatro años”, adelantó en referencia a una próxima convocatoria pública que abrirán desde el DDECPR. 

Otra de las novedades es que a través del Inflation Reduction Act (IRA) llegarán dos paquetes de fondos de USD 42 millones cada uno para eficiencia energética en hogares de bajos y medianos recursos económicos y recambio de electrodomésticos, en el marco del State Energy Program en Puerto Rico.

“Cuando se publique la guía en junio o julio esperamos tener una idea más clara de cuándo estarán disponibles esos fondos este año. De igual modo, estaremos trabajando para poder hacer el proceso de competencia a nivel de procurement de las compañías o instituciones sin fines de lucro que nos estarían ayudando a implementar los programas”.

Y finalmente, haciéndose eco del anuncio del Departamento de Energía (DOE) en el cual se aseguraba la asignación de un billón de dólares para energía solar destacó la importancia de su rápida implementación en Puerto Rico.

“Este es otro de los programas en los que quizás estemos participando. Aún no lo sabemos porque aún no se ha definido cómo se distribuirá este fondo pero de seguro desde nuestra oficina colaboraremos con otras entidades gubernamentales para asegurar que los fondos lleguen a las personas, pueda adelantarse la meta del 100% energías renovables y logremos un sistema resiliente en estas islas donde tenemos tantos retos de disponibilidad de energía en momentos críticos como amenazas de huracanes y terremotos”, añadió Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico.

Exclusiva: Puerto Rico prepara una segunda convocatoria del programa Apoyo Energético 

En México, cada vez son más demandadas las aplicaciones fotovoltaicas que le permiten al usuario una mayor autonomía a la hora de satisfacer sus necesidades energéticas.

Con el objetivo de sentar las bases para una transición energética en la región, SMA ofrece soluciones inteligentes para la instalación de energía solar en hogares y para aplicaciones comerciales, industriales y a gran escala.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Iván Michel, director de ventas de la corporación, vislumbra un fuerte crecimiento en el corto plazo: “Para este año, esperamos un incremento de la demanda nuevamente de entre un 10 y un 15% a nivel local”.

A través de esa declaración, el ejecutivo comenta que durante el 2022 SMA experimentó un crecimiento de esa magnitud, impulsado por la demanda de generación distribuida a nivel industrial y comercial (C&I). Este año esperan un aumento similar.

No obstante, a ello, Michel advierte que la temporada pasada se vio influida por factores internacionales que intervinieron dentro de la demanda y la oferta de México, como la guerra de Ucrania con Rusia y las estrategias comerciales entre China y Estados Unidos.

Por ello, según el directivo, durante el pasado año las cadenas de suministro sufrieron graves afectaciones, sobre todo, por la falta de microchips y otros componentes electrónicos que limitaron la producción de muchas plantas. 

“A pesar de que la demanda de producto fue bastante buena, no pudimos cumplir con muchos compromisos a nivel producción. Los clientes tuvieron que inclinarse por la opción que en ese momento tenía stock en el país y dejar de lado sus preferencias”, comenta.

¿En el 2023 podría continuar esta tendencia? Para Michel es probable que sí, aunque considera que tampoco se transformará en una limitante para que pueda desarrollarse el mercado.

Proyectos a gran escala

Actualmente, el especialista en ventas aclara que sigue esperando esa reactivación a nivel Utility que podría ser, “la cereza del pastel”.

“Si México logra nuevamente reactivar el segmento del Utility Scale en su mercado, se convertiría nuevamente en uno de los mercados más prodigiosos no solamente en Latinoamérica, sino en todo el continente”, enfatizó.

A nivel Utility Scale, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) busca que los nuevos proyectos de generación de gran escala en México incluyan baterías, sobre todo, para la función de respaldo de la red.

“Como los proyectos de gran escala están un tanto pausados hoy día en México, todavía no vemos esa tendencia hecha realidad, pero sabemos que a la mayor parte de nuevas iniciativas se les solicita un 10% de su capacidad instalada en storage”, alerta Michel al respecto.

“Definitivamente los sistemas con respaldo de batería se están volviendo una tendencia a nivel global. Pero en el caso de México es todavía un tanto prematura, debido principalmente a la aún baja penetración de estas tecnologías a la red,  los costos de la energía por los subsidios, y la falta de una regulación clara en materia de almacenamiento con baterías, que limitan el ánimo de los clientes por invertir más en estas soluciones”, agregó.

La gran apuesta energética de SMA al futuro energético

México se ha consolidado como un país con una gran industria automovilística y de acuerdo al testimonio de Iván Michel, ha ganado la batalla en toda Latinoamérica.

Las intenciones de las nuevas plantas de fabricación de automóviles buscan sumar cada día más coches eléctricos en su línea de producción.

La visión de SMA sobre el futuro energético mundial consiste en lograr integrar las diferentes tecnologías que conviven en un sistema eléctrico para convertirse en un administrador de un sistema integral de gestión de la energía, que comunique sistemas que generalmente trabajan de forma independiente.

En este sentido, Michel explicó cómo sería la dinámica de su gran apuesta: “Hoy el coche eléctrico y los sistemas fotovoltaicos actúan de manera independiente. La propuesta de valor hacia el futuro consiste en hacer interactiva la convivencia entre tecnologías de manera que el usuario pueda optar por cargar su vehículo 100% con energía verde producida por sus paneles solares.

Con su EV Charger para aplicaciones residenciales y comerciales que ya está disponible en el mercado, SMA está logrando esa integración entre equipos. “Con este sistema el usuario puede elegir cargar el coche 100% con la energía de sus paneles o de manera híbrida con apoyo de la red”, concluyó.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil lanzó la convocatoria para la primera subasta de transmisión del año del país, prevista para el viernes 30 de junio del corriente año en la ciudad de Sao Paulo. 

Tras casi dos meses de consulta pública y 237 aportes del sector energético, la entidad abrió el proceso licitatorio que contempla la construcción y mantenimiento de 6184 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 400 MVA en capacidad de transformación de subestaciones. 

Ampliación del sistema de transporte que servirá tanto para atender la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía provenientes de proyectos renovables, como también para disponer de los excedentes fotovoltaicos y bioenergéticos en ciertas regiones y brindar una mayor confiabilidad en el servicio en las regiones metropolitanas.

Las obras se dividirán a lo largo de nueve lotes entre los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Pernambuco, Río de Janeiro, São Paulo y Sergipe. 

Mientras que los contratos adjudicados tendrán una vigencia de 30 años, pero los 33 proyectos de infraestructura eléctrica se reparten en plazos máximos de ejecución de 36, 60 y 66 meses, dependiendo del tipo de obra y de la entidad federativa donde se ubiquen. 

Además, desde ANEEL estiman que las inversiones alcanzarán los 15800 millones de reales y generarán cerca de 29500 nuevos puestos de trabajo directos e indirectos. Hecho que, de concretarse, superaría cualquier récord de inversión jamás logrado por una subasta de transmisión promovida por la entidad.

Así se reparten los lotes de la subasta de transmisión N° 1/2023: 

Lote 1 (Bahía y Minas Gerais) 

LT 500 kV Juazeiro III – Campo Formoso II C1, CS – 101 km.
LT 500 kV Campo Formoso II – Barra II C1, CS – 312 km.
LT 500 kV Buritirama – Barra II C1, CS – 107 km.
LT 500 kV Barra II – Correntina C1, CS – 285 km.
LT 500 kV Correntina – Arinos 2 C1, CS – 309 km.
Tramos de LT 500 kV entre SE Correntina y el tramo de LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Rio das Éguas C1, CS – 1 km cada uno.
SE 500 kV Campo Formoso II.
SE 500 kV Bar II y Compensación Síncrona (-200/+300) Mvar.
SE 500 kV Correntina.

Lote 2 (Bahía y Minas Gerais)

 LT 500 kV Gentio do Ouro II – Bom Jesus da Lapa II C2 e C3, CS – 269 km cada una.
LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Jaíba C1 e C2, CS – 245 km cada una.
LT 500 kV Jaíba – Buritizeiro 3 C1 e C2, CS – 291 km cada una.

Lote 3 (Minas Gerais)

LT 500 kV Buritizeiro 3 – São Gonçalo do Pará, C2, CS – 351 km.

Lote 4 (Minas Gerais)

LT 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino, C1, CS – 298 km.

Lote 5 (Bahía, Minas Gerais, Espirito Santo)

LT 500 kV Morro do Chapéu II – Poções III C2, CS – 336 km.
LT 500 kV Poções III – Medeiros Neto II C2, CS – 316 km.
LT 500 kV Medeiros Neto II – João Neiva 2 C2, CS – 276 km.
LT 500 kV João Neiva 2 – Viana 2, C2 – 77,5 km.

 Lote 6 (Bahía y Sergipe) 

LT 500 kV Xingó – Camaçari II C1 e C2, CD – 355 km.

Lote 7 (Minas Gerais y Río de Janeiro)

LT 500 kV Governador Valadares 6 – Leopoldina 2 , C1 e C2, CD – 2 x 318 km. 
LT 500 kV Leopoldina 2 – Terminal Rio C1 e C2, CD – 2 x 191 km;
SE 500 kV Leopoldina 2

Lote 8 (Pernambuco)

LT 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2 – 19 km (tramos aéreo y subterráneo)

Lote 9 (Sao Paulo)

SE 500/138 kV Água Vermelha – Transformación 500/138 kV – (3+1 res.) x 133 MVA, incluida la instalación del sistema de automatización para controlar el flujo de reactivos.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha convocado una nueva subasta de expansión para la asignación de obligaciones de energía firme (OEF), entre generadores de energía, desarrolladores de proyectos inversionistas, con el fin de garantizar el abastecimiento futuro de energía eléctrica a precios eficientes -VER RESOLUCIÓN  AL PIE-.

El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) será el encargado de realizar este año dicha subasta, para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028, y en la misma podrán participar todas las personas jurídicas, personas naturales o agentes que representen comercialmente plantas o unidades de generación de energía existentes, existentes con obras, especiales y nuevas.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza las oportunidades que esta nueva convocatoria genera para las energías renovables.

¿Esta subasta es una oportunidad para las energías renovables?

Sí, es una oportunidad de tener ingresos fijos y adelantar ingresos.

Las plantas de generación fotovoltaica que son de rápida instalación pueden acceder a un incentivo por entrar en operación antes del 1 de diciembre de 2027.

¿Qué permite el Cargo Por Confiabilidad?

Que una planta de generación solar, eólica, entre otras fuentes primarias, tenga ingresos hasta por 20 años.

¿Qué debe cumplir el interesado en participar?

El proyecto de generación debe tener concepto de asignación de capacidad aprobado por la UPME.

¿En qué consiste el incentivo de entrar temprano?

Si la planta o unidad de generación inicia operación comercial entre el 1 de diciembre de 2025 y el 30 de noviembre de 2027, el agente que la representa podrá anticipar el inicio del período de vigencia de la OEF que le fue asignada en el proceso de subasta.

¿Cree que la conexión será un reto?

El procedimiento de conexión se va mejorando en la medida que se va implementando, de tal manera que veo que el procedimiento de la CREG 075 será muy amigable con las siguientes solicitudes que se presenten por parte de los promotores de proyectos.

¿Cuántas subasta de este tipo se han realizado en Colombia?

Tres, iríamos para la cuarta subasta. La última cerró con 15,1 dólares (USD) por megavatio-hora (MWh).

Total Eren, un productor independiente líder en energía renovable («IPP») con sede en París, anunció su entrada en Honduras con su primer proyecto eólico “San Marcos” el cual estará ubicado en San Marcos de Colón, en el departamento de Choluteca de Honduras. Se trata de una de las inversiones extranjeras más importantes de un proyecto de energía renovable en Centro América.

El 14 de febrero de 2023, Total Eren finalizó la contractualización de los nuevos términos del Contrato de Compraventa de Energía (o «PPA” por sus siglas en inglés) con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica de Honduras (ENEE) en el cual se contrata la compraventa de la energía que generará la planta eólica San Marcos por una duración de 25 años. Esta enmienda permitirá a la ENEE beneficiarse de la tarifa de venta de energía eléctrica de fuentes de energía renovables no convencionales más baja del país. Total Eren firmó en marzo de 2022 un acuerdo de compra del 100% de las acciones de “San Marcos Wind Energy”.

El acuerdo con la ENEE establece que San Marcos Wind Energy será la encargada de fortalecer la red de transmisión eléctrica del país, a través de:

La construcción de aproximadamente 95 km de línea de transmisión de 230 kV desde el departamento de Choluteca hasta el departamento de Francisco Morazán,
La construcción de una nueva subestación de maniobra,
Obras de refuerzo a realizar en 2 subestaciones existentes.

Con una capacidad instalada total de 112 MW, el proyecto eólico de San Marcos producirá alrededor de 500 GWh por año, suficiente electricidad para abastecer a unas 460.000 personas en Honduras mientras se ahorran 390.000 toneladas de emisiones de CO2 por año.

Con este proyecto, Total Eren se implanta a largo plazo en el mercado de energías renovables de Honduras y continua con sus esfuerzos de desarrollo en Centro América, región en la cual los países están interconectados a través de la red SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central).

Fabienne Demol, Vicepresidenta Ejecutiva y Directora de Desarrollo Global de Total Eren, dijo: “Estamos muy contentos de haber firmado esta enmienda de contrato de compraventa de energía en Honduras, un hito importante en el desarrollo del proyecto eólico San Marcos, el primero de Total Eren en el país. Quisiera agradecer a la Empresa Nacional de Energía Electica ENEE por apoyar este proyecto que brindará electricidad baja en emisiones de carbono y competitiva a la población hondureña, pero también a nuestros equipos, por su compromiso y esfuerzo. Estamos entusiasmados de comenzar la construcción del proyecto y esperamos continuar implementando la experiencia de Total Eren al continuar nuestro crecimiento en el mercado centroamericano”.

Martin Rocher, Vicepresidente a cargo de las actividades de Total Eren en las Américas, agregó: “El proyecto San Marcos aporta una solución a la creciente demanda de energía eléctrica de la población hondureña, al mismo tiempo que contribuye a modificar el modelo de suministro energético hacia más energías renovables. Además, la inversión en el refuerzo en el sistema interconectado nacional mejorará la resiliencia de la red eléctrica hondureña, que es particularmente vulnerable a eventos climáticos como hemos visto en los últimos años. Así que estoy ansioso de que este proyecto se haga realidad”.

Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, ha vendido tres parques solares PMGD en Chile por 41,3 millones de euros (unos 44,2 millones de dólares), según comunicó la empresa hoy a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Se trata de una operación que se alinea con la estrategia de Grenergy de mantener una rotación de activos recurrente, y demuestra la capacidad de la cotizada de materializar el valor de sus bienes renovables.

La venta de estas tres plantas fotovoltaicas, Dolores (acordada en el último trimestre de 2022), Zaturno y Buenaventura (ambas operaciones serán reconocidas en este primer trimestre de 2023), con una potencia total instalada de 32,5 MWp, permite reducir el endeudamiento de la compañía e impulsar su crecimiento en los tres mercados donde está presente en la actualidad, Latinoamérica, Europa y EE UU. 

Chile es el principal mercado para la cotizada y es el operador con más plantas construidas en el país. En él tiene instalado su centro de operaciones para todo el Cono Sur, en el que construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

Poner en valor sus activos

La cotizada, con una capitalización cercana a los 1.000 millones de euros, con 1,4 GW de capacidad instalada, dispone de un pipeline solar y eólico de 11,4 GW, así como de 7,7 GWh de proyectos de almacenamiento en desarrollo. También ha establecido un objetivo de 5 GW de proyectos solares y eólicos instalados en 2025, así como por primera vez un objetivo en almacenamiento, donde pretende alcanzar 1 GWh en dicha fecha.

En el marco de la carrera global hacia la transición energética, el hidrógeno verde viene a ser un elemento clave para descarbonizar la economía de México y mermar los efectos contra el cambio climático.

Se presenta como una de las posibles soluciones en sustitución de combustibles fósiles para reducir las emisiones de CO2, sobre todo en ciertos sectores donde la energía eléctrica renovable no puede llegar, como procesos industriales, el transporte pesado, aéreo y marino.

“Según un estudio de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 México) con una consultora internacional, se detonarán aproximadamente 60 mil millones de dólares de inversión, alrededor de 3 millones de empleos y una cadena de manufactura alrededor del hidrógeno”, destaca Israel Hurtado, presidente de la entidad que nuclea a las compañías de este vector energético en México, en una entrevista con Índigo Energía.

De esta forma, el especialista enfatiza que toda la industria presenta oportunidades inconmensurables para el país.

“No solo se trata producir hidrógeno verde, consumirlo y, eventualmente, exportarlo. México puede ser una potencia también en todos los desarrollos industriales relacionados al hidrógeno. Por ejemplo, en la comercialización de electrolizadores, válvulas, ductos, turbinas, vehículos eléctricos, celdas de combustible, etc.”, sostiene.

10 proyectos de hidrógeno avanzando

Por otro lado, el representante de H2 México enfatiza: “Estamos perdiendo la batalla del cambio climático. No hemos logrado contener la temperatura del planeta en 1,5°C, como sugirieron expertos en la ONU. Si no logramos contener esa temperatura, los efectos a largo plazo van a ser devastadores, y ya los estamos empezando a ver”. 

Las industrias necesitan descarbonizar: algunas por necesidades propias, por obligación o por cumplimiento de los estándares de gobernanza social-ambiental (ESG, por sus siglas en inglés) y los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU. 

En este sentido, advierte: “Las grandes empresas tienen que descarbonizar sus procesos porque así lo obligan o porque lo tienen que hacer. Hay empresas como las acereras, mineras y petroquímicas que están buscando sustituir el hidrógeno gris por verde”.

Hurtado también expresa que el sector movilidad va a necesitar utilizar hidrógeno: “ Hay autobuses, vehículos y trenes que funcionan con hidrógeno en el mundo. México también podría impulsar proyectos piloto de todos estos vehículos”.

En tanto a las iniciativas que se están desarrollando actualmente en el país, Hurtado anticipa:  “Hay alrededor de 10 proyectos. La Comisión Federal de Energía (CFE) ya anunció que tiene un plan de producción de hidrógeno verde y de generación de electricidad con hidrógeno verde en sustitución de gas natural”. 

“Petróleos Mexicanos Pemex también se comprometió a sustituir hidrógeno gris por verde en su plan de negocios que acaba de publicar hace tres semanas también. A su vez, CEMEX, la cementera mexicana, introducirá hidrógeno verde en algunas de sus plantas. Al final del día, se avanza de a poco, pero se avanza”, agrega.

Problemas en el marco regulatorio

Las normas técnicas para el hidrógeno gris ya existen y funcionan. Hacen falta regulaciones de centrales solares y eólicas que realizan blendings, proceso donde se mezcla el hidrógeno con gas natural .

En este sentido, Hurtado explica que se necesitan normas oficiales mexicanas para poder producir el hidrógeno, almacenarlo, inyectarlo a la red a través de blendings y llevarlo a las industrias o a los hogares. 

“Se necesitan normas de seguridad, operación, mantenimiento y funcionamiento. De hecho, estamos trabajando en algunos Comités de la Asociación Mexicana de Hidrógeno para justamente avanzar en la regulación de la producción de hidrógeno verde en centrales renovables”, añade. 

Desde hace años que se utiliza el hidrógeno gris, proveniente del metano, en procesos industriales. Sin embargo, este es tan contaminante como cualquier otro combustible fósil.

Por otro lado, el hidrógeno verde proviene del agua, se rompe la molécula del agua, se separa el oxígeno del hidrógeno y se captura el hidrógeno con equipos electrolizadores, que funcionan con energía renovable, ya sea solar, eólica o fototérmica. Así se cierra el círculo de sustentabilidad y se produce hidrógeno verde que tanto se está buscando impulsar.

Ginlong (Solis) Technologies, uno de los productores de inversores más grandes y con más experiencia del mundo, se complace en anunciar que, por octavo año consecutivo, ha recibido el prestigioso sello de reconocimiento para la mejor marca de inversores por la respetada organización de investigación de mercado global, EUPD.

Respaldado por 22 años de encuestas y más de 100 000 entrevistas en más de 70 países, el sello EUPD Research se basa en los comentarios de los instaladores sobre la disponibilidad en el mercado, la percepción de la marca, las preferencias de compra, la satisfacción del cliente y la recomendación.

Eric Zhang, Director de Ventas Globales de Solis, explica: “Este octavo sello consecutivo de EUPD Research no solo consolida la posición de liderazgo de Solis Technologies en el mercado de inversores en Sudáfrica, sino que también continúa nuestro reciente y rápido aumento de calificaciones hacia 2023. Durante 2022 estuvimos orgullosos de ocupar el tercer lugar en envíos de inversores a nivel mundial por parte de S&P Global, de ganar la categoría de Liderazgo ecológico en los Premios a la empresa responsable de Asia y de estar clasificados entre las dos principales empresas chinas de inversores que cotizan en bolsa por PVP365, la plataforma profesional líder del país para las noticias de la industria solar.»

El Sr. Zhang continúa: “Se espera ampliamente que 2023 sea un año decisivo para el despliegue de energía solar en Sudáfrica, ya que el país lucha con el impacto económico y social de los cortes de energía diarios en una red eléctrica que funciona con combustibles fósiles. El sello de la mejor marca de EUPD Research, combinado con el reciente lanzamiento de nuestros inversores de almacenamiento mejorados de sexta generación, colocan a Solis en una posición sólida para el crecimiento continuo en la región”.

Las mejoras clave de los inversores de almacenamiento líderes en el mercado de la compañía incluyen: una mayor corriente de carga y descarga de 125 A para un rango de potencia equivalente global; una capacidad de almacenamiento de energía total ‘1+N’; funcionalidad monofásica o trifásica; instalación un 20 % más rápida; y tiempos de conmutación de milisegundos durante las interrupciones del suministro.

El inversor de almacenamiento de energía es un dispositivo central en los sistemas de almacenamiento de energía solar. Brinda apoyo para corregir las inestabilidades en la red. Como componente técnico clave de los nuevos sistemas de energía solar, el inversor de almacenamiento de energía puede mejorar en gran medida las capacidades de regulación de energía y garantía de seguridad.

Markus A.W. Hoehner, fundador y director ejecutivo de EUPD Research, concluye: “EUPD Research tiene 22 años de profunda experiencia en medir y analizar la percepción de los intermediarios del mercado fotovoltaico y los clientes finales, y es mundialmente conocido como el organismo de certificación líder dentro de la industria solar. Conseguir un octavo sello EUPD consecutivo como marca líder en inversores fotovoltaicos es un logro y demuestra que Solis se ha establecido con éxito entre los proveedores más importantes de Sudáfrica y más allá. Felicitamos a Solis por recibir este honor y le deseamos el mayor de los éxitos en su trayectoria de crecimiento continuo. Mientras continúa estableciendo los altos estándares que los socios comerciales y los clientes esperan a nivel mundial”.

La Superintendencia de Electricidad (SIE) avanza en la definición de nuevas reglamentaciones para República Dominicana. El “Reglamento Técnico para Estaciones de Recargas de Vehículos Eléctricos” y el “Reglamento de Tarifas Aplicables a las Estaciones de Recargas de Vehículos Eléctricos”, recientemente emitidos, tienen un mayor grado de avance y ya están camino a su implementación.

“En los próximos 90 días entrará en plena vigencia la nueva reglamentación en República Dominicana de movilidad eléctrica”, aseguró Andrés Astacio, superintendente de Electricidad.

En una entrevista con Energía Estratégica, el superintendente Astacio señaló que han tenido un proceso bastante largo de estudio analizando los momentos óptimos para la recarga y llegaron conclusiones tales como establecer que se premiará a quienes, por ejemplo, carguen en horarios de la madrugada. Así mismo, reveló que han podido establecer un modelo que permite el desarrollo y formalización de la red nacional de carga. Todas estas previsiones se deben a que el país se está preparando para un eventual salto a la electromovilidad.

“Hemos visto y hemos hecho la previsión de que la electromovilidad en la próxima década podría llegar a representar al menos el 15% de la demanda nacional (…) tomando la demanda pico al día de hoy, eso equivaldría alrededor de 400 MW de potencia pero como ocurriría en la próxima década podrían ser valores mayores ya que la demanda sigue creciendo de forma acelerada”, argumentó Astacio. 

¿Con qué energía se cargarán los vehículos eléctricos? Las proyecciones indicarían que las renovables ganarían terreno en las redes de distribución. Por eso, desde la Superintendencia de Electricidad también vienen trabajando hace tiempo regulación vinculada a generación distribuida con energías renovables.

Ahora bien, ya pasó un año de aquella primera reunión en la que la SIE, a través del en aquel entonces superintendente Rafael Velazco Espaillat, convocó a los representantes de la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), la Asociación Dominicana de Sistemas Aislados (ADOSEA), la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica y el Consejo Unificado de las EDES para recibir comentarios en relación con la propuesta para el Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía.

En la actualidad, las charlas continúan y aún queda pendiente saber cuándo se materializará la nueva regulación.

“Estamos discutiendo con los distintos stakeholders cuál sería la mejor vía de aplicación”, señaló el actual superintendente de Electricidad Andrés Astacio.  

¿Qué retos existen aún? Uno de ellos sería cómo definir los topes de penetración de la generación distribuida por circuito de interconexión. Al respecto, Astacio señaló:

“En nuestro país aún tenemos un régimen un tanto arbitrario que establece que la interconexión es simple hasta tanto el circuito se cope de un 15% de generación distribuida en la capacidad del troncal”.

Y continuó: “Es un número arbitrario, hay que reconocerlo, porque en ocasiones hay circuitos que no soportan que tú le inyectes un 1%, como hay otros circuitos que van a tener la capacidad de aguantar un 60% o un 70%”

¿Qué avances hubo desde aquella primera socialización del borrador? En conversación con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, Andrés Astacio indicó: “Lo que sí puedo adelantar es que la normativa que surja nos va a poner a todos la obligación de hacer los estudios por circuito para poder determinar la capacidad de penetración que cada uno de ellos tenga pero también para poder determinar qué acciones en el corto y mediano plazo podemos hacer para incrementar esta capacidad de penetración. Hacia allá es que estamos caminando”.

“Tenemos un alto interés en promover la generación distribuida pero evidentemente necesitamos que esta nueva penetración de fuentes en baja tensión venga a proteger la red eléctrica y no se convierta en un elemento de perturbación”, concluyó.

Marisol Neira Ardila, directora de ventas de Astronergy Solar en Latinoamérica a excepción de Brasil, participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica para analizar en profundidad el mercado de las energías renovables en Latinoamérica.

Allí, Neira observó que las oportunidades de mercado han madurado bastante en esta región. Considerando que en un inicio la importación de tecnología era compleja y el cierre financiero con tasas convenientes para los proyectos era difícil, en los últimos 10 años las distintas partes se habrían acomodado para dar lugar a nuevos negocios.

Citando como ejemplo a Colombia, mencionó que no sólo se han eliminado barreras de acceso para que cada vez más usuarios particulares cuenten con autoconsumo solar y almacenamiento energético, sino que además otros actores adicionales del sector eléctrico se están acoplando al despliegue de grandes proyectos utility scale.

“Estamos en un muy buen momento para Utility Scale. No sólo ya ves plantas grandes operativas y cada vez más proyectos construyéndose , sino también a otros participantes del mercado como los comercializadores muy involucrados en querer también entrar al negocio”.

Y reflexionó: “El año pasado y este año es para volver realidad esos proyectos en los que llevábamos tiempo trabajando. Te puedo decir que ya estoy viendo los proyectos que empezamos cuando trabajaba como desarrolladora y recién veíamos tierras, hablábamos con comercializadoras de PPA y cosas así. Verlos construirse hoy en día es una satisfacción muy grande, más aún cuando ves el momento que está atravesando Latinoamérica o resto del mundo entero”.

¿Cómo alinea su estrategia de negocios tras la pandemia? ¿Qué tendencias de módulos espera para este año? ¿Qué novedades trae Astronergy? Fueron algunas de las preguntas que respondió Marisol Neira Ardila, directora de ventas de Astronergy Solar en Latinoamérica a excepción de Brasil.

Entre las últimas noticias que compartió la referente de la industria solar, indicó que desde Astroenergy Solar además de confirmar que un 70% de sus ganancias las están destinando a investigación y desarrollo, también tienen previsto aumentar su capacidad de producción a 45GW anuales, visto que desde sus fábricas de fuera de China en Tailandia, Singapur y Vietnam ya tendrían pedidos vendidos por los siguientes dos años.

Ahora bien, desde sus oficinas en Latinoamérica cuentan con stock para despacho inmediato y, dependiendo del tipo de potencia y volumen requerido, están tomando nuevos pedidos para producción y entrega.

En lo que respecta a Utility Scale comentó que se destacan sus módulos de 615 W y 620 W, no sólo por ser los que están con una mayor producción sino porque también son los que más se están vendiendo actualmente. En adición, los módulos de 410 W serían los que están empezando a tomar muchísima fuerza para techos de residencias, comercios e industrias pequeñas.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

En el marco de una emergencia climática sin precedentes a nivel mundial, empresas mexicanas buscan soluciones para descarbonizar la economía y volver a los usuarios más independientes a través de sistemas de generación distribuida. Una de ellas, RER Energy, crece a pasos agigantados y sigue sumando mercados.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Carla Ortiz, Country Manager México de la compañía, destaca: “Hemos experimentado un crecimiento del 100% en generación distribuida a nivel industrial y comercial (CNI) que siempre ha sido el core de la empresa”. 

“Si bien los proyectos fotovoltaicos son los que más crecieron, hoy en día, esa energía solar ya es una combinación de micro redes inteligentes, en donde se mezclan cuestiones de almacenamiento y de movilidad eléctrica”, resalta.

En este sentido, la ejecutiva explica que, esta combinación, maximiza ahorros generando micro redes inteligentes que consisten en la integración con tecnología digital y análisis de datos de eficiencias energéticas, energías renovables locales, suministradores de energía externos, sistema de almacenamiento y vehículos de carga eléctrica: un combo atractivo para los usuarios.

Avances en la hibridación de vehículos eléctricos

En lo que respecta a los proyectos microgrid, la empresa está creciendo en la combinación solar con la movilidad eléctrica. Generan cargadores de vehículos eléctricos y toda su infraestructura.

“La transición a la electromovilidad es una tendencia que ha cobrado importancia con los años a nivel mundial. Nuestra plataforma de carga de vehículos EV está creciendo cada vez más fuerte”, explica Ortiz.

Si bien reconoce que la empresa ha comenzado recientemente con esta matriz, espera un incremento exponencial en la hibridación con vehículos eléctricos: “El crecimiento de la integración de la movilidad eléctrica será del del 400% el año que viene”.

En efecto, cuentan diferentes soluciones hechas a la medida para centros comerciales, oficinas corporativas, vehículos de transporte, logística y carga.

Los planes de financiamiento del mercado

La empresa combina la tecnología del mercado con programas de financiamiento PPAs o Arrendamientos para hacer proyectos rentables sin inversión.

La firma ofrece tres opciones para suplir las necesidades de los diferentes perfiles financieros de los clientes: los PPA (Power Purchase Agreement) que son contratos de compraventa de energía a largo plazo; ventas de proyectos a través de arrendamientos financieros, y por otro lado, ventas directas por parte del cliente. 

“Hemos visto un cambio en el mercado mexicano porque inicialmente los PPA eran difíciles de vender. Lo que más vendíamos eran los arrendamientos, sin embargo, en la actualidad se ve un mayor apetito por PPAs que por arrendamientos financieros”, describe.

Según Carla Ortiz, los PPA no eran muy comunes en México, era una figura muy nueva y los clientes los veían muy a largo plazo. El cambio de conducta fue motivado por dos factores:

1)  La firma de este tipo de contratos a través de suministros calificados ha hecho que el mercado capital se familiarice con los PPAs.

 2) Muchas empresas multinacionales ya traen lineamientos de PPAs de otros países, entonces lo están buscando en sus políticas ya localmente en México.

Dificultades por cambios en el marco regulatorio

El marco regulatorio en cuanto a las disposiciones de carácter administrativo generales de todas las centrales de hasta 500 kW está cambiando y México está transitando una época de incertidumbre.

“Se publicó la primera propuesta en octubre del año pasado, la cual está en revisión. Sin embargo, esta iniciativa en lugar de incentivar el mercado lo que quiere es limitar el Net Metering y cambiarlo a Net Billing”, advierte Ortiz.

La Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) hizo comentarios a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), ente que publicó la propuesta. En tanto al plazo de la resolución oficial, Ortiz alerta: “Como se está estudiando el impacto de los ajustes, no se sabe cuándo se va a publicar. La expectativa es que sea este año”.

Desde el sector se encuentran escépticos sobre el resultado de las modificaciones ya que aseguran que México todavía tiene mucho espacio para la generación distribuida que, en la actualidad, está alrededor del 2% de la capacidad instalada del país.

Cabe recordar que el modelo de Net Metering permite a los usuarios finales compensar el gasto de electricidad utilizando la producción o generación interna de energía, muy similar al Net Billing. Su diferencia radica en cómo se “factura” el gasto energético.

En el caso del Net Metering, tanto el consumo como la generación eléctrica se registran y facturan por separado. Como resultado, a los clientes se les cobra su precio energético completo por kWh cuando usan energía de la red, pero se les compensa con la misma tarifa por la energía que es aportada a la red.

A diferencia, en la modalidad del Net Billing a los usuarios se les cobra en función de su uso neto de kWh al final de cada ciclo de facturación.

Por ello, este cambio podría limitar la democratización de la energía de las pymes que iban a utilizar el Net Metering para poder migrar a energías limpias y ser más competitivos a nivel país.

El pasado 16 de febrero, el Departamento Administrativo de la Presidencia de Colombia expidió el Decreto 0227 del 2023, por medio del cual se reasumen algunas de las funciones presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios.

A raíz de ello, se abren una serie de incertidumbres sobre cuáles serán los alcances de la intervención del Gobierno sobre los servicios públicos.

Es por ello que asociaciones empresarias se están posicionando al respecto. Entre ellas, el gremio de generadores, ACOLGEN, adelantó que esta semana le presentará al Gobierno una serie de recomendaciones.

El comunicado de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (ANDESCO)

Hemos expuesto públicamente que es fundamental que las decisiones que se tomen en temas regulatorios conserven los principios esenciales de suficiencia financiera y reconocimiento de costos eficientes, teniendo sin duda como objetivo una adecuada prestación del servicio a los usuarios del país.

Esto impone necesariamente que estos temas sean tratados de manera técnica, teniendo en cuenta todas las variables financieras, económicas, ambientales y sociales para garantizar que los servicios ofrecidos sean de la mejor calidad, al mejor precio posible y para el mayor número de colombianos.

Desde Andesco hemos participado activamente en los diálogos con el Gobierno Nacional donde se han evidenciado acciones tendientes a la disminución de algunos componentes tarifarios, como lo correspondiente a un ajuste en los indexadores, entre otros aspectos, y así cambiar drásticamente la tendencia alcista de los precios, especialmente en el servicio de energía.

Los últimos datos de inflación presentados por el DANE muestran que los servicios públicos ya no están creciendo por encima de la media y, por el contrario, muestran valores por debajo.

Se resalta que los costos de energía, a diferencia de lo que está sucediendo en otras partes del mundo, están bajando y se espera una estabilización de los mismos en un corto plazo.

Esta asunción de funciones, de momento, no afecta la suficiencia financiera de las empresas ni la prestación del servicio, esperamos que las decisiones que el Presidente Petro tome desde allí se mantengan en el componente técnico y no político.

Las Comisiones de Regulación son instituciones que por su carácter técnico soportan de manera consistente la forma en que las empresas públicas, mixtas y privadas, puedan invertir y ofrecer más y mejores servicios.

La seguridad jurídica es absolutamente esencial para que haya servicios hoy y en el futuro. Ratificamos el compromiso de Andesco de trabajar continuamente y en consenso para continuar consolidando nuestros sectores de Agua Potable, Saneamiento Básico, Energía Eléctrica y Gas Natural, construyendo sobre lo construido.

Comunicado de Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (ACOLGEN)

A propósito del Decreto 0227 de 2023, por medio del cual el Presidente de la República ha decidido reasumir algunas funciones de Regulación, que hasta la fecha venían siendo desarrolladas por las comisiones reguladoras, Acolgen se permite manifestar que:

Entendemos que hay una coyuntura de tarifas que afecta a los colombianos, la cual no es ajena a los generadores de energía. Además de los esfuerzos que hemos realizado desde que empezó el Pacto por la Justicia Tarifaria, desde Acolgen estamos trabajando en una serie de propuestas que queremos presentarle al Gobierno la próxima semana, con objetivos alineados entre lo que el Gobierno está buscando y la sostenibilidad de nuestro sector.
Hacemos un llamado para que las decisiones se enfoquen en la consecución de los mayores beneficios para el sector y para los colombianos.
Es fundamental que las decisiones que se tomen estén basadas en análisis técnicos, propios de una entidad como la CREG que se ha caracterizado por su rigurosidad en sus estudios y resoluciones.
Insistimos al Gobierno Nacional para que las normas que se emitan respondan al marco constitucional y legal vigente, sean fruto del consenso y discusión de todos los sectores, se apoyen en argumentos técnicos y jurídicos sólidos, y se ponderen de forma tal que el cumplimiento de objetivos de corto plazo no sacrifique pilares básicos sectoriales, relativos a la suficiencia del abastecimiento y la seguridad energética.
Desde Acolgen estamos atentos a continuar trabajando conjuntamente con el Gobierno Nacional y los demás actores interesados para seguir construyendo país.

Comunicado de la Cámara Colombiana de la Energía (CCEnergía)

Desde la Cámara Colombiana de la Energía, entidad gremial que agrupa a empresas proveedoras de bienes y servicios para el mercado eléctrico colombiano, es nuestro deseo hacer un llamado a la reflexión técnica sobre la importancia de garantizar el principio de descentralización, independencia, y una relación efectiva de pesos y contrapesos en la definición, ejecución y seguimiento de las políticas para los mercados, y particularmente, para el sector eléctrico.

De igual manera, para la CCENERGÍA resulta fundamental que en todo momento se garantice por parte del ejecutivo el ejercicio de la función regulatoria bajo el espíritu de la Constitución de 1991 y que por ministerio de Las Leyes 142 y 143 de 1994 corresponde a las Comisiones de Regulación.

Lo anterior, con ocasión del proyecto de decreto “Por el cual se reasumen algunas de las funciones Presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones” el cual se publicó para comentarios en la página de la Presidencia de la República.

Para la CCENERGÍA el debate debe ser abordado desde lo técnico-jurídico, así como desde la evidencia histórica por medio de la cual se ha demostrado que la actividad de las comisiones garantiza una regulación técnica permitiendo al mercado eléctrico el nivel de madurez con el que hoy en día cuenta.

Basta con una valoración del mercado eléctrico con anterioridad a la actividad de la CREG y a la Ley 143 de 1994.

En dicho escenario se contaba con una prestación deficiente del servicio, totalmente centralizado, que hoy se caracteriza por contar con una variedad de actores y tecnologías para la prestación del servicio público, que ha aumentado de manera importante la cobertura del servicio a los hogares colombianos gracias a la expansión que tuvo lugar tras la inversión privada que posibilitó el hecho de contar con organismos independientes bajo el modelo de las agencias regulatorias dando estabilidad al mercado.

Desde el análisis jurídico, considera la CCENERGÍA de la mayor importancia resaltar que el Proyecto de Decreto podría adolecer de vicios de legalidad. Esto, en razón a la interpretación que se le podría estar dando a las facultades del Presidente de la República en materia de servicios públicos domiciliarios tal y como pasamos a comentar a continuación.

El artículo 370 de la Constitución establece que corresponde al Presidente de la República señalar con sujeción a la ley: (i) Las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios y (ii) Ejercer por medio de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, el control, la inspección y vigilancia de las entidades que los presten.

En concordancia con lo anterior el artículo 68 de la Ley 142 de 1994 dispuso que el Presidente de la República señalará: “(…) las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, que le encomienda el artículo 370 de la Constitución Política, y de los demás a los que se refiere esta Ley, por medio de las comisiones de regulación de los servicios públicos, si decide delegarlas, en los términos de esta Ley (…)”.

Surge entonces la pregunta de si lo que la Constitución y la Ley 142 de 1994 denomina como “políticas de administración y control de eficiencia” significa que el ejecutivo en cabeza del Presidente de la República puede regular aspectos como las tarifas del servicio público de energía eléctrica. La respuesta a juicio de la CCENERGÍA es que no.

Esto, debido a que:

(i) La Ley y la jurisprudencia distinguen lo que significa la actividad de regulación en cabeza de la CREG, que difiere sustancialmente de lo que significa la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios.

(ii) Si bien el Decreto 2253 de 1994 delegó en las comisiones de regulación la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domicilia[1]rios, dicho decreto dispone que esa delegación, para el caso de la CREG, se hace sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 2 del Decreto 1524 de 1994.

(iii) Por su parte el Decreto 1524 de 1994 en su artículo 2 dispuso expresamente que la CREG rea[1]lizará las funciones que le asignó el legislador por medio de la Ley 143 de 1994 en su artículo 20, lo que significa que las funciones de la CREG tienen rango legal y no necesariamente están asociadas a un acto de delegación.

Por su parte, la Ley 143 de 1994, en su artículo 20, estableció expresamente – con rango de Ley – las funciones que tiene la CREG. Dentro de tales funciones se destacan:

“c) Definir la metodología para el cálculo de las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, y los cargos por los servicios de despacho y coordinación prestados por los centros regionales de despacho y el centro nacional de despacho;

e) Definir la metodología para el cálculo de las tarifas aplicables a los usuarios regulados del servicio de electricidad;

f) Fijar las tarifas de venta de electricidad para los usuarios finales regulados. Esta facultad podrá ser delegada en las empresas distribuidoras, en cumplimiento de sus funciones de comercialización bajo el régimen de libertad regulada”.

De todo lo anterior se puede concluir técnicamente que, un aspecto es la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, y otro muy diferente la regulación de tarifas, la cual, no se comprende en el acto de delegación del ejecutivo, y por el contrario, fue una función que, dentro de las competencias constitucionales asignadas al legislador (Artículo 150 de la Constitución), le fueron asignadas con fuerza de ley a la CREG.

Finalmente, no hay que perder de vista que la actividad de la CREG nunca ha estado aislada del ejecutivo.

Por el contrario, a juicio de la CCENERGÍA, ha sido precisamente esa labor mancomunada entre las entidades que de alguna forma establecen las políticas de Estado (Minenergía, Minhacienda y DNP) y la CREG (de la cual hacen parte las entidades antes relacionadas), lo que ha permitido el desarrollo del mercado eléctrico colombiano, siendo esto un reflejo de que la distribución de competencias, la participación interinstitucional, y la independencia técnica, dan paso a mejores resultados respecto de otros esquemas en donde prima la centralización en la definición de las políticas y la actividad regulatoria.

Desde la Cámara Colombiana de la Energía tenemos la permanente disposición de trabajar de manera conjunta con el Gobierno Nacional para avanzar en el desarrollo del sector energético.

El Ministerio de Energía publicó en el Diario Oficial el Decreto Tarifario 7T de 2022, el cual fija el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal y de las instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios para el cuadrienio 2020-2023.

Este es el primer proceso de valorización cuatrienal realizado en el marco de la Ley 20.936, de 2016, donde se establece que el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios, será determinado por la CNE cada cuatro años en base a la valorización de las instalaciones

El Decreto 7T incorpora lo dispuesto en la Resolución Exenta N°18, de 19 de enero de 2023, de la CNE, que rectifica el Informe Técnico Definitivo de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el Cuadrienio 2020-2023.

El resultado de este decreto tarifario tendrá un impacto en la tarifa de los clientes finales y en la remuneración que deben percibir los propietarios de las instalaciones de los sistemas de transmisión durante el correspondiente periodo tarifario.

El proceso de Valorización de Instalaciones de Transmisión toma en cuenta la infraestructura existente y no las obras que provienen del proceso licitatorio asociado a los planes de expansión de la transmisión. Cabe destacar que, los nuevos proyectos de transmisión, necesarios para apoyar la expansión de energías limpias, están incorporados vía Plan de Expansión que realiza cada año la CNE, y sus ingresos dependen directamente de los valores adjudicados en las respectivas licitaciones abiertas y competitivas.

Para este proceso, se consideraron las instalaciones de transmisión cuya entrada en operación se verificó hasta el 31 de diciembre de 2017, declaradas en la Base de Datos entregada por el Coordinador Eléctrico Nacional.

Los valores que se fijaron son: Valor de Inversión (“V.I.”), la Anualidad del Valor de Inversión (“A.V.I.”), Costos de Operación, Mantenimiento y Administración (“C.O.M.A.”), Ajuste por Efecto de Impuesto a la Renta (“A.E.I.R.”) y Valor Anual de la Transmisión por Tramo (“V.A.T.T.”).

La toma de razón del Decreto 7T por parte de la Contraloría General de la Republica ratifica el acucioso trabajo profesional realizado por la Comisión Nacional de Energía en la elaboración del Informe Técnico, considerando el crecimiento y nivel de detalle de la infraestructura a ser valorizada, dando además por zanjadas las diferencias suscitadas en la industria con motivo de este proceso.

Participación

El proceso de Valorización consideró, de acuerdo a la Ley, la constitución de un Comité encargado de adjudicar y supervisar los estudios de valorización, integrado por representantes del Ministerio de Energía, de la CNE, de las empresas propietarias de instalaciones de los sistemas de transmisión nacional y zonal, de los clientes libres y del Coordinador Eléctrico Nacional.

Además, las empresas inscritas en el Registro de participantes y usuarios e instituciones interesadas concurrieron a la presentación de los estudios por parte de los consultores, instancias en las cuales pudieron realizar observaciones a los informes correspondientes y posteriormente observar el Informe Técnico Preliminar de la Comisión.

Creg101 034A -2022

Días atrás, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti, reveló que prevista que eólica participe en la licitación de renovables y almacenamiento RenMDI (ver nota), pero que la decisión cambió a raíz de que se le planteó que se los deje participar a tales proyectos y que luego el gobierno decida la asignación en base a la competitividad del precio ofertado. 

Desde el sector eólico se hicieron eco de dichas declaraciones y tanto desde la Cámara Eólica Argentina (CEA) como de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) conversaron con Energía Estratégica y coincidieron que los parques renovables compuestos por aerogeneradores podrán competir en casi todas las regiones previstas. 

“Salvo en Tucumán, donde prácticamente no hay viento para los aerogeneradores, en Chaco, Formosa y Misiones donde hay pocas zonas, en todas puede competir y a muy buen precio. Incluso, a futuro, miremos los parques híbridos, buscando alternativas para mejorar la producción y costos”, sostuvo Héctor Pagani, presidente de la AAEE. 

“La sustitución de generación forzada por renovables es un proceso virtuoso, ayuda a continuar por la senda de los compromisos asumidos. Y para la eólica constituirá un gran desafío porque uno imaginaba un rango mayor de potencia adjudicable, pero el factor de capacidad y los precios son muy buenos, por lo que habrá proyectos presentados”, afirmó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA.

Asimismo, ambos especialistas concordaron que es una buena iniciativa y que debe ser vista como un paso adelante en el desarrollo del sector, mientras se avanza en la construcción de más líneas de transmisión, y por ende más capacidad de transporte disponible, que permitan la inserción de nuevos proyectos renovables. 

Como también se ve como una oportunidad para que los fabricantes nacionales hagan una “reingeniería en el negocio” y puedan competir en algunas propuestas que se presenten, siempre y cuando sobrepasen el reto de cumplir con el cronograma establecido y realizar, en tiempo y forma, la compra de aquellos materiales que no se fabrican en el país. 

Justamente, otro de los puntos que hicieron eco en la industria energética argentina fue el período asentado para la presentación de las ofertas, a tal punto que Yanotti que “los plazos son acotados pero que habrá ofertas suficientes”. 

Tanto Ruiz Moreno como Pagani también abordaron dicho tema y no descartaron la posibilidad de haya solicitudes de prórroga, considerando que el llamado estará abierto hasta el hasta el 15 de marzo del corriente año y que la adjudicación está pautada para el 24 de mayo. 

“Muchos actores ya tienen los proyectos prácticamente armados, pero aquellos que no lo tengan, seguramente pedirán prórroga. Pero desde ya hay que pensar en el desarrollo de una logística para tener un cronograma bueno y que no haya tiempos muertos”, afirmó el presidente de la AAEE. 

“Los plazos son exiguos y es muy probable que, desde el ámbito de algunas asociaciones, se hagan o hagamos presentaciones en ese sentido para tener prórroga, ya que para conocer bien todo el proceso, debería haber una extensión de tiempo razonable para las presentaciones”, complementó el general general de la CEA.  

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha convocado una nueva subasta de expansión para la asignación de obligaciones de energía firme (OEF), entre generadores de energía, desarrolladores de proyectos inversionistas, con el fin de garantizar el abastecimiento futuro de energía eléctrica a precios eficientes -VER RESOLUCIÓN  AL PIE-.

El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) será el encargado de realizar este año dicha subasta, para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028, y en la misma podrán participar todas las personas jurídicas, personas naturales o agentes que representen comercialmente plantas o unidades de generación de energía existentes, existentes con obras, especiales y nuevas.

Las empresas, que participen voluntariamente en esta subasta, se comprometerán a la puesta en operación de los proyectos de energía en la fecha especificada en la convocatoria de la subasta.

Además, adquieren el compromiso de generar la obligación de energía que les sea asignada en la subasta durante las épocas de sequía (o de condición crítica del sistema), para asegurar la prestación continua del servicio a todos los usuarios del país que están conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Para poder participar en la subasta convocada por la CREG, el agente, desarrollador o inversionista debe presentar un certificado de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) donde conste que la planta o unidad de generación cuenta con concepto de conexión al SIN.

Así mismo, los participantes en la subasta deberán presentar una garantía financiera que asegure la entrada en operación comercial en la fecha establecida por las mismas empresas, y que se podrá ejecutar si no se cumple dicho compromiso.Adicionalmente las empresas deben remitir el cronograma de construcción del proyecto de generación de energía, para auditar el avance del mismo.

Para aquellas plantas o unidades de generación con obligaciones que entren en operación comercial antes del 1 de diciembre de 2027, la CREG estableció como incentivo el que puedan empezar a recibir la remuneración del cargo por confiabilidad asignada desde su entrada en operación, sin modificar la fecha de finalización de las obligaciones de energía adquiridas en la subasta.

La subasta de expansión del cargo por confiabilidad para la asignación de obligaciones de energía firme es un mecanismo que opera desde diciembre de 2006 para asegurar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica a los usuarios del SIN y dar protección ante los altos precios de energía esperados en épocas de hidrología baja.

Esta subasta de asignación de obligaciones de energía firme convocada por la CREG corresponde a la cuarta de este tipo que se realiza en el país, para lo cual la Comisión se ha fundamentado en las lecciones aprendidas y mejores prácticas de los procesos anteriores.

Tanto en México como en muchos países latinoamericanos, las instalaciones de generación distribuida están creciendo año tras año. Estos sistemas no sólo generan un beneficio económico para sus usuarios, sino que alivian las redes de transporte, muchas veces congestionadas. No obstante, en muchos países una barrera para avanzar con este tipo de proyectos es el acceso al financiamiento.

Para dar respuesta a esta coyuntura, Enlight, una empresa con 12 años de trayectoria y con un gran volumen de potencia solar instalada en Generación Distribuida, presentó su nuevo vehículo de financiamiento para proyectos fotovoltaicos dirigidos a autoconsumo y almacenamiento de energía, llamado Net Zero Fund, enfocado principalmente al sector industrial.

En una entrevista con Energía Estratégica, Oscar García, Chief Growth Officer, de la firma, destaca: “Queremos impulsar fuertemente la transición energética a nivel regional con un fondo de financiamiento que tiene un valor de 50 millones de dólares en esta primera etapa”.

Los esquemas de operación del Fondo de Inversión

García destaca dos líneas a las que se enfoca el fondo. Por un lado, para los proyectos fotovoltaicos en generación distribuida (hasta 499 kW de capacidad, según la legislación) es a través de un Power Purchase Agreement (PPA) Onsite: acuerdo de compraventa de energía a largo plazo entre un productor de energía renovable y un consumidor.

Esto significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico instalado en su inmueble, sino la energía solar que este genera. Es al final del contrato cuando el sistema puede pasar a ser propiedad de la empresa. 

García asegura que este acuerdo con Enlight permite al usuario un ahorro de hasta el 30% en la factura eléctrica sin inversión inicial, gracias a la energía que la empresa autoconsume y adquiere a un precio inferior a la que paga de la red eléctrica.

Por otra parte, el segundo esquema, como parte del impulso a los sistemas de almacenamiento de energía, es Storage as a Service (SaaS).

El referente de Enlight explica que las industrias que operan con tarifa horaria podrán captar, almacenar y consumir eficientemente la energía sin una inversión inicial, mientras obtienen ahorros en su factura eléctrica de hasta el 15% con un contrato de servicio para reducir picos de demanda y realizar desplazamiento de carga.

A la par, las industrias tienen la posibilidad de pagar un servicio de almacenamiento en el cual existe un respaldo de energía ante intermitencias en la red, sin importar su tarifa de operación. Con esto, se asegura la continuidad operativa, y se evitan costos operativos asociados a mermas, equipos dañados u horas no productivas debido al respaldo proporcionado por la energía de los BESS (Battery Energy Storage Systems).

La agresiva amortización de los equipos

De esta forma, Enlight- que ya cuenta con 20 MWh de capacidad de almacenamiento instalados y 36 MWh más en construcción-, apuesta por un mercado mexicano tecnológico, sustentable y encaminado hacia la electrificación económica.

El consumidor industrial podrá comenzar a ahorrar en los costos de la electricidad desde el inicio del contrato y a coste cero, ya que el proyecto será financiado por el fondo de financiamiento y Enlight será el responsable de la instalación del sistema y de su operación y mantenimiento (O&M) durante el plazo del contrato.

En concreto, al calcular la amortización de los equipos comprados por los usuarios, García, aclaró: “Son retornos de inversión bastante agresivos de entre tres y cuatro años. Y son equipos que tienen una vida útil de mínimo 25 años. Entonces regresan tu inversión en tres años y todo lo demás es ahorro”.

Las exigencias del marco regulatorio

Desde el sector aseguran que los últimos tres años han sido turbulentos ya que se han establecido reglas del juego más estrictas a la hora de controlar la calidad de las instalaciones.

Con esta medida, se busca garantizar que todas las empresas proveedoras del servicio cumplan con mínimos requisitos de instalaciones y los límites de potencia (500 KW pico en corriente alterna).

De todas formas, la generación distribuida creció exponencialmente, valora García. Según el análisis del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN), podría darse un crecimiento estable y fuerte de un 500% a finales del 2036.

“En un escenario reservado, la capacidad instalada actualmente es de alrededor de 2,5 GW pico y para 2036 se estima que llegarán a los 11 GW. Siendo más optimistas, llegaría a 16 GW. Entonces, hay un crecimiento estable a nivel regulatorio con un fuerte impulso para la generación distribuida en el país”, comentó el empresario.

La gran apuesta de Enlight

En el marco del crecimiento vertiginoso que ha tenido el mercado, la empresa apuesta a seguir incrementando el escenario actual en los próximos años.

La generación y uso de energía eléctrica a partir de fuentes renovables representan una solución viable para contrarrestar las emisiones mundiales de dióxido de carbono relacionadas con la energía, las cuales alcanzaron su nivel más alto en 2021 al aumentar un 6%, hasta alcanzar las 36,300 millones de toneladas, según la Agencia Internacional de Energía (AIE). 

Los esquemas de financiamiento que ofrece Net Zero Fund para los sistemas de paneles solares y el almacenamiento de energía son una solución que permitirá que las grandes industrias puedan generar y almacenar su propia electricidad, aprovechando la energía solar.

En esta línea, Oscar García, enfatizó: “Siempre tratamos de estar a la cabeza de esta transición energética. Somos una empresa bastante sólida y queremos seguir siéndolo, acompañando a los clientes en el cambio hacia las renovables”.

“Con las tecnologías limpias, la industria al final gana, porque se fortalecen los procesos y servicios de las empresas y se genera más competitividad”, agregó.

Cabe destacar que, si bien el 90% de las instalaciones de la corporación se encuentran en México, tienen una fuerte presencia en Chile. Además, han sido elegidos por clientes multinacionales en Perú, Panamá y Costa Rica, entre otros. En total, cuenta con más de 8 mil clientes a nivel global.

La provincia de Misiones avanza con su Programa de Inserción de Energías Renovables, a la par que aguarda respuesta de la Secretaría de Energía de la Nación por su pasada adhesión a la ley de generación distribuida, la cual no es reconocida a nivel nacional.

Tras haber instalado 100 kits de paneles solares durante el primer año del lanzamiento de dicho plan y ya llevar alrededor de 205 sistemas en todo el territorio provincial, desde la Secretaría de Estado de Energía se plantearon nuevas para el corriente año.

“Extendimos el Programa a 300 kits y el objetivo para el 2023 es instalar otros 100 equipos fotovoltaicos. Las licitaciones para la adquisición de los equipos estarían saliendo a finales de febrero y con las instalaciones que ya tenemos, se produjo un ahorro anual estimado es de 44000 litros de combustible y 118 toneladas de dióxido de carbono”, detalló Paolo Quintana, ministro de Energía de Misiones, en conversación con Energía Estratégica.

“Es un logro avanzar en ese programa, donde trabajamos con los centros de atención primaria de salud, destacamentos policiales, comunidades aborígenes, personas con vulnerabilidad energética y pequeños productores rurales”, agregó.

Asimismo, cabe recordar que Misiones prepara nuevas licitaciones para instalar más parques renovables, considerando que ya tiene 52 MW solares en construcción y otros 12 MW de proyectos en etapa de pre – pliego, para los cuales se planean convocatorias a partir del próximo mes y continuar de forma escalonada durante el transcurso del año.

Mientras que por el lado de la biomasa, cuenta con varios emprendimientos de 3 MW por parte del sector privado y, el gobierno provincial se encuentra en etapa de análisis para realizar dos parques de 15 a 20 MW de capacidad cada uno.

Estado de la generación distribuida
Misiones cuenta con su propia Ley XVI – N.º 118 referida al balance neto, micro generadores residenciales, industriales o productivos, que data del año 2016, es decir, previa a la sanción de la Ley ° 27424.
Por lo que una vez que se reglamentó el régimen de fomento a la generación distribuida, la provincia adhirió “de manera supletoria y no integral”, aunque muy similar a la normativa nacional, con ciertas particularidades en los aspectos jurisdiccionales o fiscales – económicos.

“Luego salió la aclaración de que en la adhesión era recomendable la derogación de toda la reglamentación preexistente y, por ende, quedamos en ese gris. Pero en base a eso, el estado nacional considera que no adherimos, siendo que sí lo estamos”, explicó Quintana.

“Desde el 2020 solicitamos a Nación que lo contemplen y que nos digan el por qué de la negativa, pero hasta el momento no tuvimos respuesta cuando, en su lugar, podríamos trabajar en la provincia para ingresar a la ley N° 27424”, continuó.

El 15 y 16 de febrero en Ciudad de Panamá, LONGi participó como patrocinador oro en la cuarta edición de Renpower América Central & el Caribe, donde se evaluaron las medidas y estrategias que continúan catalizando la transición energética de este bloque de países.

Dos días, ocho sesiones, más de 12 horas de contenido y aproximadamente 20 ponentes expertos para informar y debatir sobre el desarrollo de las energías renovables, así se vivió el evento organizado por Euroconvention Global.

Durante la sesión, Antonio Morales, Sr. Sales Manager Utility México, Centroamérica y Caribe de LONGi Solar, expuso en el panel «Ejecución de proyectos renovables en Centroamérica y el Caribe – Tecnologías innovadoras y O&M», donde destacó por qué LONGi es un referente en I+D para el sector fotovoltaico, con productos de ultra alta eficiencia que se adaptan a las necesidades de los clientes y que no tienen paragón en el mercado.

LONGi, líder mundial en la fabricación de módulos y celdas fotovoltaicas monocristalinas, refrenda su compromiso con el desarrollo energético de la región, aportando su tecnología y conocimiento para alcanzar la equidad energética global.

Sobre LONGi

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

Con la misión de » Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno.

La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com/mx

Vestas, líder mundial en diseño, fabricación, venta, instalación y mantenimiento de turbinas eólicas, tiene indicadores optimistas, sobre todo comparados con datos de la industria, acerca de la participación femenina en la industria.

Estudios recientes de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) señalan que las mujeres representan solo el 32 % de la mano de obra mundial en el sector de la energía renovable y el 21 % en la eólica.

Cuando se trata de roles en ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas (STEM por sus siglas en inglés), estos números son aún más bajos: 28% y 14%, respectivamente.

Se estima que, solo uno de cada cinco cargos de liderazgo en el sector de la energía está ocupado por mujeres, según el World Economic Forum’s Global Gender Gap Report 2022. Y esta data corresponde a 14 años de aumentos anuales consecutivos, según la Agencia Internacional de la Energía (IEA) sobre la diferencia de género.

En Argentina

Este 11 de febrero se celebró el Día Internacional de las Mujeres y las Niñas en las Ciencias. Y como resultado de su movimiento integrativo, Vestas alcanzó la cifra de 13% de mujeres ocupando cargos de liderazgo en Argentina, superando la meta global del grupo para 2025.

Vestas ha realizado una serie de acciones para promover la cultura de la diversidad y educación en la compañía, que va desde el proceso selectivo, hasta el día a día operacional. Recientemente, junto con EDP Renováveis, la empresa realizó en Brasil (Rio Grande do Norte) el primer programa de calificación profesional. La iniciativa, llamada «Keep it Local», en colaboración con el SENAI de la región, formó a 25 personas- de esas, más de la mitad son mujeres- para poder operar y mantener parques eólicos.

«La falta de diversidad es una cuestión estructural del mercado laboral. Y en América Latina tenemos diferentes culturas, lo que crea más barreras. Vestas ha trabajado de forma revolucionaria en ese aspecto, pues la necesidad y la importancia de la inclusión no están solo en el papel, sino que permean acciones constantes del liderazgo», señaló Amanda Figueiredo da Silva, Head de Construcción en Brasil.

El pasado 2 de febrero hubo un evento muy importante en Puerto Peñasco en el marco de la presentación del Plan Sonora, que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina.

Fuentes del gobierno anunciaron que ya han iniciado 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.

Se trata de la promesa de una serie de megaproyectos que generarían potencialmente riqueza y desarrollo en una era de transición hacia las energías renovables.

En su etapa final tendrá una superficie de 2 mil hectáreas y una capacidad de 1 GW, en cumplimiento de los compromisos de México para combatir el cambio climático.

Sin embargo, la Doctora Guadalupe Correa, profesora de George Mason University expresa su preocupación por las implicancias que puede traerle a México esta mega obra, en diálogo con “La Octava”: “Son muchos los recursos que se necesitan para la inversión de varios proyectos en el marco del Plan Sonora y tenemos muy poca información”. 

“No tenemos un claro estudio de impacto ambiental, ni un análisis costo beneficio que nos permita evaluar el gasto versus lo que va a dejarle a la sociedad mexicana y en particular a las comunidades de Sonora”, agrega. 

Los objetivos del megaproyecto 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.

La millonaria inversión que endeudaría a México

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.

En efecto, el Gobierno anunció que será en los próximos meses el principal generador de las nuevas iniciativas de electromovilidad en el país. 

Según la especialista, se trata de una cantidad de dinero muy importante para el país pero que no tiene la tecnología necesaria para llevarlo adelante. 

“Es un tema muy delicado y complejo. Al no tener los recursos el país tiene que recurrir a deuda. Endeudarnos siempre nos coloca en una situación de mucha vulnerabilidad con economías como la de Canadá o los Estados Unidos”, advierte

“México podría quedarse endeudado en un mercado muy riesgoso. El mercado de las energías renovables hoy por hoy potencialmente es muy importante pero no sabemos realmente a mediano plazo qué es lo que va a pasar”, añade. 

Además, a la letrada le preocupa la electricidad que se requiere para operar esta planta y asegura que el plan deja más dudas que certezas. “Se nos prometen empleos, una integración en las cadenas de suministros, mayor profesionalización de los jóvenes y mayor acceso a tecnología sin anticipar cuál será el costo”, enfatiza.

En este sentido, argumenta: “¿Esto realmente le va a hacer bien a la población o solamente a una élite de políticos y de empresarios mexicanos que negocian con potencias como Canadá y Estados Unidos? Queremos conocer los problemas de medio ambiente e inestabilidad social que traerá el proyecto”.

Tal y como lo anunció el Gobierno mexicano con “bombos y platillos”, se inaugurará la primera planta fotovoltaica en conjuntar energía solar y un sistema de almacenamiento de energía en baterías de 192 MW. 

También, contará con 4 subestaciones eléctricas y 648 km circuito de 5 líneas de transmisión aéreas. Esto equivale a tener como beneficio 2278 GW hora de producción anual (500 mil hogares con suministro de energía eléctrica).

No obstante, la planta solar que se propone ser la más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, integra sólo la primera parte de un proyecto inmenso en el cual se esperan muchas otras obras pero aún no está claro cuántas más, ni cómo se financiarán.

Para Correa, el plan energético considera la generación de energía solar y eólica, la producción de semiconductores, el desarrollo de la industria del gas natural licuado y la desalinización del agua (para su venta a Estados Unidos), entre otros proyectos potenciales.

Por ello, la especialista asegura que el Plan convertiría a México en maquilador de energía y otros productos nuevos (como semiconductores, baterías de litio y otras piezas para autos eléctricos). 

“También, lo transformaría en proveedor de materias primas nuevas y recursos estratégicos, como el litio, las tierras raras y fundamentalmente de agua—a través de la construcción de una desalinizadora de agua en Puerto Peñasco, Sonora”.

De esta forma, vislumbra que la desalinizadora tiene como objetivo abastecer del líquido vital a los habitantes de Arizona, principalmente a la región de Phoenix.

Además, se planea que se construya una línea de transmisión de 315 km de longitud que vaya de Puerto Peñasco a Mexicali, en un nivel de tensión de 400 kV, con vistas a una próxima interconexión eléctrica entre el sistema interconectado nacional y el sistema Baja California. 

En conclusión, la especialista enfatiza que el gran proyecto no solo endeudaría bastante a México sino que también lo haría mucho más dependiente de Estados Unidos y del Norte Global en general.

Verano Energy, empresa líder en energías renovables en Latinoamérica, está desarrollando un ambicioso proyecto en Perú, concretamente en la localidad de Majes, donde ya se ha obtenido la aprobación ambiental (DIA), arqueológica (CIRA) y su conexión de preoperabilidad, todo ello en aproximadamente 2 años.

El proyecto de 100 MW, separado en dos fases de 50 MW cada una, está actualmente a punto de entrar en su concesión final de generación y transmisión de energía.

Se estima que la construcción comenzará en 2024, con la participación de aproximadamente 150 personas en la construcción y 8 personas en seguridad y mantenimiento, y como en todos los proyectos de Verano, con preferencia de puestos de trabajo para la población local.

Si todo va según lo previsto, a mediados de 2025 estará en su primera fase de funcionamiento, generando 120 GWh al año, equivalentes al consumo anual de 100.000 hogares.

«Estamos muy contentos porque es la primera aprobación de impacto ambiental que tenemos en Perú. Ahora estamos trabajando en los últimos permisos menores y buscando un PPA (Power Purchase Agreement) para avanzar con la construcción», dijo Dylan Rudney, CEO de Verano Energy.

Por otro lado, añadió Dylan Rudney, «cuando el proyecto esté operativo, generará tecnología 100% verde y no contaminante. También creará puestos de trabajo estables, tanto directos como indirectos, durante la fase de construcción y los 30 años de funcionamiento».

El socio inversor de este gran proyecto es Yinson Renewables, una empresa que forma parte del grupo Yinson Holding Berhad -compañía de infraestructuras y tecnología energética, que se creó en 2019 para convertirse en uno de los principales IPP de energías renovables de todo el mundo-.

«Es una gran noticia que hayamos alcanzado este hito clave para el proyecto», dijo Gareth Swales, Vicepresidente Senior de Yinson Renewables. «Ahora esperamos avanzar hacia las siguientes fases de ejecución del proyecto», añadió.

Fundada en 2012, Verano Energy cuenta con una amplia experiencia en diversos aspectos del desarrollo de proyectos renovables en América Latina, incluyendo el diseño, la financiación, la construcción y la gestión de activos. En los últimos años, la compañía también ha adquirido proyectos solares para aumentar su cartera.

De esta manera, el proyecto Majes en Perú se suma a un centenar de iniciativas similares en otras partes de Perú, Chile, Colombia y Argentina, que buscan aumentar la generación de energías renovables y así sumar acciones más amigables con el planeta.

La Conferencia Internacional de Energías Renovables en España (SPIREC) y la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, GENERA 2023, convertirán a Madrid en la capital mundial de las energías renovables, con la participación de representantes gubernamentales, empresariales, académicos, expertos en el desarrollo internacional de las energías renovables.

Del 20 al 23 de febrero, el Recinto Ferial IFEMA MADRID albergará ambas citas, con una amplia programación de conferencias, mesas redondas y jornadas técnicas para debatir sobre las mejores políticas públicas, iniciativas privadas y experiencias de impulso a las energías renovables en todos los niveles, así como áreas de exposición y networking para profesionales.

La celebración de ambas convocatorias se da en un momento en que España se sitúa en el octavo puesto de los países con mayor atractivo inversor en energías renovables, según un informe de Renewable Energy Country Attractiveness Index.

En tanto, el Informe sobre la Situación Mundial de las Energías Renovables 2022 (GSR2022), elaborado por REN21, resalta que en los últimos dos años ha batido además récords de nueva instalación solar y más que duplicado las cifras de autoconsumo.

GENERA 2023, organizada por IFEMA MADRID, con el apoyo del Ministerio para la Transición

Ecológica y el Reto Demográfico, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), presenta este año un vigoroso crecimiento de todos sus parámetros congregando a 385 expositores directos, de 21 países, a lo largo de 18.000 m2. de exposición.

GENERA se completa su la celebración de un programa de Jornadas Técnicas, que reunirá a expertos del sector para analizar y debatir sobre cuestiones tan relevantes como la transición energética y nuevos modelos a partir de las comunidades energéticas; el almacenamiento energético; el hidrógeno verde; autoconsumo, y los procesos de descarbonización en el sector.

La feria también acoge una serie de sesiones informativas y presentaciones de producto enmarcadas en FORO GENERA que abordarán nuevos desarrollos industriales, tecnológicos, y esquemas de financiación, entre otras propuestas. A ello se suma el FORO GENERA SOLAR, organizado junto a la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) que pondrá el foco en la descarbonización en el ámbito rural, y en el impulso de energías renovables en el contexto de inflación creciente, y otros temas.

SPIREC, una oportunidad para el fomento de energías renovables en todos los niveles

Bajo el lema «Renovables para las personas», la Conferencia Internacional de Energías Renovables en España (SPIREC) se celebrará del 20 al 23 de febrero en IFEMA MADRID y atraerá a más de mil visitantes y a unos 125 ponentes. La Conferencia comenzará con una ceremonia inaugural de primer nivel con la presencia del presidente del Gobierno, Pedro Sánchez; la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera. Además participarán en el acto,  la comisaria europea de Energía, Kadri Simson, el director general de IRENA, Francesco La Camera, o Achim Steiner, administrador del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), entre otras personalidades. El programa incluirá 25 sesiones paralelas repartidas en 5 bloques temáticos:

Entre los principales participantes en SPIREC figuran representantes de los gobiernos de Australia, Rumanía, Países Bajos, Uruguay y Zimbabue, la Comisión Europea, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI), la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), The Clean Energy Council y otras importantes organizaciones como New Energy Nexus y Vestas.

Bloque 1 – Suministro estable de energía, seguridad energética y autonomía con energías renovables. Este bloque abarcará temas como la seguridad del abastecimiento energético en el suministro de materiales y tecnología, el desarrollo de infraestructuras y el fortalecimiento de las cadenas de suministro mundiales, regionales y locales.

Bloque 2 – Renovables: satisfacer la demanda energética en todos los sectores. Analizará cómo satisfacer la creciente demanda de energía en sectores no energéticos como la construcción, la industria, el transporte y la agricultura, así como las alternativas disponibles en combustibles.

Bloque 3 – Aprovechar la oportunidad: construir una nueva economía con energías renovables. Abordará la necesidad de impulsar avances industriales para acelerar la implantación de energías renovables.

Bloque 4 – Las personas en el centro: las energías renovables en el corazón de la sociedad. En este bloque se estudiará las formas de inspirar y generar confianza para que la transición energética sea algo factible para todos.

Bloque 5 – Innovación para acelerar y extender las energías renovables. Analizará maneras innovadoras de impulsar una transformación estructural en los procesos intelectuales, los modelos empresariales y soluciones creativas para una rápida expansión de las energías renovables.

Inteligente Artificial

La Conferencia también acogerá más de 20 actos organizados por instituciones y colectivos vinculados. Presentará un novedoso espacio llamado “Área de futuro” donde se utilizará la inteligencia artificial para despertar la imaginación de los asistentes, ofreciéndoles la posibilidad de trasladar a imágenes de forma inmediata su visión sobre un futuro en el que predominan las energías renovables.

La serie de Conferencias Internacionales de Energía Renovable (IREC) se organiza de forma bienal en varios países del mundo. La primera de ellas tuvo lugar en Bonn (Alemania) en 2004 y, desde entonces, miembros de gobiernos, la sociedad civil y el mundo empresarial de todo el mundo se reúnen periódicamente para debatir y aprender los unos de los otros, con el objetivo de impulsar una implantación rápida de las energías renovables.

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Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, instaló el primer panel solar de Guayepo I y II, el parque fotovoltaico en construcción más grande del país.

Con un avance de más del 28%, el proyecto tendrá una potencia instalada de 486,7 megavatios (MWdc), gracias a los más de 820.600 paneles que estarán distribuidos en 69 subcampos y un terreno de más de 1.110 hectáreas en Ponedera y Sabanalarga, en el departamento del Atlántico.

El panel instalado tiene una dimensión de 217 centímetros de largo, 130 centímetros de ancho y 3.5 centímetros de espesor, además de una capacidad individual de 595 vatios (W).

Igualmente, cuenta con tecnología de punta; es bifacial, lo que le posibilita absorber energía por ambas caras, y está ubicado sobre un sistema automático de estructuras metálicas, denominado tracker, que le permite girar y orientarse con el movimiento del sol para capturar sus rayos durante todo el día y optimizar así el proceso de generación de energía.

Según Eugenio Calderón, gerente de Enel Green Power Colombia y Centroamérica, “cada paso que damos en la construcción de nuestro parque solar Guayepo I y II significa una apuesta al desarrollo del Atlántico, pues generaremos más de 1.500 empleos locales durante el pico constructivo del proyecto.

Además, representa un aporte significativo para el proceso de descarbonización y transición energética que vive el país, considerando que este es el parque solar en construcción más grande de Colombia y que a través de él evitaremos la emisión de más de un millón de toneladas de CO2 al año”.

Otros avances presentados a la fecha

Enel Green Power también inició recientemente las actividades constructivas de la Subestación Elevadora Martillo, que tendrá un tamaño de 1,4 hectáreas y que recibe el mismo nombre del corregimiento en el que está ubicada. Aquí se instalarán los dos transformadores que tienen la función de recibir la energía eléctrica generada por los paneles solares.

De manera simultánea, comenzó la adecuación de la línea de alta tensión de 500 kilovoltios y una longitud de 10 km de tramo aéreo. Esta estará conformada por dos pórticos y 27 torres, que pasarán por La Retirada, Cascajal y el barrio Cascajalito en Sabanalarga.

Cabe destacar que la construcción de esta infraestructura es de gran relevancia para garantizar el funcionamiento del parque solar, pues a través de la línea de alta tensión se transportará la energía producida en el parque hasta la subestación eléctrica de interconexión, para que la energía pueda ser inyectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN).