Información de Mercado

El Ministerio de Ambiente de Colombia ha dado un paso significativo hacia la agilización del proceso de licenciamiento ambiental para proyectos de generación de energías renovables no convencionales (FNCER) en el país. La entidad ha publicado para comentarios un borrador de decreto que propone modificaciones en las competencias de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) y las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) en la tramitación de licencias para proyectos FNCER, lo cual marca un cambio en las disposiciones actuales establecidas por el Decreto 1076 de 2015.

La propuesta redefine las responsabilidades de la ANLA y las CAR, al establecer que la ANLA asumirá el trámite de licencias para proyectos de generación FNCER a partir de los 50 megavatios (MW). Actualmente, las CAR evalúan licencias para proyectos que oscilan entre 10 MW y 99 MW, mientras que la ANLA se encarga de proyectos de 100 MW en adelante.

Esta medida busca brindar mayor seguridad, agilidad y transparencia al proceso de licenciamiento ambiental, priorizando los proyectos de FNCER como parte de las metas en gigavatios de la Transición Energética Justa, una de las prioridades del Gobierno del Cambio.

Proyecto-Decreto-1

El proyecto de decreto, liderado por el Ministerio de Ambiente y la ANLA, ha contado con la participación activa de diversos gremios, incluyendo ANDI, ACOLGEN, ANDEG, ANDESCO y SER COLOMBIA. Este primer paso forma parte de un Proyecto de Ley más amplio que busca implementar un procedimiento diferenciado y escalonado, que agilice la evaluación de licencias ambientales para impulsar el desarrollo sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio Fundador de OGE ENERGY, firma de abogados especializados en transacciones de proyectos de energía limpia, celebra este primer hito: «Esta propuesta es una evidencia más del compromiso del gobierno en incrementar la generación de energía a través de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable. Esta normativa beneficiará a inversionistas del sector eléctrico, especialmente a desarrolladores de proyectos con capacidad instalada igual o superior a 50 MW, así como a la infraestructura de transporte de energía eléctrica».

Al ser consultado sobre el impacto en los tiempos de otorgamiento de licencias ambientales, el especialista explica que la medida proporcionará celeridad, especialmente para proyectos de generación solar, eólica, geotérmica y mareomotriz.

Y agrega:»La centralización en la ANLA para proyectos con capacidad instalada igual o superior a 50 MW facilitará un proceso más eficiente y rápido en comparación con el sistema actual».

Suarez también resalta que, junto con la reciente expedición de la Resolución No. 40042 del Ministerio de Minas y Energía, estas medidas son fundamentales para cerrar transacciones de proyectos de FNCER satisfactoriamente. En efecto, Suárez enfatiza que la combinación de la licencia ambiental y la aprobación de la fecha de puesta en operación contribuirá significativamente al logro de la meta gubernamental de alcanzar 6 gigavatios para el año 2026.

El borrador de decreto estará abierto a comentarios hasta el próximo 12 de marzo a través de la página www.minambiente.gov.co, marcando un periodo crucial para la participación ciudadana en este importante avance hacia la consolidación de una matriz energética más sostenible en Colombia.

Una vez finalizada la etapa de comentarios, estos serán analizados y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible deberá decidir si lo pone en vigencia.

La entrada Colombia publica para comentarios borrador que agiliza el licenciamiento ambiental para proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Total Logistics Solutions (TLS), operadora 4PL que además integra soluciones de transporte internacional de mercancía por aire, mar y tierra, gestiones aduanales y almacenaje bajo diferentes regímenes, cuenta con amplia expertise en el sector energético.

Según revelaron desde la compañía, en el inicio del 2024 registran una participación del 30% del total de proyectos fotovoltaicos con concesiones definitivas otorgadas en República Dominicana.

Al respecto, Yamel Manzano, gerente comercial de TLS, destacó que contar con TLS como aliado en el Caribe para la gestión de aduanas o transporte es de alto valor para que los importadores no pierdan tiempo, ni dinero.

“Contratar a un agente logístico que tenga experiencia en este nicho es importante, porque la verdad es que los procesos, como los de exoneración de impuestos, deben ser agotados por un agente que domine el tema, como el caso de TLS. De hecho, ese es nuestro enfoque en términos de gestión aduanal”, declaró Yamel Manzano.

En conversación con Energía Estratégica, la gerente comercial de TLS compartió grandes consideraciones para asegurar una importación de componentes para proyectos de energías renovables óptima.

Primeramente, la especialista indicó como necesario realizar una programación adecuada para optimizar tiempos tanto de transporte marítimo como terrestre, de manera que, al momento de estar disponible la mercancía, esta empiece a moverse en dirección al sitio de entrega.

Entendiendo que los mercados desde donde principalmente sale la mercancía vinculada con proyectos fotovoltaicos son Asia y Europa, destacándose China, Alemania y, en algunos casos, España, la referente de TLS puso en consideración que el tiempo de tránsito hasta República Dominicana debe considerarse en el orden de los 25 días, o superior en la mayoría de los casos.

Es preciso hacer la salvedad de que previamente se debe tener en cuenta el tiempo de producción, que depende de la disponibilidad del suplidor y que podría generar demoras en el inicio del transporte, por lo que la especialista insistió en lo importante que es hacer una programación de forma correcta para que, en caso de que suceda cualquier retraso, no se afecte notablemente la obra.

“Hay que considerar la cantidad de días libres que se negocian con las navieras en términos de demora de contenedores. Esto es superimportante porque el proceso de exoneración por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien otorga el desmonte de impuesto a los importadores, a los dueños del proyecto, tarda unos 20 días aproximadamente entre que inicia y puede ser concluido”, puntualizó sobre el caso dominicano.

Y añadió: “Entonces, los importadores deberían negociar el máximo tiempo de días libres en términos de demora de contenedor (suelen otorgarse desde 7 días hasta 30 días); para que, de esa forma, cuando tenga que agotar el proceso de exoneración localmente, pues no se vean afectados por el alto costo de la demora”.

En el caso dominicano, esas demoras se podrían traducir en aproximadamente 100 dólares por equipo al día, sin contar la demora en el puerto que sería menor a la que hay que también tener en cuenta porque no deja de ser un cargo adicional.

Ahora bien, Yamel Manzano añadió que para evitar ese escenario, agentes como TLS pueden apoyar en la apelación y solicitud ante aduana para lograr un despacho provisional pendiente de exoneración, en caso de que el proceso se haya iniciado pero no se haya podido completar en un tiempo óptimo.

La entrada Claves para optimizar la importación de componentes para proyectos de energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Si bien Perú aún no cuenta con una Estrategia Nacional de Hidrógeno y la producción del vector energético se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, importantes actores del sector energético trabajan articuladamente para detonar la industria y existen diversos proyectos en cartera.

En efecto, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) posiciona al país como un posible líder mundial por su alto potencial renovable, y su ubicación geográfica estratégica en el Cono Sur.

Teniendo en cuenta todo ese potencial, las declaraciones de Rómulo Mucho Mamani el nuevo ministro de Energía y Minas (MINEM), asumido el pasado 13 de febrero, en favor del vector energético hacen crecer las expectativas del sector.

El ministro encabezó la Conferencia “Diálogo de Políticas del Foro de cooperación Asia Pacífico (APEC) 2024, sobre el Hidrógeno Verde y Bajo en Carbono como un habilitador para la transición energética«, que se desarrolla en el Centro de Convenciones de Lima.

En dicho encuentro señaló que el objetivo principal es apoyar el crecimiento económico sostenible y la prosperidad en el Asia-Pacífico; por ello, el Perú busca integrar sus esfuerzos junto a otros países para avanzar en el uso eficiente de la energía y los recursos para su generación.

Y agregó: “La energía es la base sobre la que se construyen nuestras economías. Sin embargo, debemos también ser conscientes de las amenazas climáticas que enfrentamos, las cuales son principalmente causadas por sistemas energéticos aún vigentes. Por ello, es imperativo un uso eficiente y consciente de los recursos energéticos”.

En este sentido, Mucho celebró: “El propósito que nos convoca a esta conferencia marca un hito importante en el recorrido hacia la reunión ministerial de agosto próximo, a fin de promover el uso del hidrógeno verde e hidrógeno de bajo carbono en la región de Asia-Pacífico”.

De esta forma, aseguró que las conclusiones de este evento serán insumo valioso para posteriores reuniones y acuerdos del Energy Working Group en el contexto de la APEC 2024, para una transición energética.

A su turno, el viceministro de Electricidad del MINEM, Jaime Luyo Kuong, destacó también la importancia de crear espacios de colaboración entre países tecnificados y economías en desarrollo para darles el soporte necesario en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde rumbo a la transición energética.

Posteriormente, el ministro Rómulo Mucho y Luyo Kuong mantuvieron un encuentro bilateral con Shirai Toshiyuki, director de Relaciones Internacionales de la Agencia de Recursos Naturales y Energía del Ministerio de Economía, Comercio e Industria del Japón, y con Irie Kazutomo, presidente del Centro de Investigación de Energía Asia – Pacífico.

Según trascendió, las autoridades dialogaron sobre la posibilidad de firmar un Memorándum de cooperación entre los dos ministerios.

Otras intervenciones del nuevo ministro en favor de la industria

Tal como anticipaba Energía Estratégica, según fuentes consultadas por este medio Rómulo Mucho tiene una firme convicción en avanzar en la transición energética.

“Es probable que muestre una actitud más proclive a aprobar los proyectos de ley en favor de las renovables que están en discusión”, explican.

Un ejemplo de ello fue su sólida intervención en el proyecto de ley  dirigido a promover el uso del hidrógeno verde como combustible. Junto a sus técnicos, denunció un error conceptual en la definición de hidrogeno verde por lo que se llamó a cuarto intermedio para modificar el texto.

El objetivo de estos esfuerzos es que se apruebe una legislación correcta que promueva la producción y posterior exportación de hidrogeno verde, a fin de diversificar la matriz energética.

Si bien la Comisión Permanente desoyó esas recomendaciones y aprobó el texto con una definición que considera al hidrogeno verde como un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero. Se espera que el ejecutivo rechace esta definición dado que mundialmente el hidrogeno verde es todo aquel producido por energías renovables, las cuales no emiten gases de efecto invernadero.

La entrada Perú busca alianzas internacionales para promover el hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La provincia de Santa Fe trabaja fuertemente en la promoción e incorporación de fuentes de generación sustentables y prepara una nueva licitación de renovables para antes de mitad del corriente año. 

El gobierno retomará el Programa de Generación de Energías Renovables de la Provincia de Santa Fe (Generfe), con el que lanzará una convocatoria para la construcción de 30 MW solares más y una para la modernización del parque fotovoltaico San Lorenzo (1 MWp de capacidad).

“Abril es la fecha límite prevista para el llamado del revamping del PS San Lorenzo, mientras que junio debemos tener lanzada la licitación de 30 MW más en corredores provinciales”, afirmó Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“El objetivo es que sean obras con un propósito estratégico para mejorar el sector productivo. Y es probable que, dentro de la misma convocatoria de 30 MW, haya un proyecto con almacenamiento, que nos ayudará a estabilizar la red y elegir los lugares con un poco más de flexibilidad”, agregó. 

Y según pudo averiguar este portal de noticias, en principio no será un único parque de 30 MW de potencia, pero tampoco centrales de 5 MW como en el llamado del año pasado (20 MW totales repartidos en 4 plantas de 5 MW cada una) en el que sólo hubo un único oferente (ver nota). 

Sino que se evalúan proyectos mayores a 5 MW debido a una cuestión de economía de escala y para que haya empresas interesadas en participar en este proceso. 

Además, no se descarta la posibilidad de ampliar la capacidad a subastar, pero ello dependerá de lo que suceda con los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI (realizada en 2023).

¿Por qué? EL sector está a la espera de saber si el gobierno finalmente respeta los contratos firmados o si se retrae la decisión, tal como sucedió semanas atrás con la convocatoria termoeléctrica cuando, por medio de una nota a Cammesa, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, suspendió la firma de contratos de tipo PPA con los generadores ganadores. 

De todos modos, Verónica Geese reconoció que la mejora del servicio energético es una “prioridad” del gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, y que, al no vislumbrar una solución para los problemas de corredores radiales (falta de obras de transmisión 500 kV y 132 kV), la solución llega por el lado de la generación, entendiendo que los precios ser más competitivos. 

“Mientras que más adelante pensamos comercializar esta energía, hacer una especie de Mercado a Término (MATER) provincial, tal vez regional con las provincias del Centro, y nos interesa tomar la posibilidad de comercializar los derechos de emisión de la energía que proyecten”, apuntó Geese. 

“También quedó pendiente hacer algo con energía eólica, pero se observa con mejores perspectivas para un próximo llamado”, complementó una fuente cercana de la Empresa Provincial de Energía (EPE) de Santa Fe en diálogo con Energía Estratégica. 

Justamente la secretaria de Energía de la provincia no fue ajena al rol de EPE y destacó que debe aprovecharse su potencial, considerando el contexto argentino actual de una liberación de diversas cuestiones regulatorias a partir de las políticas del nuevo gobierno y en el marco de la transición energética. 

“Es una vocación que puso el gobernador, que debemos ser grandes jugadores en el concierto energético de la Nación. Tenemos muchas condiciones para ello y para una mejor competencia, debemos tender a que las renovables tengan muchos jugadores para hacer resiliente al sistema y tener distintas calidades y proveedores de diversas magnitudes para todos los proyectos”, concluyó Geese.

La entrada Nueva ronda Generfe: Santa Fe lanzará otra licitación de renovables durante el 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) define como alarmante y preocupante las recientes y recurrentes publicaciones de artículos de prensa e informes de escaso rigor, así como la presencia de campañas en redes sociales que pretenden atacar la instalación de paneles solares en techos de hogares y empresas dominicanas, sugiriendo que la generación distribuida y los incentivos a las energías renovables van en detrimento de las finanzas del Estado. El objetivo de estas publicaciones es intentar responsabilizar y culpar a la generación distribuida de todos los males que afectan al sistema eléctrico dominicano.

Ante lo absurdo de estos argumentos, nos preguntamos, ¿quién paga estas campañas? ¿a quiénes benefician? Naturalmente, los sectores interesados detrás de estas publicaciones no están pretendiendo buscar soluciones a la solvencia estatal y al déficit del sector eléctrico dominicano. Más bien están buscando propugnar por la consecución de su agenda e intereses particulares, y con ello mantener su monopolio.

Desde el año 2007, el Estado dominicano, con criterio acertado, a través de sus políticas, ha incentivado y promovido la generación distribuida, tanto en hogares como en empresas, porque ha comprobado que estos sistemas aportan beneficios a la economía dominicana y permiten alcanzar los objetivos y los compromisos medioambientales asumidos.

Asimismo, las empresas distribuidoras de electricidad, Edesur, Edeeste y Edenorte, facilitan y apoyan, en la medida en la que sus recursos lo permiten, el crecimiento y la integración de los sistemas renovables en sus redes de distribución. Sin embargo, contrario es el comportamiento asumido por los sistemas aislados, quienes se oponen a facilitar la integración de sistemas renovables a sus redes, alegando siempre excusas y dificultades técnicas inexistentes. Lo cual sale a relucir una vez que ejecutan por cuenta propia los proyectos que anteriormente habían prohibido a otras empresas.

Es lamentable que se propaguen publicaciones que sugieran la eliminación de los incentivos fiscales que ofrece la Ley 57-07 a los sistemas renovables, los cuales representan el 0% del PIB y generan ingresos enormes al Estado. Incentivos que son necesarios para el fomento de la energía renovable y positivos para las finanzas del Estado. Cada incentivo otorgado se recupera, por mucho, a corto plazo. También, resulta ser una inversión a largo plazo, que retorna al Estado multiplicada por más de diez, al incrementar la recaudación a través de las empresas que instalan paneles solares, que devuelven al fisco al volverse más competitivas y reducir sus gastos.

Los problemas del sector distribución no los genera la generación distribuida. Al contrario, ayudan a reducir las pérdidas técnicas en los conductores de media y baja tensión en un 36%. La energía se produce y se consume en el mismo lugar y no tiene que recorrer largas distancias desde los centros de generación hasta los centros de consumo. Estudios independientes realizados por la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ) dentro del Programa Transición Energética, han demostrado que las redes de distribución pueden admitir mucha más energía distribuida y que la regulación es muy restrictiva, con límites que no tienen soporte técnico.

La generación distribuida apenas representa el 2% de la energía que circula por las redes de distribución, y más del 60% de esta energía renovable, no llega a viajar por las redes de distribución, ya que se consume en los lugares dónde se produce. ¿Realmente parece que este 2% es el responsable de los problemas de la distribución eléctrica? Realizar este planteamiento resulta, como mínimo, no tomarse en serio un tema de importancia capital para el país.

Marvin Fernández, presidente de ASOFER, plantea que la Superintendencia de Electricidad (SIE), como ente regulador, debe realizar, con carácter de urgencia, los estudios de penetración fotovoltaica en todas las empresas distribuidoras de electricidad, incluyendo los sistemas aislados, así como definir las tarifas eléctricas de todos los sistemas aislados. Asimismo, debe fiscalizar a aquellas empresas que violan la regulación vigente. Agregó además que ASOFER nació ante la necesidad de tener un ente que defendiera las energías renovables ante la propuesta fiscal del 2012. Hoy al igual que en el 2012, nos levantamos en defensa de la República Dominicana y de su crecimiento renovable, porque tenemos los recursos naturales, las tecnologías, el compromiso país, y un sistema eléctrico deficiente que evidentemente necesita

ayuda.

La entrada ASOFER desmiente informes que buscan beneficiar el negocio de la oscuridad se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde el 20 de diciembre de 2023 hasta el 2 de febrero de 2024, la Compañía estuvo ejecutando el programa de recompra de acciones mediante el mecanismo transaccional de la BVC. En ese período se compraron 1.555.495 acciones por un monto equivalente a $4.934 millones, una ejecución del 1,64% del monto total aprobado. El volumen transado diario de la acción en el mercado aumentó un 125% en comparación con lo registrado durante todo el año 2023 y el precio tuvo una valorización del 14%. 

Reinicio del mecanismo transaccional  

La entrada Celsia busca readquirir 2,88 millones de acciones a través del mecanismo independiente de la bolsa se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá inicia oficialmente el Acto Competitivo Internacional de Concurrencia LPI ETESA Nº 01-24 para la Contratación a Largo Plazo del Suministro de Potencia Firme y Energía exclusivo para Centrales de Generación Renovable.

Al respecto, en exclusiva para Energía Estratégica, la secretaria Nacional de Energía de Panamá, Rosilena Lindo Riggs, declaró:

«La robustez del sector eléctrico esta directamente relacionada a la resiliencia de nuestras ciudades y comunidades. Con la licitación de largo plazo exclusiva para energías renovables, Panamá tendrá mejores precios de energía y avanza en la implementación de la Estrategia de Innovación del Sistema Interconectado Nacional».

El Pliego de Cargos se encuentra publicados desde hoy, martes 27 de febrero, en la página de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), que oficia como ente gestor de esta licitación.

De acuerdo con el documento, los interesados en participar podrán ofertar potencia firme con energía asociada, para el periodo comprendido del 1 de septiembre de 2026 hasta el 31 de agosto de 2046, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

a. La fecha de inicio del suministro será el 1 de septiembre del año 2026 para centrales renovables existentes (centrales solares, eólicas o hidroeléctricas) y para centrales solares nuevas.

b. Para centrales renovables nuevas eólicas o hidroeléctricas, la fecha de inicio del suministro podrá ser desde el 1 de septiembre de 2026 hasta el 1 de enero de 2029.

c. La duración de los contratos será de hasta diez (10) años para los contratos surgidos del requerimiento para centrales existentes y de hasta veinte (20) años para los contratos surgidos del requerimiento para centrales nuevas.

d. En todo caso la fecha máxima de vigencia de todos los contratos surgidos de esta licitación será hasta el 31 de agosto de 2046, independientemente de su fecha de inicio de suministro

Entendiendo que el Suministro de Potencia Firme y Energía es para atender los requerimientos de las empresas distribuidoras ENSA, EDEMET y EDECHI y mantener la confiabilidad del sistema, en adición se aclara lo siguiente:

i. Contratación de Energía: Para centrales de generación renovables (hidroeléctricas, eólicas y solares) nuevas y existentes, podrá ser adjudicado hasta un máximo del 40% del requerimiento para centrales existentes y será gestionado de forma separada del requerimiento de las centrales nuevas.

ii. Contratación Potencia Firme y Potencia Firme con Energía Asociada: Para centrales de generación renovables nuevas o existentes, podrá ser adjudicado hasta un máximo del 65% del requerimiento para centrales renovables existentes y será gestionado de forma separada del requerimiento de las centrales renovables nuevas de acuerdo con lo siguiente: o Las centrales hidroeléctricas deben contar con disponibilidad de potencia firme, con la opción de respaldar mediante sistema de almacenamiento de baterías. o Las centrales eólicas y solares deben contar con un respaldo de sistema de almacenamiento de baterías.

Las partes interesadas podrán participar de una reunión aclaratoria el próximo lunes 4 de marzo del 2024 a las 9 am (lugar a definirse próximamente) para despejar todas las dudas antes del acto de concurrencia y recepción de ofertas previsto para el jueves 27 de junio del 2024 a las 9 am (lugar a definir).

pliego_de_cargos_0124_lp_vpublicada_27022024

La entrada Panamá publica el pliego de su licitación de 500 MW renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Cuenta regresiva para el Future Energy Summit (FES) Argentina, mega evento que congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

La cumbre se realizará el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y a medida que pasan los días se termina de definir una amplia agenda para visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

El cuarto panel de la jornada se denomina “Claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” y estará integrado por referentes de Solis, AE SOLAR, Arctech Solar. LONGi Latam y Trina Solar. 

Solis, uno de los fabricantes más importantes de inversores fotovoltaicos del mundo, tendrá representación a través de Sergio Rodriguez Moncada, chief technology officer de la compañía, quien ya reconoció que el objetivo es lograr entre 30% y 40% del market share de inversores tipo string de Latinoamérica. 

Incluso, el CTO de Solis también estuvo presente en el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit (realizado en noviembre 2023 en Chile) y allí vaticinó que se debe poner la mirada en Argentina, en lo que suceda con la cuestión política, la dinámica de la economía y una posible apertura de las importaciones al país. 

AE SOLAR, premiada marca alemana con dos décadas de expertise en el mercado fotovoltaico, también asistirá y José Montoya, sales manager de la empresa, expondrá su mirada en el tercer panel del encuentro. 

Recientemente Montoya destacó la inclusión de chips NFC en cada uno de los módulos fotovoltaicos de AE SOLAR como una de las ventajas para verificar la autenticidad de los módulos y brindar un mejor servicio postventa. Elementos cruciales en un mercado donde la falsificación de productos puede complicar las garantías y con esos chips AESOLAR puede identificar la ruta de cada producto después de su venta.

Por el lado de Arctech Solar, fabricantes y proveedores de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, dirá presente mediante Alejandro Silva Zamora, head Chile & South LATAM-BD director strategic accounts. 

La firma fundada en China cuenta con presencia en varios continentes y su envío global de sistemas fijos y de seguimiento ha llegado a 24 GW; pero en Latinoamérica explorará más oportunidades tras vincularse en más de 510 MW de proyectos operativos a lo largo de Brasil, Chile y México. 

LONGI Solar, reconocida empresa distribuidora y productora de módulos fotovoltaicos, volverá a participar en un evento de Future Energy Summit, con la mirada puesta en seguir ofreciendo productos competitivos que complementen y diversifiquen la matriz energética de la región. 

Lucas Ponce, product and solution manager de LONGi Latam, será quien aporte insights valiosos sobre la estrategia y los avances de la compañía, luego de que en la cumbre de Chile diera a conocer detalles de los módulos Hi-MO 7 y de que estaban incursionando en el campo del almacenamiento energético, con una unidad dedicada a la producción de electrolizadores. 

Trina Solar, proveedor mundial de módulos fotovoltaicos y soluciones de energía inteligente, no se quedará fuera de este interesante panel de debate y en su representación estará Marcus Fabrino, Head de Trina Tracker para Latinoamérica y Caribe.

El especialista marcará como avanzan desde la compañía para el crecimiento de las renovables y qué esperar de la región, considerando que fueron seleccionados para ser proveedores de trackers y módulos en un proyecto de 150 MW en Argentina y que suman más participación en Brasil, país en el que abrieron una fábrica de trackers (capacidad de 2,5 GW)  durante el 2023. 

Por lo que Future Energy Summit brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, las oportunidades regulatorias y de inversión, como así conocer al detalle los próximos pasos, metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable de Argentina, que ya cuenta con casi 6000 MW instalados (sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad) y alrededor de 4000 MW en más de 150 proyectos y casi 4000 MW renovables 

No te pierdas la oportunidad de ser parte del primer mega evento FES del 2024, donde expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

La entrada Solis, AE Solar, Arctech Solar, LONGI Latam y Trina Solar expondrán en FES Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Con 20 votos a favor, 1 en contra y 3 abstenciones,  la Comisión Permanente aprobó, en segunda votación, el dictamen que fomenta la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

El dictamen recaído en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374,  tiene como finalidad mejorar la calidad de vida de la población como resultado de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

El presidente de la Comisión de Energía y Minas, Segundo Quiroz (BMCN), manifestó que la propuesta establece, entre otros, que el Ministerio de la Producción, a través del Programa Nacional de Desarrollo Tecnológico e Innovación (Proinnovate), fomente la implementación de programas para promover proyectos, emprendimientos de innovación y de transferencia tecnológica en materia de energía mediante el uso de hidrógeno verde como combustible y como vector energético en sus diferentes aplicaciones.

En un plazo no mayor a ciento ochenta días calendario, contados a partir de la entrada en vigor de la presente ley, el Poder Ejecutivo deberá aprobar el reglamento y la normativa adicional que sea necesaria para la aplicación de esta ley.

Sin embargo, fuentes con alto conocimiento en la materia aseguraron a Energía Estratégica que este proyecto de ley podría ser rechazado por el poder ejecutivo ya que no se respetó el cuarto intermedio en el que se solicitaba cambiar la definición de hidrogeno verde.

En dicha sesión, llevada adelante el pasado 15 de febrero, el congresista Eduardo Salhuana comunicó que se reunió con el flamante ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho y vice ministros, quienes le transmitieron la mencionada preocupación en torno al proyecto de ley.

«Los técnicos de energía y minas advirtieron que la definición de hidrogeno verde que se aprobó en la primera votación por figurar el texto sustitutorio no era  la misma que la del pre dictamen inicial. Se han modificado algunos términos y la definición de hidrógeno verde no es la correcta en términos científicos ni técnicos«, destacó Salhuana.

En este sentido, para efectos de la presente ley el hidrógeno verde es un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero. Sin embargo, para que el hidrógeno pueda ser catalogado como verde universalmente debe producirse a través de energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero.

No obstante, en la sesión del día de ayer se hizo caso omiso a esta solicitud de cambio de definición y fue aprobada por la mayoría, lo cual según expertos en la materia podría traer grandes consecuencias a nivel internacional.

«El ejecutivo debería observar y rechazar esta ley para quitarle el titulo de hidrogeno verde porque no es real. No va a poder haber una certificación internacional estándar con esta definición porque no es la globalmente aceptada «, explican expertos a Energía Estratégica.

«El presidente de la comisión desoyó las recomendaciones del ministro de Energía y Minas que buscaban la elaboración de una legislación correcta que promueva la producción y posterior exportación de hidrogeno verde, a fin de diversificar la matriz energética», concluyen.

La entrada Aprueban iniciativa que promueve el uso del hidrógeno verde como combustible sin cambiar su definición se publicó primero en Energía Estratégica.

Con un potencial total estimado de 109 GW de energía eólica costa afuera y con áreas de exploración de desarrollo de aproximadamente 50 GW en potencial acumulado, los documentos de la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa en Colombia (2023), establecen como metas del país, contar con una capacidad instalada de Energía Eólica Costa Afuera de 7 GW en 2040 y 13 GW en 2050.

Para desarrollar ese potencial, a consideración de solicitudes recibidas para el Proceso Competitivo de proyectos de generación de Energía Eólica Costa Afuera, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en su calidad de Administradora de la Primera Ronda, modificó el Cronograma de los Pliegos, para ampliar la Etapa de Habilitación de Interesados hasta el 21 de junio de 2024.

Hasta dicho plazo, los interesados en participar en el Proceso Competitivo deberán presentar los documentos de Habilitación, el Administrador proceder a su estudio y a formular los requerimientos de complementación de documentos necesarios para obtener la Habilitación y su presentación por los interesados.

Nuevo cronograma

Adenda_No.1_-_Modifica_Cronograma_pxdum5q

Esta Primera Ronda tiene como finalidad que DIMAR, a través de un Proceso Competitivo, otorgue Permisos de Ocupación Temporal (POT) sobre áreas marítimas, con destino al desarrollo de proyectos de energía eólica costa afuera a los Proponentes que acrediten las capacidades jurídicas, financieras y técnicas establecidas y que presenten las mejores Ofertas en los términos de la referida Resolución Conjunta y estos Pliegos.

De esta forma, el Gobierno Nacional busca establecer las bases para el desarrollo de la Industria Eólica Costa Afuera en Colombia, promoviendo no solo la prosperidad económica y el cuidado del medio ambiente, sino también fortaleciendo el tejido industrial de defensa y fomentando el encadenamiento productivo para impulsar el desarrollo integral de las comunidades involucradas.

Los proyectos que podrían participar

Al momento, de acuerdo a datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se han presentado al informe de registro de proyectos de generación 12 proyectos eólicos costa afuera que representan 5.134,5 MW de capacidad –VER AL PIE DEL ARTÍCULO-. Estos se sitúan en la zona Caribe central, más precisamente, al oeste del Departamento de Magdalena, los Departamentos del Atlántico y Bolívar, y la parte norte de Sucre.

De ellos, tres por 1.535 MW se ubican en Bolívar y Atlántico, por lo que podrían participar seguro de la convocatoria. Otros tres en Magdalena, por 1.749,9 MW, por lo que de acuerdo a su sitio geográfico de emplazamiento podrían o no ser incorporados a la subasta.

Finalmente, los que quedarían afuera de esta primera ronda son los que se ubican en La Guajira: seis proyectos por 1.850 MW 

INFORME DE REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN

Semana 06, corte a 09 de febrero del 2024

1666
19/05/2022
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
200
BOLIVAR
SANTA CATALINA
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS SAS
08/12/2025

3435
04/06/2022
OWF ASTROLABIO
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF ATROLABIO S.A.S. E.S.P.
08/02/2032

3436
04/06/2022
OWF BERGANTIN
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF BERGANTIN S.A.S. E.S.P.
08/06/2032

3437
04/06/2022
OWF GALEON
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
ATLANTICO
BARRANQUILLA
OWF GALEÓN SAS ESP
08/06/2032

3438
04/06/2022
OWF GOLETA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF GOLETA SAS ESP
08/02/2032

3443
14/06/2022
OWF BITÁCORA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
510
BOLIVAR
CARTAGENA
OWF BITÁCORA SAS ESP
08/06/2032

3445
16/06/2022
OWF BARLOVENTO
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
08/02/2032

3545
14/09/2022
OWF BARLOVENTO I
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3547
14/09/2022
OWF BARLOVENTO II
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3548
14/09/2022
OWF BARLOVENTO III
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3549
14/09/2022
OWF BARLOVENTO IV
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3651
24/08/2023
PARQUE EÓLICO FLUVIAL RÍO GRANDE DE LA MAGDALENA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
99,9
MAGDALENA
SITIONUEVO
GRAND ENERGY S.A.S.
01/05/2026

Pliegos y condiciones específicas: contenido de las ofertas

Para su validez, todas las ofertas deberán contener al menos lo siguiente:

a) El Proponente podrá presentar una oferta por cada Área del Proceso Competitivo. Así mismo, podrá presentar una oferta por cada Área Nominada. En consecuencia, no existe límite en el número de Ofertas a presentar por cada Proponente y en todo caso, las Ofertas que este llegare a presentar, ya sea del Polígono A o del Polígono B, no deberán versar sobre una misma Área.

b) El Proponente deberá indicar el orden de preferencia de asignación de sus Ofertas.

c) La descripción exacta de la ubicación, linderos y extensión de los bienes de uso público solicitados, con su correspondiente plano de localización en formato digital tipo shape, adoptando como datum oficial de Colombia el Marco Geocéntrico Nacional de Referencia (MAGNA-SIRGAS) y el origen único establecido por el Instituto Agustín Codazzi – IGAC establecido en la Resolución 370 de 2021.

La extensión de cada área propuesta no deberá superar 270 KM2 . La Oferta debe considerar que para la construcción del Proyecto tiene que conservar una distancia de mínimo una (1) milla náutica con otros proyectos de energía eólica.

d) Indicar la capacidad instalada en MW, que debe ser mínimo 200 MW.

e) Presentar un programa que determina compromisos de transferencia de capacidades técnicas, conocimientos o experiencias, beneficios para las comunidades, fortalecimiento de la infraestructura, capacidades existentes en los diferentes escalones económicos y la mano de obra existente en el país, con relación a la Industria Eólica Costa Afuera vinculante a la cadena de producción, a la industria nacional, regional, local, incluidas, entre otras, las del Grupo Social y Empresarial del Sector Defensa (GSED) que puedan por unidad temática hacer parte del avance industrial y potenciar el encadenamiento productivo a nivel nacional, durante el Permiso de Ocupación Temporal y la Concesión, que será auditable en el desarrollo y puesta en marcha del proyecto, a partir del otorgamiento de la Concesión marítima y durante su vigencia, de conformidad con el Formulario 7.5.

f) Indicar la densidad de MW por KM2 (MW/KM2 ), que deberá ser mínimo 3 MW/KM2 .

g) Indicar la Fecha de Puesta en Operación – FPO que deberá ser dentro de los diez (10) años siguientes a la expedición del Acto Administrativo que otorga el Permiso de Ocupación Temporal conforme lo establecido en el literal b del Artículo 38 de la Resolución 40284 de 2022.

h) Incluir el Cronograma detallado de actividades y Curva S del Permiso, el cual deberá contener los mínimos establecidos en el Formulario 7.1 – Curva S- Actividades y Cronograma.

i) Carta de presentación de la Oferta suscrita por el representante legal o el apoderado debidamente facultado donde se debe mencionar el Orden de Preferencia de las Áreas sobre las cuales se presente Oferta, llenando el Formulario 7.2 y 7.3 – Carta de presentación de la Oferta tratándose Proponentes Individuales o Plurales, según corresponda, en el que se indicará que la Oferta es irrevocable y que estará vigente después de la fecha de Presentación de Oferta y un (1) mes adicional posterior a la fecha de formalización conforme a lo establecido en el Artículo 28 de la Resolución 40284 de 2022, su Resolución modificatoria 40712 del 1 de diciembre de 2023 y las demás que las sustituyan, modifiquen o complementen.

Además, deberá aceptar formal e integralmente la regulación establecida en los Pliegos y certificar que la información presentada no es fraudulenta o especulativa.

j) Presentar la Garantía de Seriedad de la Oferta, tal como se regula en el numeral 9.3 de estos Pliegos.

k) La información necesaria para certificar la experiencia descrita en el numeral 9.6.2. Sólo se recibirán certificaciones, en los términos contenidos en los presentes Pliegos, no copias de contratos. Además, deberá presentar la siguiente documentación que no será vinculante si el Proponente resulta Adjudicatario: (i) Declarar la potencia por turbina y la tecnología que se proyecte emplear (Ejemplo estructura eólica fija, flotante u otra), (ii) Estimar el factor de planta en términos de promedio anual.

Ver documento completo de los pliegos: PC_EECA_-_Español_con_marcas_Adenda_No.1_uoEl3LV (1)

La entrada Nueva fecha: los proyectos que podrían participar en la subasta eólica costa afuera del 21 de junio se publicó primero en Energía Estratégica.

Los últimos años en México han sido de particular relevancia para el país en materia alimentaria, en primer lugar, enfrentando un panel de controversia sobre importación de maíz transgénico con Estados Unidos, un socio comercial de mucho tiempo junto con Canadá, en el contexto del acuerdo comercial T-MEC. 

El gobierno, junto con organizaciones de la sociedad civil han expresado su postura firme en prohibir la importación de maíz genéticamente modificado para consumo humano en 2024. También, se considera que el maíz transgénico importado de EE.UU. se ha mezclado con el nativo y, por lo tanto, con nuestros alimentos, lo que claramente representa un riesgo de pérdida de la diversidad biocultural del país, además de los riesgos a la salud que el glifosato puede traer.

En este contexto donde la sostenibilidad alimentaria y la necesidad de descarbonizar la industria agraria se vuelven imperativos, Marilyn Christian González Ojeda, investigadora y consultora socioambiental, destaca la urgencia de abordar los desafíos en los sistemas alimentarios de México. 

La experta resalta que la transición hacia la sostenibilidad no solo implica cambios en la producción, sino también en la distribución, transformación y consumo de alimentos, todo ello dentro de un marco de economía circular.

“México se enfrenta a desafíos significativos para alimentar a su creciente población, y la transición hacia prácticas agrícolas más sostenibles es inminente. La implementación de tecnología, cambios en los patrones climáticos, la disponibilidad de recursos y la conexión entre producción y conservación son elementos cruciales en esta transformación”, advierte.

Y agrega: “La financiación se presenta como una pieza clave en este rompecabezas de sostenibilidad. Proyectos como el impulsado por la Fundación AXA México y el Fondo Mundial para la Naturaleza en Oaxaca, así como el respaldado por el FIDA en México, demuestran que la colaboración público-privada puede ser un motor para la implementación de prácticas agrícolas sostenibles”. 

No obstante, Gonzalez Ojeda reconoce que estos esfuerzos aún son dispersos y requieren un respaldo financiero más amplio y una estrategia nacional para lograr una producción alimentaria verdaderamente sostenible.

“La solicitud de financiamiento para promover la sostenibilidad alimentaria y descarbonizar la industria agraria en México no solo es una necesidad urgente, sino también una inversión esencial para garantizar un futuro alimentario sostenible y resiliente”, insiste.

Según la especialista, la reciente aprobación de la Ley General de Alimentación Adecuada y Sostenible marca un hito en la política alimentaria de México. Esta ley, que reconoce la necesidad de cambiar patrones dietarios, destaca la importancia de la sostenibilidad alimentaria, considerando el elevado consumo de recursos por parte de la industria agropecuaria, responsable del 75% del gasto de agua en el país.

En efecto, denuncia que la industria cárnica, en particular, es señalada como una de las principales consumidoras de recursos, con un kilogramo de carne requiriendo aproximadamente 15 mil litros de agua. 

“La importancia de cambiar hacia una dieta más basada en vegetales se vuelve evidente, especialmente cuando el 80% del maíz y la soya transgénica importada se destina al forraje del ganado”, advierte.

En este sentido, califica a la agricultura regenerativa, que busca recuperar la salud de los suelos, como una alternativa sostenible pero que aún está en etapas iniciales en México. 

“A pesar de los esfuerzos en lugares como Chiapas, donde se experimenta con la siembra intercalada de maíz y legumbres, la proporción de tierras bajo agricultura regenerativa sigue siendo limitada frente a las hectáreas de producción convencional”, argumenta.

Y especifica: “Solo 200 hectáreas de maíz están bajo agricultura regenerativa, de las 700,000 hectáreas de producción convencional. Por ello aún hay mucho trabajo que hacer a lo largo del territorio”.

La entrada Solicitan financiamiento para promover la sostenibilidad alimentaria y descarbonizar la industria agraria se publicó primero en Energía Estratégica.

¿Qué grandes retos tendrá el Negociado de Energía en 2024?  

Hay dos casos bien importantes que deberá tratar el Negociado: uno es la actualización del Plan Integrado de Recursos y otro realizar la revisión tarifaria. 

En el caso del Plan Integrado de Recursos, sería el tercer plan que se radica; el primero se hizo entre el 2015 y 2016, el segundo culminó en el 2020 y el tercero lo iniciamos en 2024, ya que es un plan que se espera que se revise cada tres años.  

El segundo reto grande que va a tener el Negociado, va a ser la revisión tarifaria. Yo participé en la última revisión tarifaria, comenzó en el 2016 y culminó en enero 10 del 2017. O sea que las tarifas eléctricas no se han revisado prácticamente en casi siete años. Anterior a eso, no se habían modificado desde hace unos 29 años atrás. 

Así que estamos hablando de que van a ser dos casos medulares que Negociado estaría atendiendo durante el 2024 y tendrá un impacto significativo para el mercado y costos energéticos del país luego de que culminen ambos casos. 

Otro de los temas medulares para el sector energético son los Procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) de energías renovables y almacenamiento, ¿considera que, pese a los atrasos, se podrán lograr los objetivos de contratación previstos?

Al itinerario de los tranches el Negociado lo hizo dividido en tramos para una mayor organización, pero no había ningún tipo de disposición de ley que forzara que se hiciera de esa manera; simplemente el Negociado quería primero que se dé una señal de mercado en esos tranches iniciales para poder inyectar la mayor cantidad de energía al sistema. Lamentablemente, como usted bien dijo, hubo un atraso por haber sido el primer proceso de procurement que se hizo dentro de nuestro sistema energético, por lo que todavía estamos lidiando con los primeros tranches. 

Ahora bien, lo que el Negociado hizo para recuperar el tiempo perdido fue que en lugar de hacer los seis pues juntó algunos de los tranches, para que en vez de dos tranches de 500 se convoque a uno de 1000; entonces, el enfoque sigue siendo la cantidad sugerida en el Plan Integrado. Así que, en términos generales, a pesar de que el itinerario se ha atrasado, se ha estado tratando de ganar tiempo a través de esa estrategia. 

Mi opinión es que va a ser un poco retador poder cumplir con los 3750 MW que se supone es lo que deberíamos tener operativos para finales del 2025 y principios de 2026. Sin embargo, yo creo que se debe hacer un esfuerzo por maximizar la cantidad que se pueda inyectar de manera segura a las redes, porque también tenemos que velar por la estabilidad del sistema que nos permita ser sostenibles, dar margen al cumplimiento de las próximas metas de energía renovable que establece la ley y poder continuar la evolución en esa dirección. 

Ante el advenimiento de un volumen de energías renovables variables con y sin sistemas de acumulación en baterías, ¿un detalle adicional a evaluar deberá ser la remuneración para sistemas stand alone que puedan brindar servicios complementarios tales como regulación de frecuencia? 

Sí, pero la definición de la remuneración es parte de los procesos de adquisición de los activos. En términos de planificación, se planifica que para poder inyectar determinada cantidad de energías renovables como nos exige la ley, tenemos que tener estos componentes dentro del sistema para hacerlo lo suficientemente flexible para acomodar la intermitencia de esa fuente de generación variable. 

Los sistemas de almacenaje son gran parte de la solución que se tiene que atraer; sin embargo, la economía de esa batería se ve dentro del proceso competitivo de adquisición; o sea, el primer paso sería determinar cuánto necesitamos y en dónde para poder entonces actuar con el acumulador que es el que va a reponer esa pérdida momentánea de la energía renovable. Así que, insisto, el primer paso es cuánto necesitamos y en dónde, y el segundo sería esa remuneración.

Si bien, tenemos una aspiración de un sistema 100% renovable tenemos que también estar conscientes de que no puede ser renovable a cualquier precio, porque si tenemos un sistema 100% renovable a $ 0,75 kWh, qué bien que sea renovable; sin embargo, el costo para el sistema y para la economía del país no lo va a poder aguantar, así que ¿cómo se hace esa remuneración? Eso es parte de los procesos de contratación. 

Ya han habido ya uno, dos y tres tranches, que están corriendo del plan integrado de recurso anterior y uno de los retos grandes que hubo especialmente en el primer tranche fue precisamente es la compensación que se le da a los dueños de sistemas de baterías específicamente a los stand alone, que no están colocalizados con fuentes de generación. 

Fue un reto y recuerdo que había mucha preocupación de que los precios no estaban tan acordes con la realidad de reducir los costos energéticos. 

Entre los primeros proyectos calificados abundan tecnologías solares fotovoltaicas y cada vez más se escucha la advertencia de no colocar todos los huevos en una misma canasta, ¿como se pudiera apostar a una mayor diversificación en el nuevo Plan Integrado de Recursos? 

Yo comparto la expresión y comparto el pensamiento. Hay muchos grupos que tienen intereses particulares y tienen una idea de lo que debería ser la transformación del mercado energético. 

Como exregulador y como persona privada ahora digo que no hay una solución única a nuestra situación energética, la solución va a venir de una combinación de soluciones más pequeñas, armonizando y optimizando esas alternativas para obtener un sistema de eléctrico que cumpla con toda la regulación, que cumpla con la política pública energética, pero que al mismo tiempo sea un sistema confiable y que sea un sistema a bajo costo. 

Mucha gente dice tiene que ser todo renovable y dentro de la renovables, tiene que ser este tipo de renovable; yo digo que no deberíamos centrarnos en cuál es la solución, si no empezar a mirar y optimizar dentro de las opciones que tenemos cuál es la combinación que mejor le sirve al país. Esta discusión debiera ser bien importante dentro del análisis del nuevo plan integrado de recursos.

La entrada Plan Integrado de Recursos, revisión tarifaria y licitaciones: temas medulares para Puerto Rico se publicó primero en Energía Estratégica.

Recientemente, el módulo de vidrio doble bifacial de tipo N de DAS Solar demostró un rendimiento excepcional a través de una serie de pruebas rigurosas en el Programa de Calidad de Productos (PQP) de los Laboratorios de Evolución de PV (PVEL).

Como laboratorio de pruebas independiente de reconocimiento mundial, PVEL lleva a cabo evaluaciones exhaustivas de los diseños de módulos PV a través de sus pruebas PQP, evaluando sensibilidades ambientales y mecanismos de degradación.

Las pruebas PQP incluyen una amplia gama de evaluaciones, como ciclos térmicos, calor húmedo, degradación inducida por el potencial, degradación inducida por la luz, degradación inducida por la luz y la temperatura elevada, y secuencias de estrés mecánico.

Los módulos de tipo N de DAS Solar exhibieron un rendimiento sobresaliente en todas las pruebas rigurosas, demostrando la estabilidad y confiabilidad del módulo bajo diversas condiciones ambientales extremas.

En lo que respecta a las plantas de energía fotovoltaica, la estabilidad del módulo impacta directamente en su rendimiento y vida útil. Como resultado de una innovación tecnológica continua, DAS Solar ha estado asegurando el funcionamiento eficiente de los módulos bajo una amplia variedad de condiciones ambientales en los últimos años, mejorando la estabilidad y confiabilidad de sus productos.

El rendimiento de los módulos de tipo N de DAS Solar se mantuvo significativamente sin afectarse durante las recientes pruebas PQP después de haber sido sometidos a 600 ciclos térmicos de estrés a temperaturas que oscilan entre -40°C y 85°C, y 2000 horas de pruebas de Calor Húmedo a 85°C y 85% de humedad relativa. Los materiales y la estructura del módulo demuestran su resistencia en condiciones de frío extremo, calor extremo y humedad.

Existe una necesidad particular de módulos PV resistentes al viento en áreas con recursos eólicos abundantes. En carga mecánica, los módulos de tipo N de DAS Solar demostraron una excelente integridad estructural y una salida de potencia estable, lo que demuestra una resistencia al viento superior. Incluso bajo fuertes embates de viento, los módulos de tipo N de DAS Solar pueden garantizar un suministro de energía seguro y continuo. En áreas con fuerzas eólicas significativas, esta ventaja facilitará la aplicación de los módulos PV de DAS Solar en regiones costeras y de gran altitud.

Los módulos de tipo N de DAS Solar también han demostrado una excelente resistencia al calor, a la luz y una estabilidad a largo plazo en las recientes pruebas de degradación inducida por el potencial (PID) y de degradación inducida por la luz y la temperatura elevada (LETID). Sus principales fortalezas en innovación tecnológica, selección de materiales, diseño estructural y procesos de fabricación se destacan en estos resultados. Además, al proporcionar a los clientes servicios de productos altamente confiables durante todo el ciclo de vida del módulo, DAS Solar ofrece una garantía de materiales de 15 años y una garantía de salida de potencia de 30 años, asegurando una mayor generación de electricidad y mayores rendimientos durante todo el ciclo de vida del módulo.

A lo largo de los años, DAS Solar ha estado investigando y desarrollando tecnología de tipo N para satisfacer diversos entornos extremos, como desiertos, montañas, mares y selvas tropicales. Como empresa líder en tecnología de tipo N, el rendimiento excepcional en las pruebas de PVEL sirve como un testimonio poderoso del compromiso de DAS Solar con la innovación tecnológica y la calidad.

Al someter continuamente a prueba y certificar sus productos fotovoltaicos, DAS Solar asegurará que su tecnología de investigación y desarrollo y el rendimiento del producto sigan estando a la par con los estándares de la industria, proporcionando productos fotovoltaicos superiores a los clientes globales.

La entrada El módulo solar de tipo N de DAS Solar tiene un excelente rendimiento en las pruebas PQP de PVEL se publicó primero en Energía Estratégica.

Quedan sólo dos semanas para el Future Energy Summit (FES) Argentina, mega evento que se llevará a cabo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y que reunirá a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región. 

La agenda de la cumbre poco a poco toma más forma y para el 11 de marzo ya está confirmado que AES Argentina, Central Puerto, Telener 360, Nordex, Goldwind Argentina y Vestas participarán del evento que será el espacio ideal para debatir los principales temas del sector energético.  

Esas grandes compañías de la industria formarán parte del panel denominado “Aspectos clave para el desarrollo de la energía eólica en Argentina”, y allí se explayará la visión de futuro de esos grandes actores del sector, considerando su rol en el mercado y que la eólica tecnología suma 3.706 MW instalados, lo que representa poco más del 62% de la matriz renovable operativa en el país. 

Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina, será la persona que analice los desafíos y oportunidades por parte de la compañía que durante el 2023 reconoció que cuenta con más de 1000 MW desarrollados en proyectos eólicos y cerca de 200 MW solares en distintos lugares del país. 

Además, ese mismo año AES Argentina firmó los contratos para la expansión del parque eólico de Bahía Blanca y celebró sus 30 años en el país con el anuncio de desembolso de 90 millones de dólares para ampliar la central eólica Vientos Bonaerenses (de 99 MW a 153 MW), emplazada en la localidad de Tornquist, provincia de Buenos Aires. 

Por el lado de Central Puerto, su director de Energías Renovables, Rubén Omar López, será la persona que expondrá en el tercer panel de Future Energy Summit Argentina respecto a la estrategia de las renovables en la matriz de generación eléctrica. 

La compañía desarrolló los parques eólicos La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II (suman 374 MW de capacidad), mientras en 2023 adquirió su primera planta solar (Guañizuil 2A – 117 MW) y dio a conocer que estaba analizando alternativas de inversión que tengan como objetivo elevar su desempeño en el mercado renovables, tanto de origen eólico como fotovoltaico.

Máximo Iaconis, country manager Argentina de Telener 360, repetirá presencia en un evento organizado por FES tras lo hecho en el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit (realizada en noviembre en Santiago).

Allí la empresa que brinda soluciones de Ingeniería en el ámbito de las renovables, comunicaciones y estructuras de soporte aseguró que Argentina sigue siendo un foco para los próximos años, país en el que levantó torres de recurso eólico a lo largo de 7 parques entre 2017 y 2020. 

Nordex también estará en la cumbre y su vicepresidente LATAM, Marcos Cardaci, expondrá en el tercer panel de la jornada para dialogar sobre los aspectos clave para el desarrollo de la energía eólica en Argentina. 

La compañía fabricante de aerogeneradores es una de las líderes a nivel mundial y, a pesar de las barreras financieras y políticas en Argentina, ve una oportunidad significativa, y si se suma toda la región (excepto Brasil), Nordex posee varios proyectos en construcción que suman alrededor de 1.600 MW. 

Fernando Errea, gerente de Ventas de Goldwind Argentina, será otro de los grandes nombres que estarán en la primera parada de la gira del 2024 de Future Energy Summit, dado que opera 350 MW renovables en el país. 

Por lo que seguramente se hará hincapié en cómo avanzar en el mercado tras superar los 100 GW de capacidad eólica instalada a nivel mundial y en el establecimiento de relaciones sustentables con la cadena de suministro y actores de la industria local. 

Mientras que Andrés Gismondi, country manager de Vestas, cierra la nómina de los panelistas que abordarán las perspectivas para este año, teniendo en cuenta la empresa llevó a cabo un trabajo de estudios que apuntaban más de 41 GW en nuevos proyectos eólicos hasta 2032 dentro de LATAM.

Pero para el caso de Argentina, desde Vestas ya habían anticipado que, tras superar los 2,5 GW de pedidos en el país, los focos para tener una mayor penetración renovable debían estar en el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, el hidrógeno verde y el avance de un mercado que permita conectar a los usuarios con los generadores y/o comercializadores de energía a través de contratos PPA. 

Por lo que todos esos temas y más se debatirán el lunes de marzo en el mega evento Future Energy Summit Argentina, sumado a que la cumbre organizada por FES será un espacio para  visibilizar las oportunidades regulatorias y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

La entrada AES, Central Puerto, Telener 360, Nordex, Goldwind y Vestas dirán presentes en FES Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

En el contexto actual de transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles, expertos del sector renovable señalan la necesidad imperante de retomar las subastas de largo plazo en México para aprovechar las oportunidades del nearshoring. 

Uno de ellos es Jorge Islas, experto en energías renovables y Director de Solea, una empresa mexicana especializada en generación eléctrica fotovoltaica, quien destaca a Energía Estratégica la urgencia de cambiar las reglas de juego a nivel regulatorio para impulsar la actividad renovable en el país. 

«Para detonar la actividad renovable en México, es crucial realizar cambios en el marco regulatorio que eliminen barreras y fomenten la inversión en energías limpias«, afirma el director de Solea.

Entre las propuestas destacadas se encuentran la reactivación de subastas, la simplificación de trámites y permisos para la instalación de proyectos renovables, el establecimiento de incentivos fiscales y financieros, así como la necesidad de mayor claridad y estabilidad en las políticas energéticas para generar confianza entre los inversionistas.

Y afirma: “Quien llegue al poder, deberá establecer un compromiso firme con la transición hacia una matriz energética más sustentable. Es necesaria la elaboración de un plan integral de energía limpia con metas ambiciosas y plazos definidos, así como asignar recursos adecuados para su implementación”. 

Además, subraya la necesidad de fortalecer las instituciones encargadas de regular y promover el sector de energías renovables para garantizar su desarrollo adecuado.

En relación con la reactivación de las subastas a largo plazo y la inversión en las redes de transmisión, el experto sostiene que urge en México lanzar nuevamente esas licitaciones , especialmente en zonas estratégicas que benefician al sistema eléctrico nacional. 

“La apertura de subastas destinadas al sector de almacenamiento serían excelentes para estabilizar la red en puntos críticos, considerando que estas herramientas son cruciales para atraer inversiones y garantizar la competencia en el mercado”, insiste.

Asimismo, aboga por una mayor inversión en las redes de transmisión para impulsar el crecimiento de las energías renovables. 

En cuanto a la posibilidad de elevar el límite de potencia en Generación Distribuida, Islas reconoce que podría ser beneficioso para promover la adopción de energías renovables a nivel local, siempre y cuando se implementen medidas para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico y evitar distorsiones en el mercado.

Finalmente, respecto a las expectativas de crecimiento del sector renovable en los próximos años, el empresario es optimista: “El aumento de la conciencia sobre la necesidad de combatir el cambio climático y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero impulsará la demanda de energía limpia a nivel mundial”. 

No obstante, concluye que el crecimiento del sector dependerá de la estabilidad política y regulatoria, así como de la disponibilidad de financiamiento y tecnología adecuada en México.

La entrada Especialistas afirman que es fundamental retomar las subastas de largo plazo en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Honduras continua con esfuerzos para resolver la crisis energética en la que se encuentra. Entre ellos, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) aseguró que incorporará 272 MW en motores durante los próximos meses para cubrir el déficit y garantizar el servicio.

Según precisó Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, 230 MW de capacidad instalada de nueva generación entraría al 15 de abril, y se completaría a 270 MW a mediados de mayo.

La medida fue bien recibida por el sector privado, aunque en el mismo periodo se les haya propuesto desconexiones voluntarias de maquilas e industrias en el orden de 60 MW y se le sume una amnistía energética que despertó algunos cuestionamientos e interrogantes.

“No vemos la amnistía energética como un paso positivo y nos preocupa más bien que sea un movimiento político que termine deteriorando la finanzas de la estatal, por lo que realmente sentimos que es algo que no es correcto, a menos que el Estado quiera cubrir esas diferencias, porque esas pérdidas alguien las tiene que absorber y la empresa estatal ya no aguanta más”, declaró Eduardo Facusse, expresidente de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC).

Al respecto, es preciso remarcar que el Congreso Nacional fue quien decidió «conceder el beneficio de amnistía de multas, recargos e intereses, así como obligaciones accesorias pendientes de pago con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE)” a través del Decreto legislativo 61-2023, pero no está fijado quién absorberá los costos.

“La Secretaría y la gerencia de la estatal solo están ejecutando lo que está mandando el Congreso pero no creo que lo estén viendo de manera favorable”, consideró Facusse.

A pesar de estas preocupaciones, Facusse reconoció los esfuerzos del gobierno por invertir en la infraestructura eléctrica del país y, en particular, elogió el liderazgo del secretario de Energía, Erick Tejada, destacando los esfuerzos de Tejada para minimizar los impactos de los problemas energéticos y su disposición para colaborar con instituciones como la CCIC.

Y es que en el último mes, la ENEE ha anunciado la ampliación, mejora y construcción de 15 subestaciones a nivel nacional, 4 líneas de transmisión, la instalación de variedad de reguladores de voltaje, y adelantó que se sumarán al sistema eléctrico 270 MVA de transformadores en sectores claves del SIN.

Ahora bien, reconoció que un asunto pendiente es la ampliación del parque de generación a costos competitivos, que repercutan favorablemente con reducciones de tarifas para usuarios finales.

“Preocupa la planificación de mediano y largo plazo porque no se han gestionado licitaciones que conduzcan a un mejor costo de energía. Entonces desde el sector industrial y comercial, lo que estamos requiriendo es que se empiecen a mover las piezas para elevar a término de licitación internacional nuevas ofertas que mejoren el costo de la energía en el país, que hasta este momento es un costo que realmente no es competitivo y es bastante alto comparado a otros países de la región”, cuestionó.

Un detalle que sí sería favorable para la reducción de costos para usuarios finales, surgiría a nivel de autoproducción. Desde la perspectiva del referente empresario, la propuesta de incorporar tarifas para autoproductores de energía renovable resulta positiva. Sin embargo, enfatizó la necesidad de una tarifa competitiva que no incremente los costos para los consumidores, por lo que sugiere que la formulación de esta tarifa debe garantizar que la energía producida de manera independiente contribuya a reducir el costo promedio de la energía en el país.

“El hecho que se esté moviendo en esa dirección ya es positivo, creo yo que se debe de considerar una tarifa de oportunidad para asegurarnos de que el incremento en el costo no venga a empeorar el precio, sino que lo mejore en ese sentido. Yo creo que la formulación tiene que servir para abaratar el costo promedio de la energía que se está despachando”, concluyó.

La entrada Amnistía energética, licitaciones y autoproducción solar bajo la mirada de industriales en Honduras se publicó primero en Energía Estratégica.

El Comité para Centroamérica y el Caribe de la Comisión de Integración Energética Regional (CECACIER) inicia el año con nueva Junta Directiva. Norma Grande, directora de Grandes Clientes AES El Salvador, fue elegida como presidenta para el periodo 2024-2026.

Energía Estratégica se comunicó con la flamante nueva autoridad para conocer los objetivos de su gestión liderando esta organización conformada por empresas y organismos del sector energético de siete países de la región Centroamericana y el Caribe.

Entre los objetivos principales, la presidenta de CECACIER señaló que persigue lograr una vinculación entre sus asociados compartiendo experiencias y mejores prácticas para promover la integración del sector energético.

Por ello, entre sus actividades de este año buscará fortalecer los equipos de trabajo diferenciados en núcleos sectoriales que atienden temas tales como distribución, operación de mercado y también de regulación.

De esta manera CECACIER, sirve como una plataforma que promueve una red importante de contactos en el sector energético e industrias vinculadas, para conectar sus necesidades con oportunidades.

Además, a través de un concurso de innovación que promueven desde CIER, se abordan además las áreas de digitalización, descarbonización y descentralización en pos de la sostenibilidad de los sistemas locales y regionales.

“Estamos a punto de iniciar con las presentaciones de proyectos que impulsen la innovación. Luego, los proyectos que resulten ganadores del primero, segundo y tercer lugar expondrán ante CECACIER y luego CIER, compartiendo sus hallazgos y buenas prácticas sostenibles”, adelantó Norma Grande.

Estas iniciativas serán acompañadas con cursos presenciales y virtuales para público en general en torno a diversidad de temas como regulaciones y políticas públicas sobre microrredes, almacenamiento, energías renovables, planificación de sistemas distribuidos, smart grids, medición inteligente, Big Data, inteligencia artificial en el sector energético, machine learning e incluso hasta temas de hidrógeno verde como catalizador de la transición energética.

Y es que, según adelantó Norma Grande, otro objetivo muy importante de la nueva Junta Directiva de la CECACIER es el de impulsar la transición energética de manera sostenible en la región.

«Hay varias aristas que se tienen que tomar en cuenta y que son realmente súper importantes para que esta transición energética sea realmente sostenible como las políticas, regulaciones e innovación tecnológica”, consideró la presidenta de CECACIER.

Y añadió: “Normalmente en esta transición energética no se puede esperar que primero vayan las políticas regulatorias porque realmente la transición energética ya es un hecho, pero debe haber una política que acompañe con los incentivos adecuados para que las inversiones de empresas públicas o privadas se den de manera sostenible”.

Por ello, insistió que durante su gestión al frente de CECACIER buscará fomentar la cooperación entre los países para compartir conocimientos y abordar de manera conjunta los desafíos globales asociados a la transición energética.

La entrada Innovación e integración del sector energético: Norma Grande adelanta sus objetivos al frente de CECACIER se publicó primero en Energía Estratégica.

Brasil continúa preparándose para el avance del hidrógeno verde. El gobierno prevé alistar la infraestructura y el marco normativo correspondiente para su desarrollo a más de un año desde la producción de la primera molécula de H2V en la plata de de producción de São Gonçalo do Amarante (estado de Ceará) y que Petrobras, empresa semi-pública de propiedad mixta, reconociera el interés en ese vector energético. 

Tal es así que el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil aprobó el cronograma de estudios de la planificación de transmisión elaborado por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para 2024, obras  necesarias para afrontar el crecimiento del mercado durante los próximos diez años

El programa contempla la realización de 30 estudios en todas las regiones de Brasil (11 comenzaron en 2023 y 19 lo harán este año), y la particularidad es que por primera vez se incluyó una línea dedicada a la inserción de cargas de hidrógeno verde.

“Se vuelve urgente en el contexto actual de alta demanda de descarbonización de las matrices energéticas y la viabilidad del suministro eléctrico para el mejor uso de la energía brasileña y el potencial de producción de este combustible”, señalaron desde el Ministerio.

“Además, la EPE identificará una solución indicativa para el uso racional y planificado de la red en el nordeste, teniendo en cuenta el potencial potencial de las plantas de producción de hidrógeno y amoníaco en esta región”, agregaron.

El origen de esta necesidad se debe a que varios agentes del sector formalizaron consultas en relación a la realización de un análisis global de costo mínimo de las plantas de producción de H2 destinadas a acceder a la red eléctrica en la región nordeste del país. 

Está previsto que el estudio inicie en noviembre de este año y finalice en octubre del 2025, mientras que los análisis se desarrollarán con un horizonte hacia el año 2038, considerando los datos para simulaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional realizadas por la EPE, aunque con los cambios pertinentes al objetivo del estudio.

Esta iniciativa se sumará a las recientes acciones del gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva, entre las que se destaca una convocatoria del MME y la Financiadora de Estudios y Proyectos (FINEP – organización del gobierno dependiente del Ministerio de Ciencia y Tecnología) para el desarrollo de tecnologías para la producción, almacenamiento, transporte y uso de hidrógeno bajo en carbono, entre otras alternativas renovables.

Marco normativo

Las Comisiones de Infraestructura (CI) y Medio Ambiente (CMA) del Senado de Brasil celebrarán una audiencia pública conjunta sobre el hidrógeno sostenible el martes 27 de febrero para debatir el potencial del producto como fuente de energía renovable, su uso en la industria y su poder para reducir el efecto invernadero, además de los desafíos a su viabilidad.

La promoción de la audiencia responde a la solicitud (REQ 34/2023 — CI) del senador Confúcio Moura (MDB-RO), quien justificó que el H2V y el potencial renovable del país puede “reforzar la posición del país en la carrera por descarbonizar la economía”.

Y cabe recordar que el proyecto de ley de hidrógeno verde de Brasil tuvo media sanción de Diputados a fines de noviembre del año pasado e, incluso, en diciembre 2023 la Comisión Especial para el Debate de Políticas Públicas sobre Hidrógeno Verde del Senado ya aprobó la creación del Programa de Desarrollo de Hidrógeno Bajo en Carbono (PHBC), pero aún no se trató parlamentariamente el propio proyecto de ley en cuestión. 

La entrada Brasil estudiará la creación de una línea de transmisión dedicada a la inserción de cargas de hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

En lo que será su primer proyecto comercial en el mercado de hidrógeno verde, IMPSA construirá en San Juan una planta de producción de Hidrógeno integrada a partir de energía generada por un Parque Solar Fotovoltaico. El proyecto, que se llevará adelante junto con la empresa Energía Provincial Sociedad del
Estado (EPSE), se instalará en la localidad de Pocitos, en el mismo predio en el que EPSE desarrolla una fábrica de paneles solares fotovoltaicos.

En concreto, se trata de una instalación modelo, que será utilizada como plataforma de desarrollo e innovación para distintas aplicaciones de hidrógeno obtenido a partir de energías renovables. IMPSA tendrá a su cargo el desarrollo bajo la modalidad “llave en mano” de la planta de producción de hidrógeno verde, desarrollando la ingeniería y fabricación de componentes como así también el sistema de control con los más altos estándares de calidad de la industria y respetando Normas Internacionales de alto nivel de exigencia aplicables a instalaciones de hidrógeno industrial.

Al estar instalada en el mismo predio en que se fabricarán paneles solares fotovoltaicos, una porción de la energía que demanda el proceso de fabricación será cubierta por la energía eléctrica generada a partir de celdas de combustibles alimentadas por hidrógeno verde.

Asimismo, la energía eléctrica demanda en el proceso de obtención de hidrógeno, denominado electrólisis, será abastecida a partir de un parque solar fotovoltaico que IMPSA construirá en la zona de Tocota, también en San Juan.

La entrada IMPSA ejecuta su primer proyecto de hidrógeno verde en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

En un contexto de creciente demanda de energía y transición hacia fuentes más limpias, el informe reciente de la US Energy Information Administration (ver documento) ofrece perspectivas alentadoras para el sector de almacenamiento de energía en los Estados Unidos, con énfasis particular en el estado de Texas. 

Estas proyecciones no sólo son relevantes para la nación norteamericana, sino que también presentan una oportunidad única para México, dada su proximidad geográfica y los tratados comerciales que comparten como el T-MEC.

Según el informe, se espera que los desarrolladores y propietarios de plantas de energía agreguen 62,8 gigavatios (GW) de nueva capacidad de generación eléctrica a escala de servicios públicos en 2024. Esto marca un aumento significativo del 55% en comparación con 2023, que indica un crecimiento continuo en la actividad industrial. La energía solar liderará el camino con un 58% de la nueva capacidad, seguida de cerca por el almacenamiento en baterías, que representará un 23%.

En el caso de la energía solar, US Energy Information Administration proyecta una incorporación récord de 36,4 GW a la red en 2024, casi duplicando el aumento del año anterior. 

De esas estimaciones, el reporte revela que más de la mitad de la nueva capacidad solar a escala de servicios públicos está prevista para tres estados: Texas (35%), California (10%) y Florida (6%).

En este sentido, la verdadera oportunidad para México radica en el ámbito de las baterías. De acuerdo al reporte, se espera que la capacidad de almacenamiento casi se duplique en 2024, con planes para agregar 14,3 GW a los 15,5 GW existentes. De esta forma, Texas y California, con 6,4 GW y 5,2 GW respectivamente, representarán el 82% de esta nueva capacidad. 

Es aquí donde México puede capitalizar esta tendencia, aprovechando su relación comercial con estos estados y avanzando en su propio desarrollo en almacenamiento de energía.

En efecto, en conversaciones con especialistas del sector, se resalta la importancia de estas proyecciones para el mercado de energías renovables y la necesidad de que México siga el ejemplo del país vecino. 

“Se necesita homologar prácticas adecuadas e invertir en redes de transmisión para ejecutar proyectos renovables a través de una estrategia integral”, insisten.

Las voces expertas también subrayan la necesidad crítica de fortalecer las redes de transmisión en Estados Unidos y, por extensión, en México: “Sin una infraestructura de transmisión robusta, los proyectos de almacenamiento de energía y otras fuentes renovables pueden encontrarse con limitaciones para llevar la energía a las industrias y hogares, independientemente de su capacidad de generación”.

En resumen, las proyecciones para el sector de almacenamiento de energía en Texas abren una ventana de oportunidad para México. Al aprovechar la cercanía geográfica y los tratados comerciales existentes, México puede posicionar su sector energético para contribuir de manera significativa a la transición hacia un futuro más sostenible y resiliente.

La clave radica en la adopción de prácticas similares y la inversión en infraestructura necesaria para maximizar el potencial de estas oportunidades.

La entrada Oportunidad para México: Texas es uno de los estados de EE.UU que más invertirá en almacenamiento en 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

“En enero de 2024 la demanda de energía fue de 6,897.24 GWh, lo que significa que aumentó un 7.87% en comparación con el consumo nacional de enero de 2023, donde la demanda fue de 6,393.42 GWh. Cabe resaltar que, de las diez regiones del país, la que tuvo mayor consumo de energía fue Caribe con 1,920.37 GWh, seguida por Centro con 1,602.80 GWh y Oriente con 979.39 GWh», informó XM, el coordinador de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y administrador del Mercado de Energía Mayorista (MEM).

Dentro de las actividades económicas con mayor participación en la  demanda de energía del mercado no regulado para enero de 2024 respecto a enero de 2023, se destacan: Industrias manufactureras con 797.13 GWh y Explotación de minas y canteras con 664.88 GWh, que representan un 37.68% y 31.43% de la demanda no regulada, respectivamente”, informó Juan Carlos Morales Ruiz, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM.

Es importante tener en cuenta que los crecimientos de la demanda de energía eléctrica se calculan como el promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados, domingos y festivos). Con este tipo de cálculo disminuyen las fluctuaciones que se presentan en los seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía en relación con el número de días presentados en el mes de análisis.

Discriminado por tipo de consumidor, respecto al mismo mes del año anterior, en el consumo residencial y pequeños negocios (mercado regulado) se presentó un crecimiento del 11.85% equivalente a 502.6 GWh y por su parte en el consumo de industria y comercio (mercado no regulado) se presentó un crecimiento del 0.12%, equivalente a 3.34 GWh.

Demanda de energía por regiones

Guaviare es la región del país con mayor crecimiento en la demanda de energía eléctrica en enero de 2024 con un aumento del 27.38%, seguida por Chocó con 14.46%, THC (Tolima, Huila y Caquetá) con 13.61%, Caribe con 11.29%, Valle con 10.64%, Antioquia con 7.83%, Oriente con 6.09%, CQR (Caldas, Quindío y Risaralda) con 4.87% y Centro con 4.51%. La región que presentó el menor crecimiento en su consumo de energía fue Sur con 1.94%.

La entrada La demanda de energía en Colombia aumentó un 7,87% en enero se publicó primero en Energía Estratégica.