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El Segundo Debate Presidencial de México se llevó a cabo este domingo 28 de abril. En el diálogo entre las candidaturas se abordaron cuatro bloques temáticos: el crecimiento económico, empleo e inflación; pobreza y desigualdad; infraestructura y desarrollo; y, cambio climático y desarrollo sustentable.

En el inicio, Jorge Álvarez Máynez, candidato del Movimiento Ciudadano, fue el primero en pronunciarse sobre el sector energético con un enfoque en energías renovables variables: “México se necesita mover con el sol, con el viento y cambiar un modelo que abastezca a la inversión de energía”, planteó.

Avanzado el bloque sobre infraestructura y desarrollo, aseguró: “Va a haber continuidad en obras de infraestructura importantes; por ejemplo, la presa Vicente Guerrero en Nuevo León, que será tres veces más grande que El Cuchillo. Pero tiene que haber continuidad en toda una visión que abarque a todo México, que ese desarrollo regional llegue a todas las regiones del país y que se pueda hacer presente a través de proyectos multianuales y que impliquen el desarrollo de diversos estados; por eso, necesitamos un plan que tenga metas, que tenga objetivos y que tenga plazos definidos”.

En tal sentido, el candidato del Movimiento Ciudadano ya había adelantado durante su campaña que de ser elegido como nuevo presidente de México, apuntará a “arreglar el modelo energético” y desarrollar proyectos de energías limpias y baratas como eólica y solar, priorizando su localización en Oaxaca, Zacatecas, Tamaulipas y Yucatán.

Pero aquello no sería todo. Durante su participación en este segundo debate presidencial añadió: “En el plan Nacional de infraestructura educativa vamos a colocar paneles solares en todas las escuelas de este país para garantizar que tengan acceso a energía eléctrica y en todos los hospitales y centros de salud para que los pacientes y las pacientes puedan tener una atención digna”.

Y durante su intervención sobre cambio climático y desarrollo sustentable, sostuvo: “Necesitamos un nuevo modelo de energía sustentado en energías limpias que además son más baratas. En la energía del sol, en la energía del viento. No hay planeta B, este es nuestro hogar común”.

“El gran problema que tenemos en el cambio climático son los gases de efecto invernadero pero el 51 % de esos gases los genera el modelo actual de generación de energía que está basado en combustibles fósiles, en combustóleo y en termoeléctricas, además de que cada vez es más caro para las personas. Por eso, necesitamos cambiar el modelo de generación de energía a un modelo de energías limpias basado en la energía solar y en la energía del viento, en la energía eólica”.

E insistió: “En lo que México sí es rico es en la potencialidad que tenemos para la energía solar y para la energía eólica y además hay que hacerla con una perspectiva que incluya las comunidades a los pueblos originarios, a las campesinas y a los campesinos en los modelos de desarrollo. No la reforma energética que propuso Peña Nieto para unas cuantas manos que concentraron las concesiones y los beneficios de esa reforma. Para tener una lucha frontal contra el cambio climático hay que entender la dimensión del problema”.

Por su parte, Xóchitl Gálvez, de la alianza opositora Fuerza y Corazón por México subrayó durante el primer bloque temático: “Voy a trabajar para que haya certeza jurídica, energías limpias y baratas”.

Ya hacia el tercer bloque sobre infraestructura y desarrollo, expresó: “Vamos a financiar la instalación de 2 millones de paneles solares para que las familias dejen de pagar tanto dinero en luz. El nearshoring es una realidad que se está yendo a otro lado porque México no le da certeza jurídica a los inversionistas. Necesitamos energía limpia y barata. Necesitamos apostarle a la educación, a la ciencia y a la tecnología”.

Respecto a infraestructura, es preciso recordar que Xóchitl Gálvez ya había anticipado en los últimos meses que, de llegar a lograr el máximo apoyo popular en la votación, atenderá la expansión del sistema de transmisión y el parque de generación, promoviendo al menos 100 nuevos proyectos renovables y, como medida concreta, propuso retomar las subastas eléctricas:

“Mi apuesta son las energías renovables y el uso de gas natural como el combustible de transición pero sobre todo apostarle al hidrógeno para grandes consumos. Tenemos que volver a las rondas para la energía limpia, para el tema petrolero y para las subastas eléctricas. En ese sentido esa será mi apuesta como presidenta de México”.

Además, la candidata de la alianza opositora Fuerza y Corazón por México sostuvo: “No concibo el desarrollo económico sin el pleno respeto al medio ambiente. Nuestra apuesta será un desarrollo sustentable”.

“Para mí el tema es: energías renovables. Hay quien cree que estas ponen en riesgo el sistema eléctrico nacional; lo que tenemos que hacer es hacer más líneas de transmisión y darle confiabilidad al sistema. Yo propongo que el 50% de energía sea renovable para el 2030, que México regrese a ser uno de los países que más energía barata pudo ofrecer en los mercados gracias a la participación del sector privado, que la gente tenga energía limpia y barata, que tengamos cero neto de emisiones para el 2050. Tenemos que dejar esta adicción a los combustibles fósiles”, finalizó.

Por su parte, Claudia Sheinbaum, candidata del oficialismo por la Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México, recordó que durante años fue investigadora del instituto de ingeniería de la UNAM y que justamente el tema que encaró fue energía y cambio climático, por lo que en el último bloque temático desarrolló:

“Hay que trabajar en dos sentidos. El primero tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero, eso significa reducir las emisiones que provocan el cambio climático; México tiene 1.8% de esas emisiones y ahí vamos a avanzar en la transición energética que ya lo voy a mencionar un poco más adelante. Por otro lado, la adaptación al cambio climático, que es parte de lo que ya se está trabajando y que ahora vamos a desarrollar también para que podamos atender la adaptación en términos del agua, en términos de la producción en el campo, en términos de la producción industrial”.

Repasando su trayectoria política trajo a colación también los casos de éxito que implementó en Ciudad de México y que considera que podría replicar a nivel nacional.

“Estamos planteando en la transición energética, por supuesto, y como lo planteé tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero que provocan el cambio climático global. La única de los tres que ha hecho acciones para el desarrollo en una ciudad de energías renovables es su servidora cuando fui jefa de gobierno: todos los techos de la Central de Abasto tiene una planta solar de 19 MW, la más grande que haya en cualquier lugar del mundo, de igual manera reforestamos 34 millones de árboles (después voy a pasar a lo que se de reforestación por parte del Gobierno Federal) hicimos 17 parques, dos plantas recicladoras de basura, una planta piloto de basura orgánica que vamos a llevar a otros lugares del país inversión de alrededor de 20,000 millones y se hizo una reducción de 2.6 toneladas de CO2 mientras fui jefa de gobierno; es decir, ya lo hicimos y lo vamos a hacer a nivel nacional”.

Un punto coincidente entre los tres candidatos para continuar con el proceso de transición energética fue facilitar el acceso a paneles solares a particulares. Durante su participación, Claudia Sheinbaum planteó:

“Vamos a avanzar en la transición energética al 2030 50% eso lo dijo México en la última COP. Autos y transporte eléctrico, paneles solares particularmente para las viviendas en el norte del país y en el sur”

Ahora bien, en lo que sí disintió la candidata por el oficialismo es respecto a subastas: “Dice que va a recuperar las rondas, que va a recuperar lo que significó la privatización de Pemex. Lo que ellos tenían y no pueden negarlo son negocios sucios con energías limpias, lo que estamos haciendo nosotros y lo que vamos a seguir haciendo son energías renovables y al mismo tiempo tener una base con el gas están construyendo muchísimas plantas de ciclo combinado la planta de Puerto Peñasco de 5 GW y vamos a seguir construyendo la transición energética de nuestro país”, concluyó.

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El gobierno lleva acumulado una deuda de más de USD 2200 millones con las generadoras de electricidad y petroleras que abastecen con gas a centrales termoeléctricas debido a que decidió no pagar las bonificaciones del Plan Gas y reducir al mínimo las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

Este hecho, y el anuncio del superávit fiscal por parte del Poder Ejecutivo generaron controversias dentro del sector político de Argentina; a tal punto que la ex-presidenta Cristina Fernández de Kirchner acusó al actual presidente Javier Milei de no tener superávit por la cantidad de pagos postergados que acumula el Estado. 

«No tenés superávit hermano, mirá todo lo que debés», le dijo la ex mandataria el pasado sábado en un acto público en Quilmes. 

Milei no fue ajeno al tema, sino que salió al cruce de CFK y confirmó que se saldará la deuda con Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico en el mes de julio a partir del superávit generado en lo que va del 2024.

“Los pagos a CAMMESA se harán a mitad de año, con lo cual a lo largo de los primeros cinco meses del año, estamos generando mucho superávit financiero para compensar el aumento en las partidas por el pago de CAMMESA y el pago de los aguinaldos”, aseguró. 

“Cuando vengan esos números, operativamente quedaremos en déficit, pero con todo acumulado previamente las cuentas seguirán equilibradas. El superávit tiene mucha motosierra y alguna parte de las licuadoras, que cuando se conviertan en permanente, se traducirán en ajuste”, agregó públicamente.

Incluso, el ministro de Economía, Luis Caputo, encabezó un encuentro donde recordó que la actual gestión se hizo cargo con fondos del ejercicio 2024 de las transacciones impagas de octubre y noviembre 2023 (correspondiente a la administración de Alberto Fernández) y reveló una estrategia para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de 600 MM de valor nominal.

Cabe recordar que desde enero, CAMMESA dejó de recibir fondos del Tesoro Nacional y se quedó sin caja para pagar la electricidad a las generadoras y transportistas; y hasta Hernán Lacunza, ex ministro de Hacienda de la Nación durante la presidencia de Mauricio Macri, denunció que la motosierra del gobierno de Javier Milei había pasado por el sector energético y que el superávit no era 100% real por la falta de pagos. 

“El superávit fiscal de enero es 25% motosierra (obra y provincias), 57% licuadora (jubilaciones, salarios y planes) y 18% freezer (pagos energía). El último 75% no es extensible, habrá que reemplazarlo por otras fuentes. No se le pagó la energía a CAMMESA, eso es como si una familia no pagara la luz de su hogar. Lo tiene que pagar el Estado mientras haya subsidios”, cuestionó meses atrás.

Rodríguez Chirillo también salió al cruce

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, criticó a la ex-presidenta Cristina Fernández de Kirchner por su análisis del panorama energético actual en el que adjudicó los altos precios actuales de la energía a las medidas tomadas durante los gobiernos de Macri y Milei.

“Lo único correcto que dijo CFK es que el sector energético es complejo. Hago algunas aclaraciones para que no confunda a la gente. No podemos permitir que los responsables de dejar al sistema eléctrico desfinanciado, desinvertido y al borde del colapso hablen tan livianamente…”, acusó vía redes sociales.

“Transformaron a Cammesa en un apéndice del Estado desde donde manejaron arbitrariamente todo el sector con la política intervencionista y no exenta de información poco transparente. Esto generó distorsiones y contribuyó al desequilibrio financiero del sector. El presidente Javier Milei nos encomendó corregir estos errores, eliminar transferencias al sector, reflejar el costo del suministro en tarifa promoviendo la competencia, la inversión privada y enfocando los subsidios en quienes realmente lo necesitan”, declaró.

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Huawei Digital Power tuvo una participación destacada en el megaevento Future Energy Summit Central America & the Caribbean (FES CA&C) llevado a cabo durante el mes de marzo del 2024.  

Durante su keynote ante un auditorio de más de 400 profesionales del sector energético, la empresa llevó a cabo una ponencia denominada “Soluciones de almacenamiento como Futuro de las Renovables en Centroamérica y el Caribe”. 

Allí, Diomedes Quijano, CTO en Centroamérica y el Caribe de Huawei Digital Power, se refirió a 10 pilares para poder garantizar la inserción de los sistemas de almacenamiento dentro de las matrices energéticas: 

PV & BESS como energía confiable; Efectiva administración de plantas; Manejo completo e inteligente del ciclo de vida ; formación de red en todos los escenarios; seguridad tetradimensional; seguridad de la celda al BESS; MLPE & CLPE (electrónica de potencia a nivel de módulo y a nivel de celda); Manejo en alto voltaje y confiabilidad; alta frecuencia y densidad energética; y, alta calidad de la energía gestionada a través del sistema.

Teniendo en cuenta estos pilares, el especialista hizo énfasis en depositar interés inmediato en la efectiva gestión y administración de plantas, como también en los niveles de seguridad que necesitan los sistemas de almacenamiento. 

Por el lado de la gestión y administración efectiva de plantas se refirió a que, a medida que crece el parque de generación local, se requerirá con mayor urgencia una coordinación efectiva del despacho energético y el balance dinámico de los sistemas de potencia que conforman el plantel energético. 

“Observamos que vamos a necesitar herramientas que nos permitan una gestión masiva y efectiva de las distintas plantas que van a ingresar al sistema. Tiene que darse un fenómeno denominado coordinación multienergía, esto es, permitir el ingreso de múltiples tipos de fuentes de energía pero al mismo tiempo coordinar su tecnología e ingreso a la red eléctrica, verificar las condiciones del sistema de transmisión y demás”, subrayó el CTO en la región de Huawei Digital Power.    

Respecto a seguridad en sistemas BESS, consideró que, como su abordaje puede realizarse desde múltiples ángulos, es preciso garantizar múltiples capas de protección que , que a su vez faciliten el desarrollo de una matriz energética estable y al mismo tiempo la robustezca para que brinde respuestas efectivas ante las necesidades de los agentes de mercado y, por supuesto, los usuarios finales. 

Luego, enfatizando aún más en los aspectos de  seguridad que necesitan los sistemas de almacenamiento (BESS) indicó que se deben garantizar múltiples niveles de seguridad “desde la celda al punto de interconexión”, de esta manera se establecerá el ingreso de los BESS en conjunto con las fuentes renovables de una manera sostenible y confiable en el tiempo. 

“Cada vez que pensemos en sistemas de almacenamiento, tenemos que considerar que  desde la celda del sistema de almacenamiento hasta su integración con la red hay  que garantizar múltiples niveles de seguridad”, consideró.  

Concebir así los sistemas permitirá ir adoptando de a poco y hacia un concepto macro, la seguridad tetradimensional, en palabras del especialista: 

“En todos los escenarios posibles tenemos que lograr lo que nosotros denominamos una seguridad tetradimensional. La seguridad tetradimensional implica desde los (1) dispositivos de control y monitoreo (software) a nivel local del BESS, (2) los dispositivos que conforman el BESS l, (3) monitoreo y control a través de la integración con tecnologías de la información y comunicación (TIC’s) y, lógicamente, (4) también todo lo que implica la seguridad a nivel del macrosistema conformado por los distintos mercados y países”. 

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Desde 2021, reina la incertidumbre y preocupación por los altos precios de la electricidad que han ido en aumento, golpeando los bolsillos de hogares y empresas en Colombia. 

Sumado a esto, tal como advirtió el Comité Intergremial Atlántico, las tarifas de energía eléctrica subirán aún más a partir de mayo como consecuencia de la Resolución No. 40116 del Ministerio de Minas que obliga a las termoeléctricas a hacer despachos forzados y fija nuevas reglas para el despacho de las hidroeléctricas. 

Esa medida ocasiona incrementos en el costo de las restricciones a través de las cuales se distribuye el costo de la generación forzada del parque termoeléctrico.

En este contexto, en su informe Precios de Electricidad: ¿El cielo es el límite?, la Cámara Colombiana de Energía (CCENERGÍA) advierte que las causas de este fenómeno pueden explicarse por factores como: la sequía y el bajo nivel de los embalses; la volatilidad del mercado internacional de energía y la problemática del proceso de formación de precios para los usuarios finales donde los valores absolutos de cada componente de los costos unitarios (CU) se duplicaron en poco tiempo.

Tras analizar el costo de racionamiento operativo -CRO-, publicado por la UPME, la cámara asegura que la dinámica creciente de los precios de la energía no responde necesariamente a un incremento paralelo de los costos de generación, ni a un aumento transversal de los costos del sector productivo nacional.

“A esto se sumó la relación bidireccional entre los precios de la energía y el IPP la cual generó una retroalimentación nociva que incrementó la persistencia del choque inflacionario registrado entre 2021 y 2023”, explica.

Y agrega:  “En efecto, el sector industrial es un consumidor importante en el mercado no regulado y un gran porcentaje de los costos que enfrenta este sector provienen del precio de la energía, por lo que el incremento de la tarifa del costo unitario – debido a la indexación – genera efectos de segunda ronda sobre el IPP y contribuye a elevar aún más los precios de la energía”.

De acuerdo al reporte, por el nivel que han alcanzado los costos unitarios de prestación del servicio eléctrico en el país, los costos reflejan más un enfoque meramente contable, que un enfoque de eficiencia.

Según la Cámara, los altos precios de electricidad en Colombia ameritan que se revise en el próximo ciclo de actualización de fórmulas tarifarias los elementos que han contribuido al incremento acelerado de dichos precios, así como los instrumentos que deben ponerse en marcha para alertar eficazmente sobre el posible desborde en las diferentes regiones del país y plantear acciones para mitigar oportunamente los impactos sobre la factura de los usuarios.

Todo ello, sin incurrir en la explicación simplista de bajar el consumo para obtener tarifas más económicas. 

“En la medida que los costos dejen de tener componentes dinámicos y flexibles de la prestación del servicio, en especial en el componente de distribución, que impacta significativamente a la “última milla” del servicio, y deriven en costos medios en los cuales se reflejan múltiples costos reales y contables de las empresas, veremos una espiral imparable de precios, cuyo techo quizás sea el cielo”, advierten.

Por ello, la Cámara Colombiana de la Energía propone que el nuevo ciclo de revisión de fórmulas tarifarias tome en consideración la dinámica reciente de costos, indexaciones y facturas reales sobre los mercados de cada empresa. 

“Los factores que más influyen en un crecimiento acelerado de los precios de electricidad han sido ampliamente diagnosticados y las empresas eléctricas pueden contribuir a mitigar los efectos de una mayor demanda acompañada de altos precios, que dan origen a la creciente inconformidad de los usuarios y a la dificultad para que los efectos inflacionarios no se atenúen”, concluyen.

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El Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) publicó su último informe de la serie Pathways to Commercial Liftoff, que describe cómo el sector eólico marino de EE. UU. se está adaptando a los desafíos y está preparado para un progreso continuo para crear decenas de miles de nuevas y buenas empleos bien remunerados y ampliar el acceso a energía limpia para millones de estadounidenses, con un camino hacia el despliegue de más de 100 gigavatios (GW) para 2050. El informe Pathways to Commercial Liftoff: Offshore Wind  concluye que el sector hoy está preparado para despegar, gracias a la continua esfuerzos para adaptarse a los recientes desafíos del mercado. Los proyectos que avancen en los próximos años sentarán las bases para un despliegue consistente a largo plazo, una descarbonización y beneficios económicos en todo el país en apoyo de los ambiciosos objetivos del presidente Biden de lograr un sector energético 100% limpio para 2035 y una Economía cero emisiones para 2050.

«La energía eólica marina ya está alimentando a más de 100.000 hogares estadounidenses, y con el Informe de despegue de la energía eólica marina y las nuevas inversiones, la Administración Biden-Harris está ayudando a cumplir la promesa de que esta tecnología escalará rápidamente en los próximos años», dijo  el subsecretario de Estado de EE.UU. Energía David Turk . «El sector eólico marino está avanzando rápidamente incluso frente a los desafíos macroeconómicos, lo que prepara a la industria para crear buenos empleos y respaldar un sistema energético limpio y resiliente».

Para ayudar a aprovechar el potencial de esta industria, el DOE anunció hoy su intención de financiar $48 millones en proyectos de investigación y desarrollo para el desarrollo de tecnología eólica marina, fabricación nacional y más: nuevos fondos del DOE que forman parte de recursos federales más amplios que Biden- La administración Harris se está desplegando para hacer crecer la industria eólica marina estadounidense. El DOE también está anunciando sus últimos pasos para respaldar la transmisión eólica marina, incluido el apoyo a las necesidades de estandarización y el desarrollo de directrices y un nuevo análisis para el Golfo de México.

El informe Pathways to Commercial Liftoff: Offshore Wind Deployment analiza los desafíos del mercado y las soluciones que ya están en marcha, y descubre que el sector se está adaptando a las recientes presiones de costos y verá menores riesgos y costos a medida que la implementación aumente con el tiempo. Las conclusiones y puntos de vista clave incluyen:

El mercado eólico marino estadounidense se encuentra en un punto de inflexión . A pesar de enfrentar desafíos macroeconómicos, el sector se está adaptando y se está incorporando una mejor mitigación de riesgos en la planificación industrial. El liderazgo estatal ha sido y seguirá siendo fundamental, al igual que la política federal, incluido el uso de herramientas de larga data y nuevos recursos disponibles a través de la Ley Bipartidista de Infraestructura y la Ley de Reducción de la Inflación.
El sector está preparado para el despegue , comenzando con proyectos de entre 10 y 15 GW con un camino hacia la decisión final de inversión en los próximos años.  Estos proyectos sentarán las bases para un despliegue consistente a largo plazo, una descarbonización y beneficios económicos en todo el país. A más largo plazo, la energía eólica marina puede generar más de 100 GW de energía limpia para 2050.
Si bien los costos aumentaron en los últimos años, existe un camino hacia la reducción de costos en el futuro . Los aumentos de costos fueron impulsados ​​por la rápida inflación de los costos de los equipos, el aumento de las tasas de interés, las limitaciones de la cadena de suministro y los retrasos en los cronogramas, pero los vientos en contra de los costos globales han comenzado a estabilizarse y las nuevas solicitudes de compra reducen el riesgo de desarrollo en el futuro. Los gobiernos y la industria están aprovechando las lecciones aprendidas, con esfuerzos continuos para perfeccionar la adquisición de proyectos y proveedores, fomentar la colaboración regional para la planificación de la cadena de suministro y la transmisión, y realizar inversiones para respaldar la infraestructura habilitadora necesaria.
La energía eólica marina tiene una propuesta de valor convincente y distintiva. La energía eólica marina es un pilar central de la descarbonización de los centros de población costeros, y los costos de extracción reflejan no solo el costo de generar energía limpia, sino también el costo de entregar energía a los centros de carga costeros (transmisión) y la oportunidad de revitalizar la infraestructura marítima y la manufactura nacional. La energía eólica marina tiene una propuesta de valor convincente y distintiva que complementa otros recursos limpios, con altos factores de capacidad y una fuerte producción invernal que respaldan la confiabilidad de la red y la diversidad de recursos.

En apoyo al desarrollo acelerado de la energía eólica marina, el DOE también anunció hoy:

48 millones de dólares para proyectos de investigación destinados a abordar las principales áreas de necesidad de energía eólica marina

La Oficina de Tecnologías de Energía Eólica (WETO) del DOE publicó un Aviso de Intención para financiar proyectos que apoyen la investigación y el desarrollo nacionales acelerados para tecnologías eólicas marinas tanto flotantes como de fondo fijo para su implementación frente a ambas costas, asociaciones para expandir la fabricación nacional de energía eólica marina y las cadenas de suministro en el Región de los Grandes Lagos, protección de la vida silvestre marina a través de nuevas tecnologías de monitoreo y liderazgo académico estadounidense en energía eólica marina flotante.

Hoja informativa sobre financiación

La Administración Biden-Harris publicó una nueva hoja informativa interinstitucional que describe los recursos federales clave disponibles para apoyar el despliegue de la energía eólica marina. Esto incluye programas impositivos, subvenciones y oportunidades de financiación, y programas de financiación federal del DOE, el Departamento del Interior, el Departamento de Comercio y el Departamento de Transporte.

Innovación en la fabricación de palas de turbinas eólicas nacionales RFI

WETO solicita información sobre el estado actual de la fabricación de palas de turbinas eólicas en Estados Unidos, las futuras necesidades de innovación en la fabricación de palas en el país, el desarrollo de la fuerza laboral de fabricación y cómo los recientes incentivos e iniciativas fiscales afectan el pensamiento y las estrategias de las partes interesadas.

Estandarización y orientación sobre la transmisión de energía eólica marina en el Atlántico

En consonancia con las recomendaciones del Plan de Acción de Transmisión de Energía Eólica Marina del Atlántico publicado el 21 de marzo, la Oficina de Despliegue de Red (GDO) anunció un próximo apoyo para las necesidades de estandarización de la transmisión de energía eólica marina y el desarrollo de directrices.

Análisis de transmisión de energía eólica marina en el Golfo de México

GDO y WETO están ampliando su cartera de transmisión eólica marina más allá del Atlántico y Occidentecostas para incluir la región del Golfo de México, comenzando con una revisión de la literatura y un análisis de lagunas.

El DOE desarrolla sus informes Pathways to Commercial Liftoff con una amplia participación de las partes interesadas y modelado de sistemas. Se agregarán informes adicionales en los próximos meses y continúa fomentando la participación del público y la participación de las partes interesadas a través de foros de la industria y por correo electrónico a liftoff@hq.doe.gov . Obtenga más información sobre los hallazgos del informe «Pathways to Commercial Liftoff: Offshore Wind» y regístrese para un seminario web el viernes 10 de mayo de 2024 a las 3:00 p.m.EDT.

Obtenga más información sobre cómo WETO, GDO y la Oficina de Programas de Préstamos del DOE  están apoyando el avance de la energía eólica marina nacional y suscríbase al boletín Catch the Wind para obtener la información más reciente sobre oportunidades de financiación, eventos y otras noticias relacionadas con la energía eólica marina.

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El mercado eléctrico peruano enfrenta una serie de desafíos que afectan a los generadores de energía tanto convencionales como renovables.

Aunque el sector energético en Perú ha experimentado un crecimiento considerable en las últimas décadas, todavía enfrenta obstáculos significativos para adaptarse a las cambiantes demandas de energía y a los requisitos de sostenibilidad.

El marco regulatorio y las políticas energéticas juegan un papel crucial en la manera en que los generadores pueden operar y desarrollarse en el país. Por ejemplo, la falta de incentivos para la adopción de energías limpias, junto con la demora en la aprobación de leyes clave, puede obstaculizar la inversión y el crecimiento del sector. 

De esta forma, los generadores de energía a menudo enfrentan regulaciones y procesos administrativos complejos que ralentizan el avance de sus proyectos.

Sumado a esto, existen un gran número de costos que deben afrontar los generadores de energía. Para llevar transparencia al sector, Freddy Díaz, especialista con más de 15 años de experiencia en mercados eléctricos y fundador de Energía Digital, consultora que brinda asesoría energética, revela la lista de los más significativos.

De acuerdo al experto, si bien al momento de evaluar proyectos de generación eléctrica en el SEIN, además del CAPEX y OPEX propiamente, se tienen en cuenta algunos costos asociados por participar en el mercado, a veces los generadores no tienen claridad de cuáles son exactamente estos, ni cuál podría ser el impacto en el proyecto evaluado.

En conversaciones con Energía Estratégica, Diaz señala: “Estos son los costos asociados a la compraventa de energía y deben ser afrontados por todos los generadores tanto renovables como convencionales. Los generadores de energía limpia quedan exceptuados de pagar solo el costo del Canon del agua y la Regulación Primaria de Frecuencia”.

“Desde Energía Digital hacemos estimaciones de los ingresos y egresos de las centrales de generación a 10 o 20 años. Toda esa información sirve para que los generadores puedan hacer su evaluación económica”, agrega. 

Por ello, a continuación, el experto presenta los 7 costos más relevantes a tener en consideración:

✔ El Aporte por Regulación (APR) es un tributo destinado al sostenimiento institucional de los organismos reguladores. Este aporte se aplica a empresas del sector eléctrico y minería, tiene como objetivo financiar funciones como la supervisión, regulación y fiscalización. Actualmente es un valor ligeramente menor al 1.0% de las ventas de energía y potencia.

✔ El aporte al Presupuesto del COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional), determinado anualmente, se utiliza para cubrir los gastos operativos del COES. Los integrantes del mercado (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) contribuyen en proporción a sus ingresos del año anterior.

✔ Los Costos Operativos Adicionales son las compensaciones pagadas a las centrales que, debido a inflexibilidades operativas o condiciones del despacho, no logran cubrir sus costos variables de operación con la valorización de su energía al costo marginal. Esta compensación es pagada por todos los Generadores en proporción a sus retiros de energía. Es decir, están relacionados directamente con los PPAs que tengan vigentes en el mes de valorización. En el Q1 2024 representó un costo de 1.78 USD/MWh-retirado.

✔ El Ingreso Tarifario, según los procedimientos del COES, está relacionado al saldo resultante y al saldo de rentas de congestión, por la diferencia que existe entre las entregas y retiros en el MME valorizados al costo marginal. El costo total por este concepto es asignado a los Generadores en proporción a su ingreso por potencia. En el Q1 2024 representó un costo de 424.0 USD/MW-mes-firme. Varía de forma proporcional al precio spot del mes.

✔ El Canon de Agua es una compensación a favor del Estado relacionado con el uso y aprovechamiento de los recursos hídricos. El monto pagado por los generadores hidroeléctricos es el producto de la energía activa generada en un determinado mes por el 1.0% de la tarifa en barra en hora fuera de punta. Este costo es exclusivo para generadores hidroeléctricos. 

✔ La Regulación Primaria de Frecuencia es un servicio obligatorio en el SEIN y no sujeto a compensación, provisto por los generadores con capacidad mayor a 10 MW. Por el momento, los renovables como solares y eólicos están exentos de esta obligación. El costo de oportunidad de brindar el servicio viene a ser la energía dejada de inyectar (alrededor del 3% de la capacidad) valorizada al costo marginal. 

Según comparte el experto a Energía Estratégica, aunque de momento las renovables están exceptuadas de este costo, advierte que “hay propuestas de ley para que las tecnologías limpias también tengan la obligación de brindar este servicio”.

✔ La Regulación Secundaria de Frecuencia es un servicio brindado por los Generadores adjudicados, por el cual todos los Generadores pagan en proporción a sus entregas de energía. En el Q1 2024 representó un costo de 0.92 USD/MWh-entregado.

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LONGi ha anunciado la conservación de su calificación AAA en el informe de bancabilidad PV ModuleTech de PV-Tech para el primer trimestre de 2024, marcando el 17º trimestre consecutivo en el que la compañía ha logrado esta clasificación superior.

La constante calificación AAA no sólo subraya el compromiso inquebrantable de LONGi con productos y servicios de alta calidad, sino que también refleja la sólida salud financiera de la compañía y su estabilidad sin precedentes dentro de la industria fotovoltaica, confirmando su estatus como líder del mercado y reflejando la confianza y el reconocimiento del que goza dentro del sector.

El riguroso análisis que se lleva a cabo en cada edición del informe de bancabilidad de PV-Tech evalúa exhaustivamente a los fabricantes en una serie de áreas clave, tanto desde el punto de vista de la fabricación como financiero, incluyendo el posicionamiento de la cadena de valor, las capacidades de producción, los perfiles globales de envío de módulos, el gasto de capital (capex), el gasto en I+D, el flujo de caja, la gestión de la deuda, la valoración, la rentabilidad y las métricas de facturación.

LONGi ha mantenido su categoría AAA durante 17 trimestres gracias a una cultura de innovación constante. La empresa invierte continuamente en I+D y colabora con socios líderes del sector para ampliar los límites de la oferta de productos y servicios. Este enfoque no sólo distingue a la empresa en términos de rendimiento actual, sino que también sienta una base sólida para el crecimiento sostenido y el avance futuro.

De cara al resto de 2024 y más allá, LONGi reafirma su compromiso de liderar el sector de la tecnología solar, adaptándose a los cambios del mercado y ofreciendo un mayor valor a clientes y socios de todo el mundo. La empresa avanzará en su viaje hacia la transformación energética de escenarios completos, guiada por su visión de aprovechar la energía solar para construir un mundo más verde.

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

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Trina Solar, líder mundial en soluciones fotovoltaicas inteligentes y de almacenamiento de energía, recibió nuevamente el premio Top Brand PV Awards de EUPD Research. Este año la distinción fue realizada en la feria Solar+Storage Guadalajara, reforzando la fiabilidad de la compañía asiática.

La encuesta de este 2024 muestra que Trina Solar recibió cinco sellos para sus mercados en México, Chile, Brasil, Colombia y resto de Latinoamérica, demostrando un nivel excepcional de satisfacción de los instaladores y de valor recomendado entre las principales marcas mundiales. La compañía es una de las mejores marcas en el mercado fotovoltaico mundial, según la opinión de los instaladores y usuarios finales, y es reconocida por su fiabilidad y confianza.

“Este reconocimiento reafirma a Trina Solar como el mejor y más confiable fabricante de módulos solares, lo que nos enorgullece porque este reconocimiento se basa en la libre opinión de los usuarios de nuestros módulos solares de alta calidad y eficiencia. Esto nos motiva a seguir el camino que hemos liderado, como actor relevante en energías renovables, y respalda las inversiones que Trina destina en Investigación y Desarrollo para dotar de la última tecnología a nuestros clientes y asegurar los más altos estándares de calidad en nuestros productos. De hecho, Trina es uno de los fabricantes de módulos con mayor número de patentes tecnológicas registradas, posicionándonos como el proveedor de soluciones integrales ideal para aquellos clientes que construyan proyectos solares y/o de almacenamiento”, explicó Álvaro García-Maltrás, presidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

Este organismo encuesta todos los años a miles de instaladores de más de 30 países y regiones, solicitando su opinión sobre las marcas fotovoltaicas y de almacenamiento y su rendimiento en términos de módulos, inversores, sistemas de estanterías, venta al por mayor y almacenamiento. El análisis Top Brand PV se basa en décadas de experiencia en investigación y en modelos de evaluación únicos que representan la máxima calidad y objetividad.

“Este sello de calidad e innovación, que caracteriza a Trina Solar, es aplicado a la fabricación de todo nuestro portfolio, como nuestros Trackers con software inteligente de seguimiento de última generación, y las soluciones de almacenamiento que la unidad de Trina Storage ha comenzado a comercializar en América Latina este año”, destacó García-Maltrás.

EUPD Research es un organismo alemán de certificación mundial en el sector solar con más de 22 años de experiencia en la medición y el análisis de la percepción de los intermediarios del mercado fotovoltaico y los clientes finales. 

El reconocimiento a la marca se dio en medio de su participación en Solar+Storage Guadalajara, donde formó parte de este importante evento como uno de los grandes expositores de la feria, contando con un stand, sorpresas para los asistentes y fue el anfitrión principal del evento Energy Night, como único patrocinador de la tradicional cita.

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El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE y el Ministerio de Minas y Energía, inauguran el proyecto ‘Central Híbrida de Puerto Cachicamo’ que suministrará energía eléctrica a todo el corregimiento de Puerto Cachicamo, municipio de San José del Guaviare, Guaviare.

“Las Comunidades Energéticas son la herramienta clave para la disminución de la pobreza energética en Colombia, comunidades que ahora tienen la posibilidad de mejorar sus condiciones de vida con la ayuda de la energía solar. Hoy las familias de Puerto Cachicamo en el Guaviare, son parte del gran propósito de la Transición Energética Justa, para contribuir al desarrollo de los territorios y la democratización de la energía”, afirmó el ministro Andrés Camacho.

El proyecto se llevó a cabo con una inversión de $2.822.719.767, además de garantizar el servicio de energía eléctrica, la central beneficiará a cerca de 100 familias que conforman el territorio con el fortalecimiento de sus proyectos productivos, trayendo progreso sostenible y sustentable.

“Esta Central de Generación Híbrida cuenta con 266 paneles solares de capacidad fotovoltaica de 110.3 kW, 48 baterías de 4.710 Ah y un grupo electrógeno diésel de respaldo de 23 kW. Esto permite que, a partir de hoy, este territorio de paz tenga por primera vez energía renovable», aseguró Danny Ramírez, director del IPSE.

El objetivo es que Puerto Cachicamo forme parte de las Comunidades Energéticas, estrategia del Gobierno Nacional que busca descarbonizar la economía, así como, aumentar la eficiencia energética, descentralizar la generación, almacenamiento y consumo de energía.

Desde el ministerio de Minas y Energía y sus entidades adscritas, se sigue construyendo caminos para fortalecer a las Comunidades Energéticas en un abrazo colectivo de organización para crear la Energía del Cambio que necesita Colombia.

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La Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR), en conjunto con el Instituto Nacional de Aprendizaje (INA) y la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI), llevaron a cabo un foro para analizar los resultados del Reporte sobre el Desarrollo Industrial 2024 de la ONUDI.

“A nivel mundial, cada empleo del sector manufacturero crea, en promedio, 2,5 puestos de trabajo en otros sectores de la economía. En comparación con otras actividades, la industria manufacturera contribuye de forma importante a la innovación ecológica: el 60 % de todas las patentes verdes del mundo pertenecen a empresas industriales”, dijo Johannes Dobinger, representante para México y Centroamérica de la ONUDI.

El Informe destaca el papel crucial del sector industrial en la búsqueda de soluciones para el desarrollo sostenible, dada su significativa influencia en los objetivos sociales y medioambientales. También señala que la industria juega un papel clave para acelerar el crecimiento, la innovación, la creación de empleo, la reducción de la pobreza y el hambre, la creación de sociedades más equitativas y la lucha contra el cambio climático, cuyo rol se hace preponderante en un contexto donde un 15 % de los ODS están en camino, un 48% fuera del avance previsto y un 37 % en situación de estancamiento.

Durante la presentación del Reporte Dobinger se refirió a 4 mega tendencias que están moldeando la dinámica del mundo: la transición energética, la cuarta revolución Industrial, el reequilibrio global, y las transiciones demográficas. 

Realidad en América Latina y el Caribe, retos para Costa Rica

De acuerdo con la ONUDI, una Política Industrial moderna debe combinar 4 elementos: ser colaborativa, preparada para el futuro, coordinada de forma regional y orientada a los ODS, y es a través de la Política Industrial que se pueden emprender acciones de forma inmediata para el ODS 7 (energía asequible y limpia), el ODS 8 (Trabajo digno y crecimiento económico) y el ODS 9 (Industria, Innovación e Infraestructura).

“Para contar con una Política Industrial de amplio alcance, Costa Rica requiere unir esfuerzos entre todos los sectores para prospectar el país que queremos; sin duda el país requiere como acciones prioritarias dentro de esta política una reforma educativa integral, tanto profesional como técnica y en todos los niveles, un impulso real a la innovación y mejorar su infraestructura, tanto física (puertos, aeropuertos, carreteras) como infraestructura tecnológica y el acceso a energías limpias con tarifas competitivas”, dijo Sergio Capón, presidente de la Cámara de Industrias de Costa Rica.

Si bien América Latina y el Caribe (ALC), en su camino por alcanzar las metas de ODS, destaca en cuanto al acceso a la energía (98%) y eficiencia energética (87%), el débil crecimiento económico es uno de los principales lastres para alcanzar los ODS. El crecimiento económico de la región se encuentra «estancado» en un 27% de avance, el empleo con un «avance moderado» (54% de avance) y la innovación con un rezago importante (13% de progreso).

“En Costa Rica, el acceso a la energía universal y la eficiencia energética de Costa Rica son destacables y se deben continuar los esfuerzos para mantener este logro, pero si bien el país supera el promedio regional en la adopción de energía limpia (61% vs 53%), aún existe un margen considerable para ampliar estas iniciativas y reforzar el compromiso con la sostenibilidad; el peor desempeño está en innovación, con solo un 6% de avance, y 7 puntos por detrás del promedio regional, lo que subraya esta área como crítica para el desarrollo futuro de Costa Rica”, dijo Dobinger.

El Reporte de la ONUDI también destaca a Costa Rica como una economía más robusta en comparación con el resto de la región, sin embargo, hay una necesidad de políticas innovadoras para impulsar el empleo tanto en el país como en la región, para dinamizar la economía y promover la creación de empleo.

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La demanda de energía en Guatemala crece a ritmos acelerados y la oferta necesita ampliarse con prontitud. Por lo que desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) identifican determinados retos qué abordar con celeridad durante este año.

Entre ellos, Rudolf Jacobs, presidente de AGER, señala que urge la expansión de redes de transmisión y del parque de generación, así como brindar certeza jurídica a las inversiones.

Sobre el primer punto, los generadores han identificado que las redes de transmisión del país requieren ampliarse en capacidad y cobertura geográfica, para dar cabida y acceso a los nuevos proyectos de energía, en su mayoría renovables, que deben instalarse.

En este sentido, Jacobs señaló como importante que se lleven a cabo procesos de licitación para nuevas líneas de transmisión y nuevas plantas de generación, cumpliendo con la Política Energética para que se logre alcanzar una participación renovable de no menos del 80%.

«La AGER propone diseñar las licitaciones para agregar una mezcla variada de fuentes renovables, como hidroeléctrica, eólica, solares-fotovoltaicas, por su complementariedad, y con un esfuerzo de agregar capacidad geotérmica, por el potencial del país y su contribución a la base del suministro”, declaró el presidente de AGER a Energía Estratégica.

Y argumentó: “Existen proyectos de transmisión que fueron adjudicados en el pasado que no se instalaron o están en proceso. Debe evaluarse con urgencia las líneas que son necesarias para licitar, evaluar las razones del atraso donde aplique y, una vez adjudicadas, es importante que las autoridades den acompañamiento permanente a estos proyectos, en particular en lo que concierne a la obtención de los derechos de paso».

Como parte de lo anterior, la Asociación ha propuesto que las autoridades consideren «lanzar una licitación de nueva generación, desagregando la gran licitación PEG-5, que viene atrasada, aprovechando los proyectos que compitieron y no fueron adjudicados en el proceso PEG-4«, muchos de los cuales por ser de tecnología solar podrían desarrollarse e iniciar el suministro rápidamente, en el año 2025, y con ello dar soporte a la demanda de energía en los períodos de necesidad más críticos (en el verano).

“Es necesario reglamentar las consultas del Convenio 169 de OIT, para dar certeza jurídica a las inversiones en infraestructura de diversa índole en el país, incluyendo proyectos de generación, distribución y transmisión de electricidad”, añadió Jacobs.

La publicación de AGER denominada “Estrategia para la transición energética en Guatemala: Agenda para la transformación eléctrica sostenible” identifica estos retos, entre otros, y plantea una ruta de crecimiento de la oferta que atiende las necesidades de la demanda dentro de un marco de sostenibilidad ambiental, asequible para la población y competitivo para el desarrollo económico del país.

Con una visión de largo plazo propone dar continuidad a lo establecido en la Política Energética, priorizando alcanzar el 80 % de la generación de energía proveniente de fuentes renovables, impulsando el desarrollo y aprovechamiento de nuestro potencial de generación y contribuyendo a cerrar la brecha aún existente en temas de electrificación rural.

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Una nueva compañía hidrocarburífera se sumará al camino de la transición energética y la adopción de energías renovables en sus procesos productivos, con el fin de reducir su huella de carbono a lo largo de las próximas décadas. 

La Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) de Chile recientemente aprobó un plan de descarbonización (el primero de la firma) con objetivos a 2035 (alcance N°1) y 2050 (N°2), por lo que desde su general general reconocieron que apuntarán a cerrar contratos de compra – venta de energía renovable. 

“Hay un contexto que ayuda en Chile, ya que el país hizo enormes esfuerzos para transformar la matriz energética a renovables, por lo tanto tenemos la posibilidad de, eventualmente, colgar más nuestras operaciones de la red”, manifestó Julio Friedmann, gerente general de ENAP. 

“Y con ello atacar el alcance N°2 de los objetivos a través de PPA renovables, que empezaremos a trabajar a partir de ahora”, aseguró durante un webinar organizado por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL) en el marco del 26° Congreso Mundial de la Energía, realizado en Rotterdam.

Para ser precisos, ENAP es una empresa estatal chilena dedicada a la explotación, producción, refinación y comercialización de petróleo, gas y sus derivados, y de energía eléctrica; teniendo su producción actualmente radicada en Argentina (se venderá la participación en pozos y activos en dicho país), Ecuador y Egipto, siendo estos últimos dos los de mayor volumen de producción 

Pero a mediados de abril, el directorio de ENAP aprobó el plan de descarbonización en el que asumió la reducción del 25% de sus emisiones de dióxido de carbono equivalentes para 2035 y del 50% para el año 2050.

Por tanto desde la compañía fundada en 1950 observan una circunstancia “única” para avanzar en materia de descarbonización con inversiones que consideran “rentables por sí mismas”, ya sea en cuanto a renovables e incluso con la propia producción de hidrógeno verde. 

“Tenemos una tremenda oportunidad de descarbonización con proyectos rentables, que tienen un retorno de inversión positivo. Y cuando nos pusimos metas de reducción de emisiones, diferenciamos que hay temas de eficiencia de oxígeno en los hornos, eficiencia energética en las refinerías y más que no habíamos abordado con todas las fuerzas pero que hoy debemos hacerlo”,  sostuvo Friedmann. 

Cabe recordar que recientemente ENAP anunció que la alemana Neuman & Esser será la encargada de construir la planta de 1 MW donde la estatal producirá hidrógeno verde, proyectada para iniciar en 2025. Central que se alimentará del parque eólico Vientos Patagónicos. 

Y la planta de H2V será utilizada para estaciones de carga de vehículos y para la alimentación del horno de la planta de fraccionamiento en Cabo Negro, entre otras aplicaciones.

Adicionalmente,  durante el 2023 ENAP  firmó un acuerdo con Total Eren, HIF Chile y HNH Energy para la reconfiguración del Terminal Laredo, el que permitirá habilitar la primera fase importación de equipamiento para el desarrollo de esta industria, como también un megaproyecto en San Gregorio para el desarrollo de un terminal para importación y exportación de H2V y derivados que involucra una inversión que rondará los US$700 millones.

“Estamos apostando a ayudar a los inversionistas privados a convertir a la región de Magallanes en un polo de producción de hidrógeno verde de manera competitiva en el futuro”, subrayó el gerente general de la Empresa Nacional de Petróleo . 

“Igualmente vemos con cautela el tema del H2V ya que todo indica que tomará más tiempo; pero en el corto y mediano plazo serán los biocombustibles en los que nos enfocaremos”, aclaró durante el webinar en el 26° Congreso Mundial de la Energía.

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Las inversiones en infraestructura se tornan fundamentales para atraer nuevas inversiones de proyectos renovables que ayudan a satisfacer la demanda energética y diversificar la matriz colombiana. 

Bajo esa premisa, ISA INTERCOLOMBIA, empresa dedicada al transporte de energía eléctrica a alto voltaje en el país, avanza a pasos agigantados con su proyecto de Interconexión Cuestecitas – Copey – Fundación a 500/220 mil voltios ubicado en La Guajira, región que se caracteriza por su alto potencial eólico.

Este desarrollo que atraviesa 17 municipios de los departamentos de La Guajira, Cesar y Magdalena, incluye la construcción de 270 kilómetros de líneas y 632 torres, la ampliación de las subestaciones Fundación, Copey y Cuestecitas y la construcción de Nueva Cuestecitas.

Ante la expectativa que generan estas obras para la región, Carlos Mario Caro, gerente general en ISA Intercolombia, destaca el arduo trabajo que se está realizando desde la compañía para culminar este desarrollo, en sus redes sociales. 

“Recorrimos la zona norte del proyecto, inspeccionando la llegada de la línea a las subestaciones Cuestecitas actual y la nueva, un tramo importante del proyecto que pasa cerca de la mina de El Cerrejón y la reserva forestal Aguas Blancas – Santa Elena – Mushaisa, en La Guajira. Allí todos los materiales para la construcción de la línea son transportados por helicóptero para proteger dicha reserva”, explica.

“Esta interconexión es fundamental porque aumentará la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y mejorará la confiabilidad del servicio en los tres departamentos que recorre. Además, conectará al país con los proyectos de energías renovables no convencionales que avanzan en La Guajira, lo cual es un aporte clave a la transición energética”, agrega.

En línea con su compromiso por diversificar la matriz colombiana, la compañía tiene el ambicioso objetivo de iniciar operaciones a fines del 2024. En concreto, el proyecto integra las siguientes obras:

  Instalación de 220 kilómetros de líneas de transmisión, a doble circuito, entre las subestaciones Cuestecitas y Copey a 500 mil voltios.
 Instalación de 50 kilómetros de líneas de transmisión, a un circuito, entre las subestaciones Copey y Fundación a 220 mil voltios.
 Ampliación de las subestaciones Fundación a 220 mil voltios, Copey a 500 y 220 mil voltios y Cuestecitas a 220 mil voltios.
 Construcción de la subestación Nueva Cuestecitas a 500 y 220 mil voltios.

Según datos de la compañía, la subestación Nueva Cuestecitas será la primera encapsulada a 500 mil voltios que se instalará en La Guajira, cuya característica principal es la disminución de los espacios requeridos para instalación de equipos, brindando condiciones de confiabilidad y seguridad.

De esta forma, permitirá robustecer el servicio de la demanda de energía eléctrica en Colombia, en especial para los tres departamentos en cuestión, el cual está contemplado en el marco del “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2014 – 2028” de la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME.

La empresa asegura que la puesta en marcha de esta línea es un aporte para la transición energética, ya que serán el vehículo que servirá para transportar la energía generada en los parques eólicos y solares que pudieran construirse en los departamentos del norte.

Además, ISA Intercolombia revela que durante la etapa constructiva de esta inversión que aún no ha culminado, se han generado más de 3.400 empleos, de los cuales: cerca del 52 % son de los departamentos del área de influencia y el 48 % foráneos.

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El operador argentino de redes eléctricas Distrocuyo y la filial chilena SEIS, perteneciente al grupo y especializada en soluciones digitales, presentaron en cooperación con su socio alemán Venios los resultados actuales de la primera aplicación de la solución de software Venios.NET en redes inteligentes en América Latina. 

En el marco del proyecto piloto Venios ha integrado en su plataforma energética Venios.NET los datos técnicos de una red eléctrica en Argentina, cuya operación y mantenimiento está a cargo de Distrocuyo S.A. La integración de los datos técnicos de la infraestructura de la red eléctrica y de los datos de medición disponible en la plataforma DigitalSEIS, permite ahora visualizar en la plataforma energética Venios.NET la topología y el estado de la red en tiempo real. 

“Monitorear, analizar la topología de la red y pronosticar los flujos de carga de redes aisladas es un caso de aplicación simple – en comparación con los operadores de redes de distribución en ciudades como Berlín, Zúrich y Nueva Delhi o en Buenos Aires y Mendoza – pero que son bien aptos para validar la compatibilidad y viabilidad técnica de nuestras soluciones a menor escala”; así lo afirma Maximilian Wurm, co-fundador y jefe técnico de Venios. 

La solución de software Venios.NET permite aplicar funciones avanzadas de supervisión, planificación, simulación y la gestión activa de la carga en la gama de baja y media tensión. Venios.NET crea transparencia en las redes de distribución, con un enfoque integral para poderlas monitorear, analizar, planificar y operar. 

 “Para poder mantener las redes eléctricas estables, los operadores de las redes de distribución necesitan nuevas herramientas para hacer posible la transición energética. Venios.NET es una solución avanzada y pionera con la cual ayudamos a nuestros clientes hacer posible y operable dicha transición”, dice Tobias Gierling, director de ventas LATAM de Venios.

La transición energética está caracterizada por el despliegue de energías renovables, generación fluctuante – en caso de plantas eólicas y solar fotovoltaicas – y una generación distribuida con más prosumidores (Usuarios-Generadores) que requieren de redes eléctricas inteligentes, mejor conocido como “smart grids”.

“La sinergia entre el gemelo digital de Venios.NET y la tecnología utilizada para la recolección y procesamiento de datos de SEIS, logrará mejorar el uso de los recursos operativos, tanto en instalaciones eléctricas como en consumidores finales. La digitalización y disponibilización de la información es de vital importancia para garantizar un correcto análisis desde nuestra plataforma energética”, especifica Edgardo López, Sponsor de Negocios de SEIS. 

Los modelos innovadores de generación y consumo de energía están basados en inteligencia artificial y pueden utilizarse para realizar predicciones precisas sobre el comportamiento operativo. Esto permite reconocer cuellos de botella en una fase temprana y rectificarlas a tiempo, garantizando así un funcionamiento seguro y eficiente.

La cooperación alemana-argentina-chilena, entre Venios (Frankfurt) – Distrocuyo (Mendoza) – SEIS (Santiago) permite mejorar el uso de recursos operativos y ofrecer nuevas soluciones basadas en inteligencia artificial para redes eléctricas inteligentes. 

La presentación del proyecto piloto tuvo lugar en el Auditorio de la Legislatura de Mendoza, en presencia de aproximadamente 100 participantes; entre ellos, expertos del sector energético y políticos, interesados en nuevas soluciones para las redes eléctricas de baja y media tensión. El proyecto piloto fue presentado por Gustavo Dondero de Distrocuyo, Carlos Eid de la Agencia Alemana de Energía (dena), Tobias Gierling de Venios y Edgardo López de SEIS. 

En la segunda parte del evento, incluyendo la temática de redes inteligentes en un contexto regulatorio local, provincial y académico, presentaron Àngel Garay y Raúl Faura del Ente Provincial Regulador de la Energía (EPRE) y Jawana Gabrielski del Instituto de Sistemas Energéticos, Eficiencia Energética y Economía de la Energía (ie3) de la TU-Dortmund sus programas de modernización e investigación.  

Por la tarde, Venios, su socio Distrocuyo-SEIS y los participantes del evento fueron recibidos en las instalaciones del Consulado Alemán en Mendoza por el Cónsul Andreas Vollmer y el Embajador de la República Federal de Alemania en Buenos Aires, Dieter Lamlé. 

Vale recordar, que este Proyecto cuenta con el apoyo del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima de Alemania (BMWK) en el marco del Programa de Soluciones en Energías Renovables de la Iniciativa Alemana en Soluciones Energéticas.

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YPF Luz y Cementos Avellaneda anunciaron el inicio de la construcción  del Parque Eólico Cementos Avellaneda, ubicado en la localidad de Olavarría, Provincia de Buenos Aires, a 10 km de la ciudad.  

El parque tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW y estará emplazado dentro del predio  de Cementos Avellaneda y en terrenos de terceros linderos a la planta, sobre una superficie de  450 hectáreas. Contará con 9 aerogeneradores de última generación, con tecnología Nordex Delta de 7MW de potencia por aerogenerador.

El parque tendrá un factor de capacidad  estimado de 47% y generará 260.487 MWh/año de energía renovable, que es equivalente a las  necesidades energéticas de unos 72.000 hogares, evitando la emisión de más de 119.824  toneladas de CO2 al año. La puesta en marcha se prevé para el primer semestre de 2025. 

El proyecto tiene dos instalaciones diferenciadas. Por un lado, 4 aerogeneradores con un total  de 28 MW de capacidad instalada estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos  Avellaneda, mientras que la energía de los otros 5 aerogeneradores, de una capacidad instalada  de 35 MW, se comercializará en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).  

Para Cementos Avellaneda, el desarrollo de este parque es parte de su compromiso con el  cuidado del medio ambiente y de su estrategia para reducir la huella de carbono impulsando la  transición energética. Tiene como objetivo el autoabastecimiento de aproximadamente un 47%  de la demanda eléctrica de su planta en Olavarría, a partir de la generación de energías  renovables por un plazo de hasta 25 años. Además, se logrará el aprovechamiento e integración de sitios que actualmente se encuentran en proceso de rehabilitación, luego del desarrollo de actividades mineras. 

“La concreción de este proyecto y el inicio de la construcción del parque eólico representan para  nosotros el cumplimiento de un nuevo hito en nuestra agenda de sostenibilidad. Significa un gran  avance para conseguir la descarbonización de nuestro proceso productivo, a la vez que refuerza  la confianza y el compromiso de nuestros accionistas con nuestro país. Este proyecto hubiese  sido imposible sin el aporte profesional y humano de todo el equipo de YPF Luz y Cementos  Avellaneda”, expreso José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda. 

YPF Luz tendrá a su cargo la construcción del parque, con una inversión de USD 80 millones. Con este nuevo proyecto, suma 715 MW renovables (497MW en operación y 218 MW en  construcción), reafirmando su liderazgo en la provisión de energía renovable para las industrias argentinas.

“Este parque es el resultado de un sueño conjunto, que surgió y pudo concretarse a  partir de una colaboración estrecha y productiva con nuestro cliente. Nos enorgullece ser el socio  elegido por Cementos Avellaneda para concretar este hito tan importante en la historia de la  sustentabilidad de la compañía”, explicó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. “Con este nuevo proyecto iniciamos una nueva década de crecimiento y reafirmamos nuestro compromiso con la  transición energética, en línea con nuestro propósito de impulsar desde Argentina la evolución  de la energía para el bienestar de las personas”. 

Características del Parque Eólico Cementos Avellaneda 

63 MW de potencia de fuente renovable: 
Generará energía equivalente a más 72.000 hogares.
Ahorro de 119.824 toneladas de CO2 al año.
9 aerogeneradores
Superficie: 450 hectáreas
Factor de capacidad: 47.2%
Energía Generada: 260.487 MWh/año
Inversión: más de USD 80 millones
Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra

Características de los aerogeneradores  

Tecnología: Nordex Delta 
Capacidad instalada: 7MW cada uno 
Alto de torre: 119 metros 
Largo de palas: 81 metros 
Altura total: 200 metros

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JinkoSolar Holding Co., Ltd. (la «Compañía» o «JinkoSolar») (NYSE: JKS ), uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció que una vez más encabezó el Informe de bancabilidad «ModuleTech» de PV Tech en el primer trimestre de 2024, obteniendo una calificación «AAA», que subraya la posición de liderazgo de la compañía en excelencia de fabricación, calidad confiable, participación de mercado, desempeño financiero sólido e innovación tecnológica.

JinkoSolar logró un crecimiento significativo en el desempeño operativo y financiero en 2023. Según el informe anual de 2023 de su filial Jinko Solar Co., Ltd. publicado el 22 de abril de 2024, los ingresos totales fueron de 118,68 mil millones de RMB , un aumento del 43,55% anual. durante el año.

El beneficio neto atribuible a los accionistas fue de 7.440 millones de RMB , un aumento interanual del 153,2%. A finales de 2023, los envíos globales acumulados de módulos de la Compañía superaron los 210 GW, con una participación de mercado del 15 % en 2023, ocupando el primer lugar en el mundo.

Mientras tanto, el galardonado módulo Tiger Neo tipo N de JinkoSolar fue reconocido como uno de los módulos tipo N con mejor desempeño en el mercado.

JinkoSolar lleva mucho tiempo comprometido con la innovación y la exploración tecnológica, liderando el desarrollo de la tecnología tipo N en la industria fotovoltaica. A JinkoSolar se le han concedido 330 patentes TOPCon y ha batido el récord de eficiencia de conversión de células 25 veces.

La eficiencia de conversión de la célula solar en tándem de perovskita basada en TOPCon tipo N ha alcanzado el 32,33% y la eficiencia de producción en masa promedio de la célula TOPCon tipo N ha alcanzado actualmente el 26,1%, liderando la industria nuevamente.

En el futuro, JinkoSolar seguirá mejorando sus capacidades tecnológicas, adhiriendo a la innovación y mejorando la competitividad de sus productos. Al mismo tiempo, aprovechará plenamente las sinergias de su cadena industrial para optimizar la asignación de recursos, reducir costos, mejorar la competitividad general de la industria y promover el desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica global, así como la energía limpia en el futuro.

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Hitachi Energy reveló hoy inversiones de más de $1,500 millones de dólares para aumentar su capacidad de fabricación global de transformadores con la finalidad de mantenerse al ritmo de la creciente demanda, apoyando los planes a largo plazo y los esfuerzos de electrificación.

Las inversiones ampliarán gradualmente la capacidad mundial de transformadores de la empresa de aquí a 2027 y se suman a los $3,000 millones de dólares ya anunciados para avanzar en la electrificación del sistema energético impulsada por la transición energética.

«La demanda de transformadores y equipos eléctricos ha crecido a una escala sin precedentes, y estamos invirtiendo para hacer frente a las necesidades a mediano y largo plazo de nuestros clientes. Estamos desarrollando nuestra huella y capacidad globales y progresando en digitalización y tecnología para ofrecer soluciones aún más sostenibles y fiables», dijo Bruno Melles, director general del Negocio de Transformadores de Hitachi Energy, durante el evento insignia para clientes de la compañía, Energy & Transformers Days en Roma, Italia.

Hoy, la compañía anuncia también una inversión de unos $180 millones de dólares en una nueva fábrica de transformadores de última generación en la región de Vaasa, Finlandia. Este campus de primer nivel, con una superficie de 30,000 metros cuadrados, será un testimonio del compromiso de Hitachi Energy con la innovación, la calidad y el cuidado del medio ambiente.

Las inversiones complementan los esfuerzos de crecimiento más amplios de Hitachi Energy, que incluyen la recientemente anunciada expansión de más de $30 millones de dólares en Bad Honnef, Alemania. Aprovechando la presencia global de la empresa, se realizarán inversiones adicionales en Europa, América y Asia para satisfacer la creciente demanda de transformadores de energía y distribución.

Las expansiones de las instalaciones de transformadores de Hitachi Energy incluyen el proyecto en curso en South Boston, Virginia, EE.UU., y otros proyectos finalizados recientemente en Jefferson City, Missouri, EE.UU., y Dos Quebradas, Colombia. Además, la empresa ha inaugurado nuevas fábricas de última generación en Chongqing, China, y Hanoi, Vietnam, junto con un nuevo centro de servicio de transformadores en Welshpool, Australia.

“Nuestras inversiones globales, incluido el nuevo campus de transformadores en Finlandia, subrayan nuestro compromiso de crear juntamente con nuestros clientes y socios de servicios públicos e industriales el camino para acelerar la transición energética. Al aprovechar estratégicamente nuestra presencia mundial, nuestra tecnología y la experiencia de nuestros equipos, no solo estamos preparados para satisfacer la demanda mundial de soluciones energéticas sostenibles, sino también para impulsar la innovación necesaria para un futuro neutro en carbono”, explicó Mellers.

Los transformadores desempeñan un papel fundamental en toda la cadena de valor de la energía, ya que permiten una transmisión y distribución eficientes de la electricidad. Son un componente clave para aplicaciones como la integración de energías renovables, las interconexiones de redes, la alimentación de centros de datos y la electrificación del transporte, facilitando la descarbonización de los sistemas energéticos.

Hitachi Energy es el mayor fabricante de transformadores del mundo en términos de base instalada, gama de productos, capacidad de fabricación y cobertura del mercado, con más de 60 fábricas de transformadores y centros de servicio en todo el mundo.

El crecimiento de las capacidades digitales y de servicio forma parte de los esfuerzos de la compañía para ayudar a las empresas de servicios públicos y a las industrias a operar y mantener sus activos eléctricos. La digitalización permite realizar operaciones eficientes en toda la cadena de valor, posibilitando programas de gestión de activos centrados en la fiabilidad para ayudar a nuestros clientes a ampliar el ciclo de vida de los transformadores, apoyar la sostenibilidad y permitir retrasar las inversiones en nuevos equipos.

Todas las inversiones anunciadas en transformadores incluyen tecnologías de fabricación sostenibles e innovadoras para la eficiencia operativa, al tiempo que garantizan altos niveles de seguridad y calidad. Estas inversiones impulsan los esfuerzos de la empresa por alcanzar la neutralidad de carbono en 2030 y pretenden crear un impacto económico y social positivo en las comunidades locales. Hitachi Energy emplea a más de 17,000 personas en todo el mundo en su negocio de transformadores y tiene previsto aumentar su plantilla con la incorporación de 4,000 nuevos puestos de trabajo en el sector.

Acerca de Hitachi Energy

Hitachi Energy es un líder tecnológico global que está avanzando hacia un futuro energético sostenible para todos. Atendemos a clientes de los sectores de servicios públicos, industria e infraestructura con soluciones y servicios innovadores en toda la cadena de valor. Junto con clientes y socios, somos pioneros en tecnologías y permitimos la transformación digital necesaria para acelerar la transición energética hacia un futuro neutro en carbono. Estamos haciendo avanzar el sistema energético mundial para que sea más sostenible, flexible y seguro, al mismo tiempo que equilibramos el valor social, ambiental y económico. Hitachi Energy tiene una trayectoria comprobada y una base instalada incomparable en más de 140 países. Integramos más de 150 GW de enlaces HVDC en el sistema eléctrico, ayudando a nuestros clientes a habilitar más energía eólica y solar. Con sede en Suiza, empleamos a más de 40,000 personas en 90 países y generamos volúmenes de negocio de más de 10,000 millones de dólares.

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La Corporación de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) de Chile elevó una solicitud a la Contraloría General de la República para que deje sin efecto las bases y suspenda la Licitación de Suministro 2023/01, en la que sólo cinco empresas compiten por 3600 GWh. 

La carta de la asociación fundada en 1996 ingresó pocos días antes de que se realice la apertura de ofertas económicas (jueves 2 de mayo) en la que se conocerán los precios de los 25 proyectos renovables (suman 4038,1 MW de capacidad) y las 5 centrales térmicas (1959 MW). 

Mientras que, de avanzar el proceso, el 8 de mayo se llevará a cabo el acto público de adjudicación de dichas propuestas en caso de finalizar en primera etapa. Caso contrario, se procederá a una segunda etapa de subasta, con presentación de ofertas económicas el lunes 13 de mayo y su asignación al día siguiente. 

El motivo de la solicitud se debe a que CONADECUS considera que el proceso perjudicará a los consumidores y asegura que los clientes regulados deberán abonar los costos sistemáticos. 

¿Por qué? Dichos costos antes estaban a cargo de las empresas generadoras de energía eléctrica, pero en las bases de la vigente convocatoria por primera vez se permitió que los generadores los puedan trasladar directamente al precio de adjudicación como un cargo adicional. 

Por lo que para la Corporación de Consumidores y Usuarios ello podría traducirse en aumentos futuros indeterminados de las tarifas eléctricas finales en lugar de buscar la reducción de los costos para los usuarios y la estabilidad a mediano y largo plazo del precio de la energía

“El traspaso de los costos mediante un proceso licitatorio es ilegal pues contraviene la normativa legal y reglamentaria vigente que coloca dichos costos de cargo del generador eléctrico”, asegura el documento elevado a Contraloría.

Cabe recordar que los costos sistémicos se cobran a todas las empresas generadoras en proporción a sus respectivas inyecciones/retiros de energía al sistema y, en líneas generales, incluyen servicios complementarios, operación a mínimo técnico, costo de estabilización de precios, entre otros. 

Y a lo largo de los últimos años tuvieron un aumento de gran magnitud, a tal punto que pasaron de USD 20 millones a más de USD 110 millones mensuales, según estadísticas del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). 

Incluso, desde la Corporación de Consumidores y Usuarios argumentaron que el propio CEN advirtió sobre la modificación a las bases de la Licitación de Suministro que lleva adelante la Comisión Nacional de Energía (CNE). 

“Ese tipo de medidas alteran los incentivos a la provisión eficiente de recursos de generación, ya que se le traspasaría la totalidad de los pagos laterales a los clientes, incluyendo las compensaciones por precio estabilizado, no existiendo incentivos por parte de ningún actor a disminuir su cuantía”, señala el texto citado. 

Por tanto desde CONADECUS le pidieron a la Contraloría que declare que las bases de la convocatoria – y sus posteriores modificaciones – no se ajustan a la normativa vigente en materia eléctrica, suspenda la licitación mientras se tramite el procedimiento administrativo y ordene que se retrotraiga el proceso concursal.

Por lo que habrá que esperar la decisión de Contraloría, si la misma anula la Licitación de Suministro 2023/01 (prorrogada y modificada en diversas oportunidades) o si el gobierno puede avanzar conforme al cronograma establecido y con la ofertas en competencia sobre la mesa. 

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El ministro de Economía, Luis Caputo, encabezó este jueves un encuentro en el Palacio de Hacienda con las Productoras de Gas y a los Generadores de Electricidad.

El ministro recordó que el gobierno del presidente Javier Milei se hizo cargo con fondos del ejercicio 2024 de las transacciones impagas de CAMMESA de octubre y noviembre 2023, correspondientes en su totalidad a la administración de Alberto Fernández.

Dado el esfuerzo presupuestario ya realizado para cancelar múltiples deudas del gobierno anterior, se presentó hoy una propuesta para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de 600 MM de valor nominal.

Además, se les comunicó que, a partir de febrero, los flujos están siendo normalizados.

Mediante la resolución de las deudas generadas por la política energética de la administración previa y la normalización del flujo, el Gobierno Nacional confía en que el sector pueda enfocarse, con estabilidad y previsibilidad, en mejorar el servicio para los usuarios.

“Por diciembre y enero existen diferencias con algunos por el tipo de cambio. Para ellos lo más importante es arreglar el flujo para adelante, cosa que se está haciendo. Y por diciembre/enero, dado que nos hicimos cargo de octubre y noviembre pasado, la propuesta es darles un bono. La mayoría lo entiende y ya dijo que les parece muy bien”, explicaron desde un despacho oficial.

También participaron de la reunión el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; los asesores del Ministerio de Economía Diego Adúriz, Martín Vauthier y Nicole Daltroy; y representantes de CAMMESA, YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Total Energies, CGC, Pan Energy, Pampa Energía, AES Corporation, Central Puerto y Grupo Capsa, entre otros.

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En América Latina y el Caribe son más de 10 los países que cuentan con estrategias de hidrógeno publicadas o en preparación, dando cuenta del gran interés de los gobiernos para su desarrollo.

Sin embargo, las demoras en la implementación de programas de incentivos concretos lleva a que los promotores de estos proyectos en plazas estratégicas de la región aún enfrenten retos significativos para su ejecución en el corto plazo.

Al respecto, Marta Jara, especialista en hidrógeno verde, observó lo indispensable que se torna analizar la viabilidad económica contemplando subsidios disponibles, la influencia de los proveedores, así como la necesidad de minimización de riesgos para viabilizar experiencias locales.

“El primer escollo es económico. Si los proyectos de hidrógeno ofrecieran productos de menor costo que los fósiles, sería otra la realidad. Pero, como todas las tecnologías que se van desarrollando, al principio hay un tema de escala que empieza desde la manufactura de los equipos que conduce a que el primer desafío sea económico”, introdujo la profesional del sector energético.

En entrevista con Energía Estratégica, Marta Jara indicó que para sortear esa primera barrera económica se puede contemplar a los subsidios como instrumentos muy valiosos para poder avanzar en el mercado.
Desde la perspectiva de la especialista en hidrógeno, de no haber subsidios asignados a la tecnología, una de las formas más conducentes es cuando hay subsidios generales -como son leyes de promoción de inversiones que hay en muchos países- y el sector privado los puede aprovechar.

“Otro de los desafíos grandes para mercados que no son donde se está creando toda la tecnología es que en un mercado que está bastante caliente, con mucha demanda, los proveedores priorizan a clientes que tienen cerca y que representan un menor costo para poder atenderlos”, consideró.

Aquello iría más allá que asumir retos de transporte y logística para el suministro de equipos, sino que la cercanía de la atención sería muy preciada para el soporte de postventa.

“Si yo soy un fabricante de electrizadores en Estados Unidos y tengo el Inflation Reduction Act y sé que tengo una demanda que puede crecer más rápido muy cerca de mis instalaciones, apuesto a ese mercado más que ir a vender al Cono Sur. Es un tema de prioridades y, por lo que llamamos un Seller’s Market, los proveedores están imponiendo sus condiciones porque hay muchísima demanda y eso hay que tenerlo presente”, añadió.

En cuanto a la disponibilidad de financiamiento, Jara reconoció la dificultad de obtener financiamiento externo en general y particular a través de estructuras de Project Finance, debido al riesgo por asumir y la falta de un historial de antecedentes con esta tecnología.

“Para poder financiar un proyecto a escala a un estilo Project Finance todavía la tecnología no está suficientemente madura. ¿Quién toma ese riesgo tecnológico? Ni los mismos proveedores lo pueden tomar porque no tienen suficiente Track Record como para poder decir esta es la performance que puedo garantizar de un equipo en el tiempo. Entonces, me parece que es bien importante que los proyectos pilotos puedan tener todo ese valor demostrativo, de manera de generar esos antecedentes, generar esos datos, que permitan después que proyectos muchísimo más grandes puedan ser financiados en forma eficiente”.

Ahora bien, mencionó la posibilidad de financiamiento con Equity para proyectos iniciales, donde los inversores puedan asumir mayores riesgos para hacer caminar a los primeros proyectos y ganar expertise en este vector energético.

“Si lo vas a financiar con Equity, siempre va a haber algún inversor que tenga el apetito de arriesgar recursos con la expectativa de ser un pionero, con una estrategia de First Mover Advantage (FMA) generando una ventaja a futuro, pero cuando ya se requiere financiamiento externo la vara en cuanto a quién asume los riesgos y que estén muy bien respaldados, se vuelve un poco más difícil. Por ello, en la actualidad solo se podrían financiar eventualmente con Equity, con un financiamiento corporativo, y no tanto un financiamiento externo”.

De allí, Jara advirtió sobre la disparidad entre los anuncios mediáticos de nuevas iniciativas de hidrógeno y la realidad de los proyectos en desarrollo factibles. Por lo que, subrayó la necesidad de discernir las propuestas en etapas incipientes, de aquellos que realmente son proyectos que se acercan a una decisión final de inversión respaldados por una sólida documentación técnica y contratos comerciales.

“De lo que estoy convencida es que hay que empezar por proyectos pequeños, proyectos domésticos, donde se puedan alinear todos esos ejes que hacen a la madurez de un proyecto. De nada sirve tener toda la solución de ingeniería lista, si no tienes un offtaker, o al revés. Grandes contratos, grandes mercados, grandes offtakers es algo que todavía estamos viendo cómo cristaliza. Aunque, por supuesto, hay voluntad de que se junten las partes”.

¿Qué oportunidades se abren para este vector energético? Desde la perspectiva de Marta Jara, aunque son varias las tecnologías que se postulan para alcanzar el NetZero, el hidrógeno podría contribuir a descarbonizar las actividades que requieren alta densidad energética y tienen altos niveles de contaminación como el transporte pesado:

“Cuando empezamos a pensar en cómo transicionar los sectores más difíciles, una vez que las matrices energéticas ya estén transformadas, el sector de transporte pesado es probablemente el sector ideal para poder usar hidrógeno”.

Y según explicó la especialista, el hidrógeno genera expectativas en este nicho de mercado porque tiene las ventajas de asimilarse a un Drop-in Fuel, por su cualidad de carga rápida y performance para servicios de alta demanda de carga y de distancia que requieren alta autonomía.

“Tal vez, los mercados más avanzados son de algunos derivados, sobre todo para el área de aviación y algo en el área de clientes marinos, pero grandes contratos de exportación del fluido o de sus derivados aún no se están viendo. Están los esfuerzos de hacer Contracts for Differences (CFD) como promueve Alemania, pero es algo que está todavía muy embrionario”.

“En la parte de mercados domésticos, ya hemos visto cómo se viene avanzando con pequeñas flotas de buses, de camiones, pero todavía son pocos los proyectos que pueden decir que están en ejecución, que están operativos”.

Considerando todas esas variables que representan retos económicos y financieros, y las oportunidades que se abren en mercados locales para transportes pesados, Marta Jara concluyó su lectura exhortando a las partes interesadas a continuar estudiando las alternativas posibles de implementación para impulsar proyectos concretos:

“Creo que para la transición energética no se trata de buscar la bala plateada única, sino tener un menú de opciones que se adecuen a los distintos servicios”

“El hidrógeno es una tecnología que tiene que ser experimentada, demostrada, que tiene muchísimo potencial y que seguramente complemente otras tecnologías”, finalizó.

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A pesar de los retos asociados al licenciamiento ambiental que en muchos casos suelen retrasar la entrada en operación de las centrales renovables, Colombia se perfila como uno de los países más atractivos de Latinoamérica para el desarrollo de proyectos de energías limpias gracias a su diversidad de recursos naturales y su creciente demanda de energía. 

Con inversiones continuas y el compromiso del gobierno y la industria privada, Colombia tiene todas las condiciones para creciendo en este sector y así contribuir a la diversificación de su matriz energética y al desarrollo sostenible.

Bajo esta premisa, ISAGEN, una de las empresas líderes en generación de energía en el país, ha anunciado a Energía Estratégica un ambicioso plan de expansión para 2024, con la incorporación de más de 3 mil megavatios (MW) de capacidad efectiva neta. 

Este nutrido portafolio refleja el compromiso de la empresa con la energía limpia y sostenible, y es parte de una estrategia más amplia para consolidarse como líder en el sector energético colombiano.

Balance y objetivos a futuro

Según pudo saber este medio, el 2023 fue un período de desafíos para ISAGEN, pero la empresa se mantuvo firme en su enfoque disciplinado para aprovechar oportunidades de crecimiento. Con 22 centrales de generación de energía distribuidas en seis departamentos (Antioquia, Caldas, Santander, La Guajira, Meta y Tolima), la compañía cerró el año con una sólida base para el futuro. En efecto, destaca que están construyendo cinco plantas solares en Sabanalarga, Atlántico, próximas a culminar, que aportarán 100 MW adicionales.

Para este año, ISAGEN tiene metas ambiciosas en términos de ventas y crecimiento, con el propósito de aumentar su capacidad renovable y continuar contribuyendo a la diversificación de la matriz energética colombiana. La empresa planea seguir invirtiendo en proyectos de energía limpia para cumplir con la creciente demanda de energía y abordar los retos climáticos.

Inversiones y proyectos renovables

En los últimos años, la compañía ha consolidado su presencia en el mercado energético colombiano gracias a inversiones significativas que ascienden a cerca de cuatro billones de pesos colombianos. 

Estas inversiones incluyen plantas solares en el Atlántico, como las cinco plantas de Sabanalarga y la adquisición de los parques solares Llanos 1, 2 y 3, con lo cual se alcanza una capacidad instalada de 100 MW en el Meta.

Al mismo tiempo, la empresa se ha destacado por su papel en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), donde aporta el 18,4% de la energía.

Retos y oportunidades

A pesar del crecimiento sostenido, la compañía enfrenta varios desafíos, como el fenómeno El Niño, que impacta la hidrología y aumenta la demanda de energía debido a las temperaturas más altas. Aun así, ISAGEN ha mantenido su posición entre las tres generadoras más grandes del país. 

Para seguir impulsando la expansión necesaria para satisfacer la demanda y mantener una matriz resiliente al cambio climático, aboga por un marco regulatorio sólido y basado en decisiones técnicas que permitan hacer ajustes necesarios para adaptarse a las nuevas realidades del mercado.

La empresa también reconoce la necesidad de mejorar aspectos relacionados con el licenciamiento, las consultas previas y la diversificación para mantener un sistema confiable y económico. Esto requiere entidades regulatorias fuertes e independientes, capaces de gestionar y supervisar el sector de manera eficaz.

De esta forma, el enfoque de ISAGEN en el desarrollo de proyectos solares y otras fuentes renovables representa un paso importante hacia la transición energética en Colombia, y la empresa está bien posicionada para liderar este cambio en los próximos años.

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360Energy, empresa argentina enfocada en el desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica a gran escala, brindó una entrevista exclusiva en el marco del evento Future Energy Summit (FES) Argentina y dio a conocer que expandirá su frontera de negocios. 

Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de la compañía, explicó que aumentarán su presencia en otros países a partir de la firma Stellantis (grupo de empresas multinacional de la industria automotriz) como nuevo accionista de 360Energy. 

“Los proyectos serán en Argentina, Brasil, México, España, Italia, Inglaterra, Marruecos, entre otros. Y la primera etapa serán parques solares, mientras que una segunda fase contará con la incorporación de almacenamiento e hidrógeno verde como un gran proveedor de energía renovable del nuevo accionista”, aseguró. 

“Con lo cual estamos ante un desafío muy grande y la oportunidad de expansión internacional de la compañía que nos tiene muy entusiasmados”, agregó durante el evento que reunió a más de 500 referentes de la industria de las energías renovables de la región. 

Cabe recordar que Stellantis confirmó una inversión de USD 100.000.000 en 360Energy, una operación que ya fue anticipada en junio del año pasado, y la misma forma parte del plan Dare Forward 2030, por el cual el grupo automotriz prevé un 100% de ventas de vehículos 100% eléctricos (Bev) en Europa, 50% de Bev y vehículos utilitarios ligeros en los Estados Unidos, y 20% de mix en América del Sur para el 2030.

Por lo que 360Energy podría empezar a construir más parques de generación renovable en el planeta tras lo hecho en Argentina, donde ya cuenta con seis plantas fotovoltaicas en las provincias de San Juan, Catamarca y La Rioja por más de 250 MW de potencia instalada. 

Además, la compañía cuenta con 175 MW de prioridad de despacho asignada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y fue una de las grandes ganadoras de la licitación RenMDI con la adjudicación de tres centrales fotovoltaicas con almacenamiento en baterías:

PSA 360 Energy Arrecifes (16,5 MW – USD 80,9 MWh), 
PSA 360 Energy Colon (20 MW – USD 80,9 MWh), 
PSA 360 Energy Realicó – 15 MW – USD 84,9 MWh

La particularidad es RenMDI fue el llamado licitatorio de Argentina que por primera vez incluyó (y adjudicó) la posibilidad de presentar ofertas de parques renovables híbridos con almacenamiento a mediana y gran escala en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Hecho que no fue pasado por alto por Maximiliano Ivanissevich y que incluso ratificó el compromiso de la compañía por ahondar aún más en la tecnología de storage: “El almacenamiento es un factor tecnológico en el cual queremos posicionarnos muy fuerte en Argentina”

“Estamos en un momento de transición de gobierno con posibles cambios del marco regulatorio del sector energético y de las renovables. Hay desafíos muy importantes como el cuello de botella de transmisión y la falta de inversiones en transporte eléctrico para inyectar energía de nuevos proyectos, pero Argentina tiene las cualidades para que las renovables crezcan y desde 360Energy queremos seguir apostando a ser protagonistas en la transición energética del país”, añadió. 

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La Asociación Gremial de Empresas Eléctricas de Chile volvió a poner el foco en la importancia de contar con una actualización regulatoria en materia de distribución eléctrica, ya que la normativa cuenta con prácticamente la misma regulación desde hace cuatro décadas y que el país se encuentra en medio del segundo tiempo para la transición energética y que se fijó las metas de ser carbono neutral al 2050 y contar con una matriz eléctrica 100% compuesta por energías renovables.

Por ello desde el gremio expusieron en una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile, a fin de que a futuro se avance en el cambio del actual modelo de distribución eléctrica, de modo de permitir las inversiones necesarias en la red y con mejor planificación. 

“Se requiere una hoja de ruta para avanzar en una nueva regulación para la distribución en Chile. Que permita mejorar la calidad de suministro, hacer frente a las condiciones distintas del cambio climático y que los usuarios puedan tener mayor control de sus decisiones energéticas y se habilite la penetración masiva de generación distribuida, almacenamiento y electromovilidad a nivel residencial”, señaló Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG. 

Cabe recordar que hoy en día el segmento de la generación distribuida suma 3338,2 MW instalados, de los cuales 3005 MW corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD – hasta 9 MW por proyecto) y 233,2 MW a conexiones net-billing (hasta 300 kW por proyecto). 

Por lo que de darse una reforma a la distribución, desde el gremio plantearon que dichos segmentos podrían ver una evolución si se incentiva la adopción de tales tecnologías, lo que podría derivar en una ola de crecimiento por el costo menor de desarrollo tecnológico.

“Además, resulta clave que los medios energéticos distribuidos sean incorporados en la planificación de las redes de distribución para efectos de la remuneración y tarificación, así como avanzar en la formalización de la figura de los agregadores de demanda que permitan gestionar y proveer servicios de seguridad y mayor flexibilidad al sistema”, agregó el director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG. 

Con ello se busca contar con mayores incentivos para mejorar la calidad de servicio, lograr una mayor inserción de energías renovables y disminuir la importación de combustibles fósiles, dado que en 2021 Chile importó USD 13301 millones de combustibles fósiles, mientras que la suma ascendió a los USD 20000 millones en el 2022. 

“Avanzar hacia una economía descarbonizada significa avanzar hacia una sociedad más electrificada. Es importante avanzar para que la electrificación llegue a todos los hogares. Y la posibilidad de cumplir con las metas (entre ellas la instalación de aproximadamente 8000 MW de renovables en generación distribuida) estará determinada por la distribución eléctrica”, insistió Meriches. 

“Es crucial contar con una red de distribución moderna, flexible y resiliente. ¿Por qué no es posible? Porque estamos atrapados en una regulación que está obsoleta, un marco regulatorio creado hace más de 40 años que ya cumplió sus objetivos, pero para los desafíos actuales y futuros, es una herramienta que no es suficiente y por lo tanto se debe revisar”, subrayó. 

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Durante el reciente Future Energy Summit Central America & the Caribbean, Luis Miguel Gómez, gerente de Ventas para Centroamérica de GCL, compartió insights cruciales sobre la estrategia y evolución de GCL, un fabricante integrado verticalmente de módulos fotovoltaicos con tres décadas de experiencia.

Ante un auditorio con más de 400 profesionales del sector energético, Gómez destacó el compromiso de GCL con su expansión hacia Latinoamérica, subrayando su posición entre las empresas top 500 en China y su papel como la segunda empresa más importante energética a nivel local que amplían sus negocios hacia nuevas latitudes. Esta incursión de la marca en nuevos mercados, como el centroamericano, lleva consigo no solo la tecnología fotovoltaica de vanguardia, sino también una sólida inversión en la región.

La evolución tecnológica en el mercado fotovoltaico es evidente según Gómez, quien señaló un aumento significativo en la eficiencia de los módulos, pasando del 19% al 22% en menos de un lustro. Esta mejora se atribuye a avances como la tecnología PERC y la transición a los módulos N-type.

La inversión en investigación y desarrollo de empresas como GCL ha sido fundamental para este progreso, con el fortalecimiento de nuevas tecnologías como el Back Contact, Perovskita y el HJT, este último emergiendo como una realidad cada vez más tangible.

La bancabilidad, rendimiento y compatibilidad son elementos clave en la estrategia de GCL. De acuerdo con Luis Miguel Gómez, la industria continúa realizando modificaciones para garantizar la adaptabilidad y compatibilidad con otros componentes, así como para enfrentar desafíos como la corrosión y la humedad, lo que garantiza una mayor eficiencia y operatividad de los módulos en diversos entornos.

Así mismo, comentó la importancia de ofrecer productos que sean una inversión a largo plazo. Esto implica no solo un costo de nivelado de energía competitivo y un retorno de inversión favorable, sino también garantías de generación a lo largo del tiempo.

En términos de precio, Gómez subrayó la competitividad de la energía solar y el valor que tiene mantener esta ventaja mediante la continua innovación y desarrollo de productos más eficientes. Esto no solo atraerá a inversores preocupados por el costo, sino que también a aquellos cada vez más atentos a la sostenibilidad en la industria no solo en una esfera económica o financiera, sino también social y medioambiental.

«A final de cuentas esta industria está empujando compromisos ambientales importantes y es adecuado que nosotros estemos en constante actualización tecnológica, que estemos desarrollando productos que sean cada vez más eficientes. Ahora mismo, el mercado nos permite tener productos a un precio competitivo a largo plazo», concluyó Luis Miguel Gómez, gerente de Ventas para Centroamérica de GCL.

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