Informacion

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

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

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

Nuevo cronograma

Adenda_No.1_-_Modifica_Cronograma_pxdum5q

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

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

Los proyectos que podrían participar

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

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

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

INFORME DE REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN

Semana 06, corte a 09 de febrero del 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Pliegos y condiciones específicas: contenido de las ofertas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Marco normativo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Demanda de energía por regiones

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

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La Honorable Cámara de Diputados de Argentina recibió un proyecto para declarar de interés nacional al mega evento Future Energy Summit Argentina, que se llevará a cabo el día 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

La iniciativa ingresó esta misma semana en el Poder Legislativo y lleva la firma de Gabriel Bornoroni, diputado nacional por Córdoba y uno de los referentes de La Libertad Avanza en la provincia. 

“Se trata de una jornada que congregará a los principales actores del universo de las energías renovables, tanto de Argentina como entidades y empresas extranjeras de primer nivel pasibles a invertir en nuestro país, donde se tratarán temas clave para el crecimiento y la sustentabilidad energética local”, fundamenta el texto presentado. 

Además, el proyecto de declaración plantea que la cumbre se enmarca en la transición energética que se desarrolla en América Latina y el mundo y hace referencia a los compromisos ambientales asumidos por el país, tanto nacionales como internacionales 

Es que el Future Energy Summit Argentina se da en un contexto del inicio de un nuevo gobierno nacional, el cual ya vaticinó giros en la política energética mediante la actualización y el fortalecimiento normativo. 

Y entre las principales medidas contempladas se encuentra la posibilidad de que la demanda se contractualice, nuevas reglas y mecanismos para la generación que favorezcan inversiones para un suministro más económico, acciones de eficiencia energética y que las distribuidoras pasen a tarifa los costos del servicio y de los contratos de abastecimiento que celebren.

Con ello se prevé un mayor dinamismo y flexibilidad en la toma de decisiones de mercado, con el propósito de apalancar más inversiones limpias para alcanzar los objetivos planteados en la Ley N° 27191 (20% de participación de las renovables al cierre del 2025) y los compromisos asumidos en el Acuerdo de París y la reciente COP 28 (duplicar acciones de eficiencia energética y triplicar renovables para alcanzar los 11000 GW a 2030 a nivel mundial). 

Por lo que FES brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, visibilizar las oportunidades regulatorias y de inversión, como así también explorar nuevos negocios sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

Además, el mega evento congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región y será una ventana para conocer al detalle próximos pasos, metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable, que cuenta con casi 6000 MW instalados (sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad) y alrededor de 4000 MW en más de 150 proyectos y casi 4000 MW renovables que podrían entrar en operación en el corto plazo tras su adjudicación en la última licitación RenMDI y las distintas rondas Mercado a Término (MATER). 

Y cabe recordar Argentina será la primera parada de la gira 2024 de Future Energy Summit, país al que FES siempre quiso aterrizar para continuar con la meta de la transición energética en América Latina, y que si bien ya contó con diversos summit virtuales, por primera vez tendrá una jornada presencial organizada por la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

¡Súmate a la ola renovable de FES y forma parte de este diálogo de alto nivel junto a líderes del sector público y privado de Latinoamérica!

Revive el éxito del evento de Future Energy Summit en 2023 

La entrada El mega evento de renovables Future Energy Summit Argentina es declarado de interés en el Congreso se publicó primero en Energía Estratégica.

Leandro Mendoza, especialista en Marketing de Producto de Growatt, fue parte del mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) a fines del año pasado en la ciudad de Santiago, Chile. 

Mendoza brindó una entrevista exclusiva durante la cumbre que reunió a más de 400 protagonistas del sector renovable de la región y explicó la estrategia para el mercado chileno y las expectativas de Growatt para el corriente año. 

“Las metas para el 2024 son muy ambiciosas. Las ventas del 2023 estuvieron muy bien y desde China (casa matriz) proponen que se duplique el volumen de ventas de Growatt en Chile”, afirmó. 

“Growatt es la marca #1 de inversiones y almacenamiento residencial, por lo que queremos llegar a esos números en Chile. Si bien en el país la competencia es centralizada y el mercado tiene actores fuertes, creemos que a mediano plazo podremos llegar a ello”, agregó. 

Y continuó: “Queremos entrar fuertemente con el almacenamiento y creemos que, en primera instancia, el storage en proyectos de distribución jugará un rol muy potente para descongestionar la matriz energética en lugares donde no llega la energía que se genera en el norte de Chile por problemas en la transmisión”.

Growatt recientemente implementó la oficina central en Chile mediante un equipo de producto y soporte técnico, pero la mirada está puesta en brindar un servicio completo, desde la preventa hasta la postventa, que paulatinamente les permita tener mayor participación en proyectos de pequeña, mediana y gran escala. 

Tal es que ya cuentan con una amplia gama de productos certificados, como por ejemplo inversores de almacenamiento a nivel residencial, tanto on-grid, off-grid e híbridos, y cargadores de vehículos eléctricos de 7, 11 y 22 kW de potencia. 

A la par que Growatt cuenta con un gran número de alianzas con distribuidores a nivel regional para el segmento residencial. Colaboraciones que han sido fundamentales para la expansión de la empresa, permitiendo el acceso a una mayor cantidad de clientes finales y la posibilidad de realizar entrenamientos para los instaladores y distribuidores sobre las distintas soluciones que presenta la compañía. 

“En base a eso, queremos seguir impulsando nuestra relaciones con otros distribuidores y EPCistas para empezar a crecer con la gama de productos hacia un nivel comercial e industrial”, reconoció Mendoza. 

Por lo que, con una mirada hacia el 2024, Growatt se alista para lanzar productos de mayor envergadura que se ajusten a las regulaciones vigentes, tanto para el sector de la generación como de la movilidad sustentable. 

“Ya el 2023 fue un año fuerte, en el que comenzaron los primeros proyectos grandes, salió la propia Ley de Almacenamiento y Electromovilidad que nos favorece mucho, ya que también impulsa metas de vehículos eléctricos al 2035 y 2040 a nivel nacional. Ello ayuda ya que hay muchas licitaciones para cargadores de vehículos eléctricos (electrolineras) y queremos que nuestros productos estén en esa línea”, señaló el especialista. 

A ello se debe añadir que el nuevo reglamento de transferencia de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos (DS 62) de Chile ya ingresó a la Contraloría General de la República luego de recibir más de 400 observaciones y comentarios del sector. 

Y una de las principales modificaciones del reglamento en cuestión está orientada al porcentaje de reconocimiento de potencia inicial de un sistema de almacenamiento de energía o de la componente de storage de un parque renovable híbrido (generación + baterías). 

Señal regulatoria que ayudará al avance de dicha tecnología en Chile y destrabar los nudos e incertezas que se estaban generando en la industria respecto a la evaluación de proyectos de almacenamiento. 

¿Cómo se vislumbra el próximo lustro?

El  especialista en Marketing de Producto de Growatt analizó los próximos pasos de la empresa en Chile para tratar de lograr un mayor market share en el sector energético del país, a lo que consideró que ya poseen la tecnología y el equipo técnico para resolver las soluciones que propone el mercado. 

“En el plazo de 5 años Growatt será un competidor fuerte en la región. Y en el segmento comercial – industrial estaremos dentro de los 3 o 4 distribuidores más fuertes para ya pensar en proyectos de utility scale”, concluyó.

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En un contexto donde las energías renovables son tecnologías clave para el progreso económico y social, Holcim México, líder en soluciones de construcción innovadoras y sostenibles, se prepara para mantener su posición de liderazgo en la construcción de proyectos en el país. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Andrés Hector Kobesrski, Responsable de Suministro de Holcim México, revela una confianza sólida en el papel crucial que desempeñará la construcción en la economía mexicana, respaldada por un enfoque continuo en la descarbonización.

“Holcim México está a la vanguardia en la apuesta por las energías renovables. Estamos muy confiados en que la construcción va a seguir siendo un motor muy importante dentro de la economía mexicana, entonces nuestras expectativas son favorables”, destaca.

Y agrega: “Seguiremos siendo líderes en este proceso de descarbonización y hacia eso estamos apostando ya que vemos un escenario de crecimiento”.

Innovación y el crecimiento continuo

De acuerdo a Koberski, el año 2023 marcó un periodo de crecimiento excepcional para Holcim México. La empresa participó activamente en proyectos insignia de infraestructura como la Presa de la Libertad, consolidándose como líder en la industria de la construcción. 

La sólida presencia en proyectos clave reforzó su posición y destacó la eficacia de sus productos y soluciones integrales.

Con una mirada hacia el futuro, el ejecutivo subraya la intención de Holcim México de seguir innovando y apostando por el crecimiento sostenible. 

Marco Regulatorio 

Aunque reconoce que todo sistema de leyes es mejorable, Koberski califica al marco regulatorio mexicano como claro y considera que sí permite la evolución y la transición hacia energías renovables. 

A pesar de ciertas barreras en la generación distribuida, como el límite de potencia, el experto cree que en términos generales, los esquemas regulatorios permiten avanzar en la diversificación de la matriz.

“En el segmento de generación distribuida, pareciera poco 500 kW de límite de potencia, sin embargo, tenemos otros tipos de esquema como el MEM o la autogeneración que permite ir a potencias industriales mayores. Los esquemas regulatorios podrían mejorarse pero a grandes rasgos permiten avanzar a la transición energética”, detalla.

E insiste: “La evolución de la transición energética se está dando a la velocidad que el contexto lo permite. Lo importante y lo relevante es que las energías renovables ya están en la mesa. Y eso ya es un paso adelante”. 

Compromiso por convertirse carbono neutral

Holcim a nivel global se destaca por su compromiso con la sostenibilidad, trabajando en más de 50 proyectos decisivos de captura, utilización y almacenamiento de carbono. 

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el grupo trabaja en una estrategia de descarbonización a nivel global en la que busca lograr emisiones netas cero de carbono al 2050.

Esta meta global ha llevado a la implementación de diversas iniciativas, incluyendo la adopción de energías renovables en sus procesos productivos.

Entre ellas, Kobesrski destaca la apuesta del grupo por el oxihidrógeno como tecnología del futuro, permitiendo el uso de combustibles alternativos con menor consumo de energía. 

La entrada Holcim sigue creciendo en México y planea mantener su liderazgo en la construcción de proyectos se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, días atrás, se publicaron los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028.

En total, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que muchos proyectos han quedado fuera y que los adjudicados no alcanzan para cubrir la demanda entrante.

Uno de ellos es Jorge Moreno, especialista regulatorio de Optima Consultores, quien, en conversaciones con este medio, analiza en detalles los resultados de la convocatoria: “En el marco de tanta incertidumbre por los múltiples aplazamientos de la subasta, es buena noticia que casi todos los nuevos proyectos adjudicados son renovables. No obstante, los estimados de potencial de participación rondaban los 11 GW y solo se adjudicaron 4,4 GW”.

Y agrega: “Quedaron bastantes proyectos faltantes por participar lo cual evidencia que los desarrolladores están viendo grandes riesgos en el desarrollo de los proyectos. El permitting se está volviendo un problema en Colombia lo cual se traduce en menor participación en la subasta”.

En este sentido, Moreno considera que la participación es “baja” teniendo en cuenta que estos proyectos no alcanzarán a cubrir en su totalidad la demanda del periodo cargo 2027-2028 subastado.

“Teníamos una demanda estimada para el periodo de 264 GW hora año y se adjudican solo 249 GW hora año. Una subasta exitosa hubiera asignado al menos unos 3 o 4 años de demanda objetivo como las subastas anteriores de cargo por confiabilidad. Bajo estos escenarios de déficit uno se pregunta: ¿Por qué no se adjudicó toda la oferta disponible en la subasta? ¿Fue la oferta de precio muy alta? O tal vez ¿hubo errores en la formulación de la curva de demanda y/o el precio techo de parte de la CREG?”, argumenta.

Críticas al precio: demasiado alto para renovables

Acerca del precio resultante de la subasta, que cerró en torno a los 18 dólares por MW hora, Moreno advierte que corresponde al mismo precio del año 2019 traído a valor presente, y que, por lo tanto, no responde a los criterios de menores precios esperados por la evolución tecnológica en la generación de energía.

“Se esperaba que a medida que evolucionara la tecnología renovable, fuera bajando el precio. Por ello, no es tan lógico el resultado, ni tampoco es una buena noticia, que habiendo cerrado la subasta un proyecto solar esta hubiera cerrado al mismo precio de la anterior subasta. El precio debió haber sido inferior a los 18 dólares teniendo en cuenta que la anterior subasta apalancó proyectos térmicos cuyo modelo financiero depende directamente de este ingreso, contrario a lo que sucede con las fuentes renovables de energía”, insiste.

Aunque reconoce que la inflación a nivel mundial desatada por la pandemia y los efectos de la Guerra entre Rusia y Ucrania que causaron complicaciones en la cadena de suministro, podrían haber inferido en estos resultados, el especialista sostiene que, por la eficiencia de la tecnología, los precios, de todos modos, deberían haber cerrado a la baja, más aún cuando la tecnología solar no depende mayoritariamente de este ingreso por confiabilidad.

Posible demora en los proyectos

En tanto a la construcción de los proyectos, Moreno cree firmemente en que se van a construir en los próximos años ya que “las condiciones de la subasta de cargo por confiabilidad son muy fuertes y exigen grandes garantías”.

En efecto, asegura que la mayoría de estos proyectos tienen fecha de puesta en operación entre 2025 y 2026 lo cual deja un margen de maniobra para construir plantas hasta el 2027 e incluso el 2028 si tomamos el año de gracia que brinda el mecanismo.

No obstante, alerta por posibles demoras en dichos plazos: “Los riesgos de desarrollo en el país son importantes. Entonces, si bien esperamos que se construyan, creemos que muchos de ellos podrían retrasarse o incluso no construirse”.

En resumen, según el especialista regulatorio de Optima Consultores, se cierra una nueva subasta de cargo por confiabilidad en Colombia, que, por primera vez en la historia, asigna el 99% de los proyectos con fuentes no convencionales de energía, esto sin duda es positivo en el camino de la transición energética.

No obstante, afirma que la baja participación deja interrogantes sobre el permitting y los riesgos asociados en el país, además, de la necesidad de esperar una nueva subasta de cargo por confiabilidad en el corto plazo.

“El precio deja interrogantes sobre el mecanismo de asignación y la eficiencia en el precio de la confiabilidad que se paga en el país. La subasta deja señales de mejora y la siguiente subasta está a la vuelta de la esquina, por lo que es imperativo empezar a trabajar entre todos los actores del mercado estos frentes de mejora”, concluye.

La entrada Subasta de Cargo por Confiabilidad: aseguran que se podrían haber asignado 11 GW en lugar de 4.4 GW se publicó primero en Energía Estratégica.

La generación distribuida no se detiene en México; cada vez más empresas apuestan por sistemas de energía solar para reducir sus consumos de luz y contribuir a la descarbonización de la matriz energética.

En este contexto, en un esfuerzo por consolidarse como líder en el suministro de estructuras metálicas para proyectos solares en México, StripSteel, empresa con 15 años de experiencia en la venta de acero para la industria en general, tiene como objetivo un crecimiento de dos dígitos en el sector fotovoltaico. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Alfonso German Jalil, Director de Operaciones de StripSteel, desvela planes alentadores diseñados para hacer frente al crecimiento previsto con optimismo y eficacia.

La empresa, que se especializa en la fabricación de estructuras en acero para proyectos y granjas solares en suelo, ha ganado notoriedad en el mercado al brindar soluciones personalizadas y eficientes para el sector solar.

Con declaraciones optimistas, German Jalil resalta la confianza en el mercado mexicano y asegura que el crecimiento previsto será impulsado principalmente por la demanda local.

Con dos plantas de fabricación ubicadas estratégicamente en Puebla y Tlaxcala, StripSteel cuenta con una capacidad instalada de 16 mil toneladas para la fabricación de perfiles de acero destinados a la generación solar.

Desde hace cinco años, la compañía ha diversificado sus operaciones hacia el sector fotovoltaico, aprovechando su experiencia en la industria del acero. Inicialmente orientada a proyectos de gran escala, la firma ha adaptado su enfoque para abordar el crecimiento significativo en la generación distribuida.

Valor agregado que ofrece la compañía

Alfonso German destaca la capacidad de StripSteel para fabricar productos a medida y ofrecerlos a precios altamente competitivos, sin intermediarios.

Uno de sus productos estrella, la estructura fija para 14 páneles verticales denominada «SST UNO,» se destaca por su versatilidad, ya que se adapta a diferentes tipos de terreno, trayectoria del sol, marca y modelo del panel y condiciones atmosféricas como velocidad del viento.

En este sentido, el valor agregado de StripSteel se encuentra en su eficiencia operativa que le permite entregar las estructuras en plazos muy cortos y en la resistencia superior de sus aceros frente a la corrosión.

«Nuestros productos resisten tres veces más que cualquier acero galvanizado en términos de resistencia a la corrosión. Utilizamos aceros de última generación con propiedades muy altas, conteniendo magnesio, aluminio y zinc,» explica German Jalil.

Optimismo de cara al futuro.

En medio de perspectivas favorables para el sector en México, el experto hace hincapié en la importancia del mercado en la toma de decisiones y la adaptabilidad de las empresas frente a las regulaciones gubernamentales.

A pesar de las regulaciones existentes, StripSteel ha continuado incrementando sus ventas desde el 2020, lo cual evidencia un mercado dinámico y en constante crecimiento.

Con el compromiso global para combatir el cambio climático, Alfonso German ve oportunidades adicionales a través del nearshoring y se muestra optimista de cara al futuro del sector en México.

El experto destaca que las expectativas son muy buenas, porque las fuerzas del mercado normalmente lideran los cambios. No obstante, hace un llamado a la colaboración entre el sector privado y el gobierno e insiste en la importancia de crear condiciones favorables y políticas públicas que motiven las inversiones en energías renovables.

«Es fundamental que el gobierno retome el diálogo con el sector privado para permitir el avance de proyectos más grandes. Son esfuerzos que toman tiempo pero son necesarios para el beneficio de todos», concluye.

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Grupo Magdalena, el mayor productor centroamericano de azúcar y el tercer generador de energía eléctrica de Guatemala, continúa ampliando su participación en el mercado eléctrico local y regional. 

La empresa incursionó en el sector de energía eléctrica en 1990 con un proyecto de 12.5 MM destacándose en cogeneración con biomasa pero, con el correr de los años, se ha ido diversificando aumentando su contribución al sistema más allá de la época de Zafra.

En la actualidad, Grupo Magdalena ha logrado concretar 273,9 MW de activos de generación, incluyendo biomasa, carbón e hidroeléctrica, y va por más. 

“En este momento, nos estamos enfocando en el desarrollo de nuestras centrales de energía solar”, declaró el Ing. Luis Fernando Rodriguez, gerente de Comercialización de Energía del Grupo Magdalena. 

Según precisó en exclusiva para Energía Estratégica, se avanzará con dos proyectos este año: Magdalena Solar 1 de 50 MW con contrato privado para abastecimiento de Grandes Usuarios y Magdalena Solar 2 de 25 MW con contrato en el marco de la Licitación PEG-4. 

En el caso del primero, se comercializará el 100 % de la energía por medio de la empresa “Comercializadora de Energía para el Desarrollo (CED)”, parte del Grupo, para abastecer clientes industriales. Al respecto, es preciso aclarar que si bien el proyecto será desarrollado por otra empresa (San Patricio Renovables), al final del contrato la planta será propiedad de Grupo Magdalena. 

Por otro lado, el segundo proyecto será para vender la energía generada a las distribuidoras por medio de contratos de largo plazo. En este caso, si bien son dueños del proyecto desde el inicio, será desarrollado por un EPC internacional (Biomass Energy). 

Según precisó el Ing. Luis Fernando Rodriguez a este medio, las centrales Magdalena Solar 1 y Magdalena Solar 2 tienen inicio de operación comercial comprometido para el primer trimestre de 2025, por lo que se prevé un evento de conmemoración de primera piedra para las próximas semanas, de manera que las obras se lleven a cabo a partir del próximo mes. 

Luego de su construcción, ambas centrales serán conectadas en la subestación Magdalena Solar 230, por lo que entre los hitos de construcción que se prevén concretar este año también se contemplan como necesarios: la finalización de la subestación Magdalena Solar 230, línea de transmisión y conexión a la subestación Magdalena 230.

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Desde hace tiempo que la Corporación Interamericana de Inversiones (BID Invest) expande el acceso al financiamiento y apoya proyectos para avanzar con la energía limpia que tengan un impacto significativo y contribuyen al desarrollo sostenible de la región. 

Y el inicio del corriente año no es la excepción ya que el banco de soluciones del sector privado de América Latina y el Caribe analiza una nueva central destinada a la producción de hidrógeno verde, en este caso en Paraguay. 

El proyecto denominado “Planta de Producción de Hidrógeno, Amoniaco y Fertilizantes Verdes – PARAGUAY”, de la firma ATOME, ya fue publicado en la web de BID Invest, dentro del listado de proyectos que ingresaron bajo análisis (ver más).

El mismo utilizará 100% de energía renovable a partir de una planta asociada de aproximadamente 120 MW de capacidad instalada y el préstamo considerado (aún sin aprobación) es de hasta USD $ 125.000.000. 

La planta se instalará en una propiedad de aproximadamente 30 hectáreas que pertenece a ATOME, localizada en la ciudad de Villeta, cerca de la orilla oriental del río Paraguay, a 50 km al sur de la ciudad de Asunción, junto a la carretera Villeta-Alberdi y la subestación eléctrica Buey Rodeo. 

Y a la fecha, ATOME ya cuenta con la respectiva licencia ambiental otorgada por el Ministerio del Ambiente y Desarrollo Sostenible de Paraguay, la cual es válida para la construcción, pero está siendo ampliada para incluir la cadena de producción.

Mientras que la fase de construcción está prevista para mediados del corriente año, la cual se llevará adelante bajo la modalidad de contrato EPC (Ingeniería, Provisión y Construcción, por sus siglas en inglés) y tendrá una duración de 31 meses, iniciando el pre-comisionamiento y pruebas en el décimo noveno mes.

Bejarano: “El pliego de la licitación solar estará listo en el primer cuatrimestre del año”

El proyecto tendrá seis principales de procesos: 

Generación de hidrógeno (H2) a partir de agua y energía; 
Producción de nitrógeno (N2), obtenido del aire ambiente; 
Síntesis de amoníaco (NH3), utilizando moléculas del H2 y N2; 
Producción de ácido nítrico (HNO3), usando para el efecto NH3 y agua, iv)solución de nitrato de amonio (NH4NO3), a partir del NH3 y HNO3; 
Producción de CAN, a partir del NH4NO3 y de la dolomita; 
Envasado y almacenamiento. 

Y una vez en operación, la planta tendrá una vida útil de aproximadamente 25 años y producirá fertilizantes verdes a escala industrial (aproximadamente 270,000 ton/año), a partir de la electrólisis del agua y la utilización dolomita (173 ton/día). 

Próximos pasos del proceso

El proyecto fue clasificado preliminarmente en la Categoría B, debido a que podrá generar, entre otros, los siguientes impactos ambientales y sociales: i) generación de residuos sólidos y efluentes; ii) generación de ruidos y vibraciones; iii) emisiones atmosféricas y polvo; iv) pérdida de cobertura vegetal; v) afectaciones en el acceso y tránsito vehicular; y vi) incremento del riesgo en la salud y seguridad de empleados, debido a la manipulación de sustancias químicas peligrosas

Por lo que la Corporación Interamericana de Inversiones analizará el préstamo multimillonario durante los próximos meses del año y se estima que, de resultar positivo el proceso, la aprobación se dé recién el 30 de julio del 2024. 

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones de PV y ESS para todos los escenarios, atrae una atención significativa al mostrar sus innovaciones líderes en la industria en Intersolar India, mostrando su resolución en mejorar la adopción de energía renovable en el país.

Actualmente, el segmento de servicios públicos contribuye al mayor crecimiento de la industria de energías renovables en la India, lo que lleva a SOFAR a introducir el PowerMega (350KTLX0) optimizado para aplicaciones solares de servicios públicos.

Se cree que la tecnología en PowerMega será una parte crucial en la formación del futuro de la industria solar, dadas sus ventajas únicas, que incluyen una eficiencia máxima del 99.05% a 50 grados.

Con la integración de corriente ultra alta, instalación fácil y protección inteligente, también se caracteriza por 8*60A MPPT múltiples, compatibles con módulos de alta potencia de 500Wp+ y varios diseños de servicios públicos, asegurando un menor LCOE y mayores rendimientos para los usuarios finales.

Mientras tanto, SOFAR lanza la serie de inversores monofásicos 1-4KTL2-G3 diseñada para entornos residenciales. Con una eficiencia máxima del 97.7%, garantiza una conversión de energía óptima, maximizando la salida de paneles solares.

El inversor también está bien equipado para resistir las exigencias de los entornos exteriores y mantener una operación estable con protección IP65. Además, su peso ligero y diseño fácil de usar hacen que la instalación sea muy sencilla, proporcionando a los propietarios una solución sin complicaciones y eficiente para aprovechar la energía solar.

Además, SOFAR enriquece sus soluciones de PV para todos los escenarios, incluidos 3.350KTLX-G3 y 11020KTL-3PH, ofreciendo al mercado opciones más competitivas y viables.

Jesse Lau, Jefe de la Región APAC y MEA de SOFAR, señala que la alta eficiencia, la instalación y el mantenimiento fáciles, además del soporte técnico local, son algunas de las razones críticas por las que los clientes eligen SOFAR.

«Nuestro envío a la India ha alcanzado alrededor de 2.7GW hasta ahora. En el futuro, seguiremos trabajando en innovaciones tecnológicas y optimización del servicio, ampliando aún más nuestro diseño comercial para satisfacer las demandas de soporte de servicio localizado en India.»

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder mundial de soluciones de energía solar y almacenamiento para todos los escenarios y está comprometido a ser el líder en soluciones de energía digital con una cartera completa, que incluye inversores PV, inversores híbridos, BESS, ESS de servicios públicos, sistema de microinversores y SOFAR Monitor sistema de gestión de energía inteligente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Para 2021, SOFAR entró en el TOP5 de las Marcas Globales de Inversores Híbridos, estableciendo una red global de I+D con tres centros de I+D y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10GW para inversores y 1GWh para baterías. Para 2022, SOFAR ha enviado más de 18GW de inversores a más de 100 países y regiones en todo el mundo.

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Sunova Solar/Thornova Solar se enorgullece de informar a sus clientes, socios y a aquellos que quieran serlo en el futuro, que seguimos figurando como productores Tier 1 en el informe de primer trimestre de 2024 de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), publicado este lunes.

William Sheng, CEO de Sunova Solar, comenta: «Convertirnos en empresa Tier 1 en el tercer trimestre de 2023 fue nuestro primer gran logro. Mantener el nivel Tier 1 bajo los nuevos y más estrictos requerimientos, al tener que proporcionar proyectos de 5 MW o más, demuestra que los clientes y las instituciones financieras realmente confían en Sunova Solar y Thornova Solar. Nuestros socios y sus bancos están convencidos de la calidad de nuestros módulos y de la estabilidad financiera de la empresa. Estamos orgullosos de ser reconocidos como una empresa que produce una de las tecnologías solares de mejor calidad y más fiables del mercado».

Mike Song, presidente de Sunova Solar y Thornova Solar, afirma: «Con 5.5 GW de capacidad operativa de producción de módulos y otros 4.5 GW en construcción, estamos preparados para la demanda de parques solares a gran escala”. El presidente añade que «esto se ve reforzado por la fábrica de celdas solares que inauguramos a principios de enero de 2024. Situada en Yibin, en la provincia de Sichuan, tiene 9 GW de capacidad y permite controlar directamente la calidad de las celdas solares y las cadenas de suministro relacionadas».

Sheng concluye: «Nuestro enfoque centrado en el cliente es el eje principal de todas nuestras acciones. Con la creciente demanda de nuestros módulos para aplicaciones a escala de servicios públicos, vemos que nuestra dedicación en poner a nuestros clientes al frente de todo lo que hacemos, da sus frutos. Damos las gracias a todos nuestros clientes y socios que confían en nuestros productos para sus proyectos solares de clase mundial. ¡Nos han ayudado a hacerlo realidad!».

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Como ya anticipó Energía Estratégica, México experimenta una párate en los proyectos renovables de gran escala debido a las cancelaciones de subastas efectuadas por la actual administración de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

De acuerdo a expertos del sector, más del 80% de los proyectos de la primera, segunda y tercera subasta de largo plazo entraron en operación comercial. Sin embargo, el gobierno actual canceló la cuarta subasta en 2019 por lo que los proyectos participantes no se iniciaron y decidieron migrar sus inversiones a otros sitios.

En efecto, la falta de nueva generación renovable producto de tal decisión política se evidencia cada vez ante la creciente demanda de energía, potenciada por el fenómeno del nearshoring.

En este escenario, Victor Luque, experto del sector energético y socio de ATIK Capital, consultora financiera enfocada en financiamiento bancario, ve luz al final del túnel y augura un cambio en la política energética mexicana de cara a las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio del 2024. 

“Independientemente de quien llegue al poder, el nuevo gobierno no tendrá mayoría en el Congreso y estará obligado a negociar con la iniciativa privada a diferencia de AMLO”, explica.

De esta forma, analiza el perfil de las dos precandidatas que lideran las encuestas: Xóchitl Gálvez Ruiz, de las alianzas entre el PAN, PRD y PRI y Claudia Sheinbaum Pardo del partido de Morena.

“Ambas candidatas tienen un mayor entendimiento de las energías renovables por su formación técnica y su fuerte vinculación con el medio ambiente”, insiste. 

Además, Luque advierte que CFE y PEMEX tienen tantas limitaciones presupuestarias que ya no pueden seguir invirtiendo en plantas de generación que no son rentables. 

Por ello, anticipa cambios significativos en los organismos públicos bajo la nueva administración, con la posibilidad de abrir la puerta a inversiones privadas en proyectos renovables.

Y afirma: “Por esos motivos se dará una mayor apertura para las renovables en el gobierno entrante y se espera una mayor sinergia entre el sector privado y público para desarrollar nuevos proyectos”.

Medidas fundamentales para diversificar la matriz energética

El experto del sector de energías renovables también destaca alternativas esenciales que el gobierno entrante debería tener en cuenta para descarbonizar la economía Mexicana. 

“Se debe invertir en redes de transmisión, especialmente en áreas geográficamente alejadas de los centros de consumo, para aprovechar ubicaciones óptimas para la generación de energía”, explica.

Además, considera necesario retomar las subastas de largo plazo para suplir la creciente demanda de energía que experimenta el país: “Los últimos proyectos renovables con los que trabajamos venían de las subastas anteriores. Se llevaron a término con el apoyo de la banca de desarrollo y empezaron a integrar energía en el año 2022. La cancelación de la cuarta subasta ha perjudicado fuertemente al sector. Sería bueno que la próxima administración revierta la situación”, propone. 

Y concluye: “Hoy el nearshoring nos obliga a incrementar nuestra capacidad de generación y reforzar nuestras redes de transmisión. Confío en que la próxima administración generará una mejor relación con el sector privado y eso va a ayudar a que vuelvan las inversiones renovables de gran magnitud”.

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