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El Gobierno de Colombia se ha puesto como objetivo alcanzar los 6 GW de potencia renovable (eólica y solar fotovoltaica) para finales del 2026, al término de su mandato.

Consecuentemente, está tomando medidas. Por un lado, recientemente publicó la CIRCULAR No. 007 de 2024 (descargar). “Con esta circular, la CREG está permitiendo que proyectos que se habían quedado sin presentar la garantía de correcta manera, ahora podrán participar de la subasta de Cargo por Confiabilidad” que está pronto a realizarse, observa Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE ENERGYS.

En diálogo con Energía Estratégica, el analista contempla: “Esto envía una señal de inseguridad jurídica pero a la vez, de manera contradictoria, lo que se está haciendo es permitir que proyectos que fueron retirados ahora puedan participar de la convocatoria, con lo cual es una oportunidad para que participen”.

Por otro parte, Suárez Lozano cuenta que “este año la ley de Servicios Públicos Domiciliarios, ley 142 de 1994, cumplirá 30 años y dentro de las modificaciones que tendrá esta norma las energías renovables tendrán un capítulo importante”.

Al respecto, el especialista responde algunas preguntas acerca de este hito.

¿Qué se espera en la nueva ley de servicios públicos domiciliarios para las energías renovables?

Más recursos para financiar o cofinanciar infraestructura para el desarrollo de los Recursos Energéticos Distribuidos con Fuentes No Convencional de Energías Renovables.
El fortalecimiento del autoabastecimiento.
Que con los recursos del Fondo de Solidaridad se financie la construcción y/o instalación de infraestructura para autoconsumo.
Que la construcción y/o instalación de las soluciones energéticas con FNCER se considerará como una actividad o servicio asociado al servicio público domiciliario de energía eléctrica.
Que sea obligación de los prestadores de servicios públicos domiciliarios fomentar el uso de energías limpias y renovables en los usuarios finales, lo cual envía una señal favorable para el fomento de los Recursos Energéticos Distribuidos.

¿Cuál es el principal cambio que llegará con la modificación de la Ley 142 de 1994?

Que los instaladores y constructores de activos solares fotovoltaicos se someterán al régimen de los servicios públicos domiciliarios. En tal caso, los Epecistas serán sometidos a la Ley 142 de 1994 y al control, inspección y vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
Incluir el Autoabastecimiento y a las Comunidades Energéticas en la prestación de los servicios públicos domiciliarios.

¿Cree usted que se aumentarán las oportunidades para los Recursos Energéticos Distribuidos?

Sí. Así se evidencia con la reglamentación de las Comunidades Energéticas que dio vida a la Autogeneración Colectiva y a la Generación Distribuida Colectiva. También lo evidenciamos con los cambios que se implementarán en la ley de servicios públicos domiciliarios.

Esto sumado a que en la práctica los Recursos Energéticos Distribuidos están despertando más interés que los proyectos de gran tamaño porque están siendo más fomentados por el actual Gobierno, porque son más flexibles en cuanto a los permisos y licencias que requieren y porque nacen con un pagador fijo y confiable que es el usuario final.

¿Para cuándo se espera la implementación de estos cambios?

Probablemente este año. La aprobación de estos cambios deberá surtir unos debates en el Congreso de la Republica.

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En un impulso significativo hacia el desarrollo económico, la contribución hacia la transición energética y la creación de oportunidades locales, Engie México ha anunciado una inversión de 200 millones de pesos en el Programa de Desarrollo de Proveedores, dirigido a los estados de Campeche, Yucatán y Tabasco.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ana Laura Ludlow, Vicepresidenta de Asuntos Gubernamentales y Sustentabilidad de Engie México, revelan los detalles esenciales de este ambicioso proyecto.

«El objetivo central de este programa es fomentar el desarrollo de nuevas empresas locales que puedan prestar servicios al sector energético en la mencionada región. El programa está diseñado para personas físicas, pequeñas y medianas empresas (pymes) y micro, pequeñas y medianas empresas (mipymes), con un enfoque inclusivo que busca abarcar un amplio espectro de participantes», explica.

La Vicepresidenta de Asuntos Gubernamentales y Sustentabilidad subraya que el programa es totalmente gratuito y se está llevando a cabo en colaboración con los gobiernos estatales, así como con el apoyo y la promoción de diversas cámaras y asociaciones locales.

La convocatoria estará abierta hasta el 29 de febrero, y Ludlow anima a los interesados a registrarse en la plataforma coordinada por Oil & Gas Alliance, que colaborará en la evaluación inicial del estatus de cada participante o empresa.

De esta forma, la ejecutiva describe la modalidad en la que se ejecutará el programa: «El proceso de desarrollo de proveedores se divide en etapas clave. Una vez identificado el nivel de desarrollo de las empresas participantes, se brindará capacitación y acompañamiento para cumplir con los requerimientos estándar establecidos por Engie. Estos requisitos incluyen aspectos como el acta constitutiva, el pago de impuestos, cuestiones de seguridad y salud, calidad, diversidad e inclusión, huella de carbono y sustentabilidad, entre otros».

Y agrega: «Luego de que las empresas alcancen estos estándares, tendrán la oportunidad de concursar por más de 190 obras de inversión social en los estados mencionados, con una inversión total de 200 millones de pesos. Este enfoque busca no solo fortalecer la red de proveedores de Engie, sino también generar un impacto positivo en las comunidades locales a través de proyectos de diversa índole».

En una muestra de compromiso adicional con la equidad de género, Ludlow anuncia que las empresas lideradas por mujeres o con una plantilla laboral que tenga al menos el 50% de fuerza femenina recibirán incentivos adicionales para su desarrollo.

El proyecto no se detiene en sus etapas iniciales. la experta revela que se realizará una medición de los resultados del programa, y en una segunda etapa, se invitará a otras empresas del sector energético con presencia en la región a incorporar a estos nuevos proveedores en sus procesos. Esto apunta a generar un desarrollo económico a largo plazo en la región, promoviendo la sostenibilidad y la diversificación del tejido económico local.

La plataforma para registrarse en el programa está disponible en la siguiente dirección: Desarrollo de Proveedores. A su vez, la ejecutiva asegura que todos los participantes recibirán retroalimentación sobre su estatus durante el proceso, reafirmando el compromiso de Engie y Oil & Gas Alliance con la transparencia y el desarrollo integral de los participantes.

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La transición energética en México se perfila como un tema central en la agenda política a medida que se acercan las elecciones, previstas para el 2 de junio de este año.

Quienes lideran las encuestas son las dos precandidatas de las alianzas entre el PAN, PRD y PRI, Xóchitl Gálvez Ruiz, y la de Morena, PT y PVEM, Claudia Sheinbaum Pardo, ex secretaria de ambiente del actual presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

En este contexto, Fernando Rodríguez Tovar, director del Clúster de Energía de Sonora, entidad apartidaria que busca hacer más competitiva a la industria energética del estado mexicano es optimista y asegura que próximamente se trazará la ruta hacia un futuro energético más sostenible y renovable, en conversaciones con Energía Estratégica. 

«Las dos candidatas han hablado de apostar más fuerte a la transición energética. Entonces, una manera de instrumentar esto es permitir que haya más inversiones a gran escala como fue en el pasado», señala  Rodríguez Tovar.

Según el director, las propuestas de las dos candidatas principales a la presidencia son un reflejo de un cambio de paradigma en comparación con la administración actual del presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Cabe destacar que el actual presidente ha sido fuertemente criticado en el sector energético por trazar una agenda política en detrimento de las energías renovables al; crear la Ley de la industria eléctrica (LIE) la cual fue declarada inconstitucional por priorizar los intereses de la CFE por encima de los privados;  cancelar las subastas de largo plazo y considerar a los ciclos combinados como energías limpias, entre algunas medidas.

Con respecto a la necesidad de nuevas subastas, el experto insiste: “Estamos convencidos que el esquema de subastas tiene mucho potencial para retomarse en México. Entonces seguramente es una de las propuestas que le estaremos haciendo a las candidatas”. 

Fuerte articulación público privada

El Clúster de Energía de Sonora no solo observa con optimismo el panorama electoral, sino que también se involucra activamente en la planificación estratégica del sector energético para los próximos cinco años. 

«Como clúster hemos estado apoyando al gobierno y a las empresas. Estamos trabajando con nuestros socios este año en una planeación estratégica para presentar propuestas a las candidatas y a los candidatos de los diferentes partidos», explicó Rodríguez Tovar. 

Este enfoque colaborativo tendrá lugar en marzo con una sesión de planeación que reunirá a líderes de la industria, tomadores de decisiones del gobierno y académicos, con el fin de alinear visiones y establecer un plan de trabajo robusto para el clúster y el estado de Sonora.

El clúster, que ha experimentado un crecimiento significativo con más de 80 socios, entre los cuales 53 son empresas, tiene grandes expectativas de expansión. 

«Queremos tomar ese rol activo de liderazgo para apoyar al gobierno y a las empresas para que estos proyectos se concreten a lo largo de los años», afirmó el director.

De esta forma, la entidad se muestra optimista y proactivo ante los cambios políticos y sociales que se avecinan. Con una visión clara y un compromiso con la sostenibilidad, el clúster busca consolidarse como un pilar fundamental en la transición energética de México, marcando el camino hacia un futuro más verde y renovable.

Avances del plan Sonora

Por otro lado, el especialista se pronunció acerca del Plan Sonora (uno de los pocos proyectos utility scale que ha lanzado la actual administración), que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina y la séptima en el mundo.

De acuerdo al experto, el plan sigue su curso con proyectos emblemáticos como el desarrollo de la planta fotovoltaica de Puerto Peñasco y la ampliación del puerto de Guaymas. 

Sin embargo, el clúster identifica la movilidad como un área de oportunidad clave: «Lo que más le falta al Plan Sonora es promover la electro movilidad. Por ello, estamos trabajando fuerte con la universidad de Arizona para concretar proyectos de movilidad eléctrica en el estado«, señaló Rodríguez Tovar.

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La Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) reaccionó a los planteamientos hechos por la secretaria del Departamento de Energía federal, Jennifer Granholm, sobre la posibilidad real de que Puerto Rico pueda alcanzar la conversión en un cien por ciento a la energía renovable para el año 2050.

El Ing. Julián Herencia, director ejecutivo de APER, expresó que el plan PR100 confirma las posturas de la entidad, que agrupa a varias empresas de generación de energía renovable a gran escala, y validan el trabajo que se ha venido haciendo por lo pasados diez años.

“Como bien señala el estudio PR100, no hay duda de que la generación de energía renovable a gran escala es imprescindible para alcanzar el objetivo de tener un sistema energético que sea confiable, estable y económico. Para lograr la estabilidad energética y superar la deficiencia de generación es necesario movernos hacia una resiliencia verdadera mediante la intervención de todas las modalidades y de generación de energía. La impresión de que solamente una escala o modalidad de energía nos va llevar a nuestra meta es una ilusión. El estudio revela que el conjunto de escalas y modalidades son imprescindibles para nuestra meta. Además, la fuente a gran escala llega a todas partes, se tenga o no placas solares y con un costo menor para los consumidores”, expresó el ingeniero.

Herencia destacó que actualmente Puerto Rico cuenta con proyectos de energía renovable a gran escala que generan 220 MW, lo que abona a la estabilidad del sistema eléctrico, pero no es suficiente.

“La proyección para el año 2025, cuando de acuerdo al plan de Puerto Rico, debemos generar un 40 por ciento de fuentes de energía renovable, se logrará siempre y cuando se tomen en consideración todos los modelos de generación, desde las placas y baterías en los hogares hasta los proyectos a gran escala alrededor de la isla”, consideró.

De acuerdo a Herencia, APER ha identificado áreas de oportunidades que, de ser acogidas por los entes regulatorios y las autoridades estatales y federales, van a permitir el despliegue acelerado de todas las tecnologías existentes para poder cumplir con las expectativas de una transformación energética total.

“Estamos listos para insertarnos en la discusión propuesta por la Secretaria para que se escuchen las preocupaciones y prioridades de los proponentes de energía renovable. La apertura a una conversación continua con las entidades locales y federales ya existe y es hora de presentar nuestras recomendaciones y propuestas. Ya tenemos en agenda varias reuniones que estamos seguros moverán al país en la dirección correcta hacia una transformación de energía que sea eficiente, costo-efectiva y permanente”, señaló Herencia.

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El gobierno federal de Brasil anunció un paquete de inversiones de más de R$ 121000 millones para el estado Minas Gerais a través del nuevo Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC), en el que incluyó a las energías renovables y la construcción de nuevas redes de transmisión. 

Para la transición energética se destinarán alrededor de R$ 4700 millones de inversiones, repartidos en 45 proyectos de generación fotovoltaica (4 nuevas, 31 en progreso y 10 ya concluidos) y 29 líneas de transmisión que sumarán 8955 kilómetros al sistema, siendo 15 internas propias del estado de Minas Gerais y otras 14 que también pasan por los estados de São Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Bahía. 

“Realizamos las mayores subastas de líneas de transmisión de la historia de Brasil. Anunciamos inversiones por R$ 9000 millones de reales sólo aquí en Minas Gerais, generando 50000 empleos directos e indirectos”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira. 

“Con ello ya contratamos más de R$ 60000 millones de inversiones en líneas de transmisión, permitiendo otros R$ 300000 millones en proyectos de generación de energía limpia y renovable”, agregó durante el evento. 

La mega subasta a la que hizo referencia Silveira se realizó a fines del año pasado y representó la mayor previsión de inversión jamás anunciada por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), por alrededor de R$ 21700 millones. 

Allí las firmas State Grid Brazil Holding S.A, el Consorcio Olympus XVI y Celeo Redes se repartieron los tres lotes para la construcción de 4400 kilómetros de nuevas líneas y subestaciones con capacidad de transformación de 9840 MVA.

Y se espera que a partir del nuevo Programa de Aceleración del Crecimiento se incremente todavía más la vinculación entre el sector público y privado, e incluso aún resta que, una vez culmine la época de carnaval, se den a conocer las propuestas seleccionadas de la segunda etapa de tal iniciativa 

La fase denominada “PAC Selecciones” abrió la posibilidad de que los municipios y estados del país presenten nuevas propuestas (94% de los municipios de Minas Gerais ya lo hizo), a tal punto que el gobierno federal de Brasil ya recibió 4255 proyectos. 

“Es decir que si bien en todo Minas Gerais se habla de inversiones cercanas a los R$ 121400 millones (entre todos los segmentos de la economía), ese valor será incrementado una vez se agreguen las obras del PAC Selecciones”, aclaró Rui Costa, ministro de la Casa Civil de la presidencia de Brasil. 

“Buscamos ampliar la participación de la iniciativa privada en las inversiones con proyectos de concesión pública y PPP (participación público – privada) para ampliar la generación de empleo y mejorar las vidas de las personas (…) Y una de las directrices que marcó el presidente Luiz Inacio Lula da Silva para sus ministros es que Brasil es y siga siendo un referente global en la transición energética”, añadió.

Además, el Ministerio de Minas y Energía informó el inicio de operación del Complejo Solar Jaíba 5 (420 MW de capacidad) y colocó la primera piedra de la planta fotovoltaica de Arino, las cuales en conjunto sumarán R$ 3500 millones en inversiones y generarán 25000 empleos directos e indirectos para la región. 

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En un paso significativo hacia la promoción de la igualdad de género y el fortalecimiento de las relaciones comerciales internacionales, el programa «Partnering in Business with Germany» presenta su primera edición dedicada exclusivamente a las empresarias mexicanas: «Women in Business».

Este programa, impulsado por el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania y la Secretaría de Economía de México, busca empoderar a las mujeres líderes en el ámbito empresarial, y ha capturado la atención de destacadas figuras como Mariana Alonso, líder innovadora en los sectores de logística y energías renovables.

Mariana Alonso, CEO de Praxis Logistica y Directora de proyectos en Latin American Rainmakers, se destaca como una voz influyente en el comercio internacional, la sostenibilidad y la igualdad de género. Como Consejera del T-MEC y Consultora para proyectos de la Agencia de Cooperación y Comercio Internacional del Gobierno de Estados Unidos, la experta ha demostrado su compromiso incansable con el empoderamiento económico de las mujeres en México.

En conversaciones con Energía Estratégica, Alonso, celebra esta primera edición de «Women in Business» y promueve la colaboración internacional en el desarrollo empresarial.

«En un mundo cada vez más interconectado, la colaboración internacional es crucial para el desarrollo y la innovación de las empresas. Este programa, centrado en la inclusión y diversidad, proporciona una plataforma valiosa para que las empresarias mexicanas establezcan contactos en el avanzado ecosistema empresarial alemán», explica.

Y agrega: «El programa «Partnering in Business with Germany» ofrece oportunidades únicas para las empresarias mexicanas de incursionar en el mercado alemán, reconocido por su innovación y sostenibilidad».

En este sentido, la experta destaca que la colaboración B2B a largo plazo y el conocimiento profundo de las operaciones comerciales internacionales son solo algunos de los beneficios que ha experimentado personalmente a través de su participación activa en la tercera generación del programa.

En el contexto actual, donde el nearshoring está ganando terreno como una oportunidad para América Latina, Alonso destaca la importancia de la participación femenina en el ámbito de las energías renovables. En efecto, prevé un crecimiento notable de mujeres liderando empresas en este sector, donde México y Alemania tienen un vasto potencial para compartir conocimientos y experiencias.

¿Quiénes pueden participar y cómo?

El programa está diseñado exclusivamente para mujeres que ocupan puestos de gerencia en MIPYMES y tienen la facultad de negociar y tomar decisiones en nombre de sus empresas. Las participantes deben contar con disponibilidad para participar de forma remota y presencial durante seis semanas y dos semanas, respectivamente, en Alemania. Se espera que las participantes estén comprometidas con todas las etapas del programa y tengan un nivel avanzado/fluido de inglés.

Los beneficios para las participantes incluyen el pago de alojamiento, comida, seguro básico y viajes en grupo dentro de Alemania. El programa proporciona enseñanzas esenciales sobre negociación con empresas alemanas, marketing internacional e innovación, además de incluir visitas a empresas alemanas y oportunidades comerciales.

Las mujeres interesadas en participar en «Women in Business» pueden enviar un correo electrónico a ffpmexico@economia.gob.mx, indicando su deseo de tomar parte. El período de registro estará disponible desde el 29 de enero hasta el 20 de febrero de 2024, ofreciendo una ventana de oportunidad para aquellas que buscan expandir sus horizontes comerciales y establecer alianzas sostenibles con sus pares alemanas.

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En un esfuerzo por impulsar la sostenibilidad del sector energético hondureño, el Ing. Tomás Rodríguez, subsecretario de Energía Renovable y Electricidad en la Secretaría de Energía de Honduras ha enviado señales claras al mercado para aumentar la participación de las energías renovables en la matriz energética del país.

“Estamos desarrollando programas y estrategias que incrementen el índice de renovabilidad por lo menos en un 20% en los próximos siete u ocho años”, adelantó.

Durante el podcast Conexiones Energéticas de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el funcionario de gobierno aseguró que Honduras cuenta con un 63% de renovabilidad en su matriz energética en la actualidad y que su intención es fortalecerla en los próximos años.

Una de las principales áreas de enfoque para el gobierno hondureño es el impulso de la tecnología geotérmica. Esto se debe a que esta tecnología de generación ofrece una ventaja crucial al proporcionar potencia firme, que en estos momentos está en déficit. De allí que, el subsecretario Rodríguez indique que se están llevando a cabo estudios de factibilidad técnica y económica en el denominado Corredor Seco, una región con gran potencial geotérmico para Honduras.

Otro aspecto destacado de la estrategia gubernamental es el desarrollo de bancos de almacenamiento de energía. Ante la necesidad de abordar el déficit de potencia y la variabilidad en la generación renovable, Honduras está explorando opciones de acumulación en baterías que permitan aprovechar al máximo la energía generada por fuentes como la solar y la eólica.

Ahora bien, considerando los últimos datos del balance energético de Honduras, OLADE advierte que un 75% de la energía se dirige a cubrir la demanda del sector energético residencial y de transporte. Por lo que, en respuesta a ello, desde la Secretaría de Energía estarían trabajando para lograr un consumo de energéticos más eficientes en estos dos sectores y empezando a generar las condiciones más óptimas para el acceso a paneles solares y vehículos eléctricos.

En este sentido, el subsecretario Rodríguez destacó la importancia de una actualización del marco actual que incentive a los ciudadanos a convertirse en autoproductores de energía a través de sistemas renovables particulares.

“Estamos promoviendo una reforma para que las personas, el particular, pueda instalar sus paneles (…) y que al mismo tiempo, con un medidor bidireccional, pueda ser un autoproductor pero también poder inyectar a la red del Sistema Interconectado Nacional”, comentó.

Y concluyó: “Eso todavía no está regulado en nuestro país pero lo estamos trabajando para que el ciudadano y la ciudadana tenga esta opción de producir la energía que consume y cuando tenga un excedente genere un beneficio reduciendo su factura o inclusive percibir algún ingreso monetario por parte del Estado para ayudar en su economía”.

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó dos resoluciones esta semana recomendando a la Comisión Nacional de Energía (CNE) que a su vez recomiende al poder ejecutivo otorgar, por un periodo máximo de 25 años, la Concesión Definitiva para explotación de obra generación eléctrica de dos parques solares. 

Se trata del Parque Solar Tornasol, con capacidad instalada de hasta (70MWp) y (48.29MWn), a ubicarse en el municipio Nizao, provincia Peravia; y la Fotovoltaica Santa Clara Energy Group, con capacidad instalada de hasta (84MWp) y (67.70MWn), que deberá disponer de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) con una capacidad de 80.64 MWh y 20.16 MW de potencia, a localizarse en el paraje Santa Cruz, municipio Pedro Brand, provincia Santo Domingo. 

De ser aprobados estos proyectos, se incorporarán 154 MWp (115,99 MWn) de capacidad instalada fotovoltaica en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de República Dominicana. 

Las empresas que solicitaron la Concesión Definitiva para estos dos proyectos son la Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. (EGE Haina) y Santa Clara Energy Group, S.R.L., respectivamente. 

La Superintendencia ha podido comprobar, según indica en los expedientes publicados esta semana, que las peticionarias han cumplido con los requisitos técnico-legales dispuestos por el Reglamento de Aplicación de la Ley 57-07 para proyectos de este tipo y que cumple con los restantes requisitos exigidos por la normativa vigente, tanto medioambientales como las que rigen el subsector eléctrico, para ser beneficiarias de concesiones definitivas para la instalación y explotación de obras de generación eléctrica a partir de fuentes primarias renovables de energía solar fotovoltaica. 

Parque Solar Tornasol

El parque de hasta 70MWp y 48.29MWn, estará compuesto por 106,060 módulos fotovoltaicos de 70 Wp cada uno, con trece inversores con potencia nominal de 4.3 MW cada uno y la construcción de un tramo de línea a 138 kV de 300 metros. 

Y se interconectará al SENI mediante la construcción de un tramo de línea de 138 kV de aproximadamente 300 metros que que llegará a la subestación Santanasol, la cual será de doble circuito y un conductor Darien por fase sobre torres metálicas de celosía en acero galvanizado. 

Los detalles del informe técnico-legal de la SIE y su recomendación de concesión definitiva se puede consultar en la resolución SIE-010-2024-RCD.

Fotovoltaica Santa Clara Energy Group

La central de 84MWp y 67.70MWn, estará compuesta por 144,990 módulos fotovoltaicos de 580 Wp cada uno, con dieciséis inversores con potencia nominal de 4.2 MW cada uno, y un tramo con línea de interconexión de 2.6 km. 

Se establece que además deberá disponer de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) con una capacidad de 80.64 MWh y 20.16 MW de potencia. 

Y se instalará al SENI a través de una subestación que se interconectará a través de una línea de transmisión doble circuito dos conductores por fase de 2.6 km aproximadamente y será construida en conductor Darien 559.5MCM-AAAC para interconectarse en dos campos o bahías 138 kV hasta la subestación Julio Sauri. 

Los detalles del informe técnico-legal de la SIE y su recomendación de concesión definitiva se puede consultar en la resolución SIE-009-2024-RCD.

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Tal como había anticipado Energía Estratégica, con 23 votos a favor y en primera votación, la Comisión Permanente aprobó el dictamen que fomenta la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

Esta primera aprobación de la ley para fomentar el uso del hidrógeno verde como combustible y vector energético en Perú representa un paso fundamental hacia la sostenibilidad y diversificación de la matriz energética del país. 

No obstante, Daniel Camac, presidente de la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), destaca la necesidad de perfeccionar y ampliar ciertos aspectos clave en el proyecto de ley para potenciar su impacto positivo y acelerar la transición hacia un futuro más limpio y sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de H2 PERÚ ha propuesto varias mejoras que podrían ser consideradas en fases posteriores del proyecto, con el objetivo de fortalecer la implementación y adopción del hidrógeno verde en diversas industrias. Entre las sugerencias presentadas por Camac se encuentran:

Incentivos fiscales y financieros para la inversión: Camac enfatiza la importancia de incorporar incentivos fiscales y financieros específicos para impulsar la inversión en proyectos de hidrógeno verde. Estos incentivos podrían acelerar la adopción y desarrollo de tecnologías relacionadas, proporcionando un impulso necesario para la transición hacia una economía más verde.
Regulación y estándares claros: el presidente de H2 PERÚ aboga por la inclusión de disposiciones claras en la ley relacionadas con la regulación y los estándares de producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno verde. Estas medidas proporcionarían seguridad y confianza tanto a inversores como usuarios, contribuyendo así a la creación de un entorno propicio para el crecimiento sostenible de la tecnología del hidrógeno verde.
Fomento de la investigación y desarrollo: el experto propone la promoción activa de la investigación y desarrollo en el campo del hidrógeno verde. Esta medida busca fomentar la innovación y aumentar la competitividad en el sector, asegurando que Perú esté a la vanguardia de las tecnologías emergentes en la producción y aplicación del hidrógeno verde.
Definición detallada de las rutas de producción: el especialista destaca la importancia de profundizar en la definición de las rutas de producción del hidrógeno verde. La actual legislación sienta las bases, pero Camac sugiere que la ley podría ser más específica en cuanto a las rutas consideradas renovables o de bajas emisiones. Esto permitiría una adopción más alineada con las definiciones internacionales del sector energético.

En cuanto a las potenciales ventajas de esta iniciativa, la aprobación de una ley de hidrógeno de bajas emisiones en Perú impactaría positivamente en diversas industrias, marcando un hito significativo en su transición hacia prácticas más sostenibles. Entre las principales industrias beneficiadas, Camac enumera las siguientes:

Industria Energética: la generación de energía limpia a partir de fuentes renovables se verá fortalecida, contribuyendo a la seguridad energética y a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Transporte: el sector de vehículos pesados y de larga distancia se beneficiará al utilizar hidrógeno verde como combustible, reduciendo significativamente las emisiones y contribuyendo a la descarbonización.

Industria Química: la producción de hidrógeno verde impulsará la sostenibilidad de la industria química, disminuyendo la dependencia de fuentes de hidrógeno basadas en combustibles fósiles.

Sector Minero: la adopción del hidrógeno de bajas emisiones en la industria minera mejorará la sostenibilidad de las operaciones de extracción y procesamiento de minerales.

Agroindustria: la producción de hidrógeno renovable abrirá oportunidades para soluciones sostenibles en la agroindustria, desde el suministro de energía limpia para maquinaria agrícola hasta la producción de amoniaco renovable para fertilizantes nitrogenados, cruciales para la producción alimentaria a nivel mundial.

La entrada H2 Perú propone más medidas para incluir en el proyecto de ley de Hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy es el último día para asegurar lugares y adquirir entradas a precio promocional para los mega eventos en Argentina y República Dominicana, organizados por Future Energy Summit (FES), la compañía de eventos de energías renovables más convocante de Latinoamérica. 

Este 9 de febrero termina la primera preventa de ambos encuentros que participarán líderes de empresas, organizaciones y funcionarios a lo largo de diversos paneles exclusivos de debate y espacios del más sofisticado networking.

Cada uno de esos Summit convoca a más de 500 ejecutivos y ejecutivas del sector de las energías renovables, donde se realizan entrevistas en vivo y se propician encuentros cara a cara y se abordan los principales temas que atraviesan a la industria.

Argentina será la primera parada del 2024 de la gira de Future Energy Summit, puntualmente el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA)  Y si bien FES ya contó con diversos summit virtuales, por primera vez tendrá una jornada presencial en el país organizada por la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

Mientras que pocos días más tarde, FES viajará hacia República Dominicana y volverá con muchísimas expectativas con el “Future Energy Summit CA & the Caribbean”, a realizarse los días 20 y 21 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo. 

Por lo que resta poco más de un mes para que se lleven a cabo ambos mega eventos, pero hoy finaliza la primera preventa de entradas; en tanto que todos los profesionales del sector energético interesados en asistir pueden reservar su entrada en la web oficial de Future Energy Summit o explorar opciones de patrocinio contactándose por correo electrónico a info@futurenergysummit.com.

ASISTE A FES CA & THE CARIBBEAN

¿Quiénes ya aseguraron su presencia? Varias empresas del sector energético ya confirmaron su participación en la cumbre de Argentina, tales como JA Solar, Longi, DREICON, Trina Solar, Goldwind Argentina, 360 Energy, AE Solar, FMO, IMPSA, Telener 360 y PCR.

Y la misma tendrá varios partners estratégicos en representación de las distintas tecnologías y entidades que trabajan por la transición energética en el Cono Sur. A tal punto que el evento ya tendrá el apoyo de CADER, Cámara Latinoamericana del Litio, Asociación Argentina de Energía Eólica, Cámara Eólica Argentina, AHK Argentina, AGEERA, Raveza, ACEN, ACENOR, ACESOL, ACSP, la Asociación de Mujeres en Energía Sostenible, Generadoras de Chile, y ADELAT. 

Cabe aclarar que dicho evento se da en los primeros meses del gobierno de Javier Milei. Por lo que contará con la asistencia destacada de Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía de la Nación, quien ya vaticinó cambios en la política energética nacional a partir de modificaciones regulatorias, la apertura del mercado y el cumplimiento de las metas ambientales asumidas. 

Y Future Energy Summit Argentina 2024 será una ventana para conocer al detalle los planes, próximos pasos, metas y expectativas del nuevo gobierno para las renovables en el país, que ya suman más de 5800 MW instalados en proyectos de generación centralizada y existen otros casi 4000 MW en construcción y que podrían entrar en operación en el corto plazo. 

ASISTE A FES ARGENTINA

Por el lado de “Future Energy Summit CA & the Caribbean” en República Dominicana, el evento más convocante para el sector público y privado de mercados de Centroamérica y el Caribe, tendrá la participación de portavoces de la cartera energética de países de la región, así como de asociaciones, entidades financieras, desarrolladoras, epecistas y fabricantes internacionales líderes, tales como:

Sungrow, JA Solar, Trina Solar, LONGi Solar, Risen Energy, Black & Veatch , AESOLAR, Jinko Solar Co., Ltd. , Telener 360, FMO – Dutch entrepreneurial development bank, Soventix Caribbean, SRL , la Asociación de Mujeres en Energía Renovable de RD, ASOFER – Asociación para el Fomento de Energías Renovables, el Centro de Exportación e Inversión de la República Dominicana ProDominicana y más.

Por tercer año consecutivo, Santo Domingo será sede del evento que promueve el más sofisticado networking y el debate para acelerar la transición energética hacia fuentes renovables. Y para ello, los strategics partners confirmados de la mega cubre son CAPES, Raveza, ASOFER, Mujeres en Energía Renovable República Dominicana, ADELAT. 

ASISTE A FES CA & THE CARIBBEAN

No te pierdas la oportunidad de ser parte de los dos primeros encuentros del 2024, donde expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. Y no dejes pasar la ocasión para comprar tus entradas a precio imperdible de la primera preventa. 

¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, a pocos meses de finalizar su mandato, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), envió al Congreso de la Unión como 20 medidas, entre ellas, un proyecto de reforma constitucional en materia energética.

Este nuevo proyecto de reforma se da semanas después de que la Suprema Corte concediera el amparo contra la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021 por violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

En este escenario, con esta última reforma enviada al Congreso, AMLO busca desterrar esta reforma de Peña Nieto y que la CFE tenga preponderancia sobre las empresas privadas.  La actitud del actual presidente causó polémica en el sector renovable y muchas instituciones se manifestaron en contra del documento.

Una de ellas fue el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) quien a través de un informe denunció: «La iniciativa de reforma en materia energética pretende plasmar en la constitución que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) tendrá prevalencia sobre sus contrapartes privados en el sector eléctrico, asunto que ya ha sido abordado por propuestas anteriores y recientemente invalidado por la Suprema Corte. Por su parte, en materia de aguas se propone cancelar las concesiones para usos distintos al doméstico en zonas con baja disponibilidad».

De esta forma, en su reporte llamado ¿Reformas para la competitividad? el instituto explica en detalle los artículos constitucionales que planea modificar AMLO en materia de energía y agua y sugiere posteriormente las seis implicaciones centrales que experimentará la política energética del país de aprobarse estos cambios.

Modificaciones: 

Artículo 4. Establecería que el agua para consumo humano tendrá preferencia sobre cualquier otro uso.
Artículo 25. Propone cambiar la naturaleza de las empresas productivas del Estado por la de empresas públicas, notablemente la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
Artículo 27. Cancela las posibilidades de inversión privada en la transmisión y distribución eléctrica. Se agrega que las empresas privadas en ningún caso tendrán prevalencia sobre la empresa pública del Estado, cuya esencia es cumplir con su responsabilidad social y garantizar la continuidad y accesibilidad del servicio público de electricidad. Se prohíbe el otorgamiento de concesiones de agua en zonas con baja disponibilidad de agua en cantidad y calidad salvo asignaciones destinadas a centros de población para garantizar el consumo personal y uso doméstico.
Artículo 28. Agrega el servicio de internet que provea el Estado al listado de áreas estratégicas, y se establece que los objetivos de la planeación y el control del sistema eléctrico nacional serán preservar la seguridad y autosuficiencia energética y proveer electricidad al menor precio posible, evitando el lucro, para garantizar la seguridad nacional y soberanía a través de la empresa pública del Estado.

Seis efectos negativo que traerían los cambios:

Las reformas enviarían un mensaje de incertidumbre jurídica que no solo se limitaría a las inversiones directamente afectadas, sino que se reflejaría en toda la economía nacional como un mensaje de que el Estado mexicano no tiene un compromiso creíble con el estado de derecho.
Al desincentivar la entrada de nuevos jugadores en el mercado de generación eléctrica, se eliminan los incentivos a la eficiencia que reducen los costos eléctricos.
Favorecer a la CFE por criterios políticos tendría un impacto negativo en la transición energética al reducir y desincentivar las posibilidades de inversión privada en energías renovables.
Eliminar los mecanismos de inversión privada existentes en la transmisión y distribución eléctrica (asociaciones público-privadas o instrumentos financieros como los CKD, Cerpi o Fibra E) obligaría a la CFE a incurrir en la totalidad del gasto de capital necesario para expandir y modernizar la infraestructura de redes.
Eliminar el mandato de la CFE de crear valor económico y rentabilidad para el Estado mexicano como su propietario para transitar hacia el carácter de empresa pública sin fines de lucro permite que la empresa opere con pérdidas y cause un daño a la hacienda pública.
La redacción de las modificaciones al artículo 27 abre la puerta no solo a la prohibición de nuevas concesiones de agua para uso industrial, sino también para uso agropecuario, lo que impactaría al sector en zonas afectadas por sequías.

Por todo los expuesto, IMCO considera que el proceso legislativo debe conducirse con debates basados en datos y evidencia y con tiempo suficiente para analizar las implicaciones de cada reforma planteada.

Y concluye: «México debe aprovechar el cambio estructural que representa la relocalización de las cadenas globales de valor, así como implementar políticas que detonen mayores niveles de desarrollo y bienestar. Estas ocho propuestas van en el sentido contrario, y podrían tener implicaciones graves para el Estado de derecho en el país, el bienestar de su población, la sostenibilidad de las finanzas públicas, la provisión de insumos básicos y las relaciones comerciales que mantiene con países con los que ha firmado tratados».

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Con la publicación en el Diario Oficial concluyó el procedimiento de modificación normativa de la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de Media Tensión, llevada adelante por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y que incorpora una serie de modificaciones a dicha norma asociada a la regulación de este sector, que actualmente registra más de 2.600 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional.

Marco Mancilla, Secretario Ejecutivo del organismo regulador, explicó que el objetivo de los cambio a la normativa “es adecuar la norma técnica a las nuevas exigencias establecidas por el Reglamento para Medios de Generación de Pequeña Escala, por lo que se incorporaron disposiciones que buscan mejorar la elaboración de los estudios técnicos, la ejecución de las Obras Adicionales, Ajustes o Adecuaciones, entre otras, para tener una mejor interacción entre los agentes del mercado”.

“Además, se introdujo un capítulo que detalla el procedimiento de controversias establecido en el Reglamento, junto con la incorporación de disposiciones para un adecuado desarrollo de auditorías que pudiera solicitar la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Es así como, los elementos anteriores, contribuirán a tener una mayor claridad y certeza de los agentes incumbentes”.

Procedimiento

Mancilla recordó que, “de acuerdo con lo analizado en el proceso de Consulta Pública, las materias asociadas al tratamiento de las congestiones y la operación de los PMGD serán tratadas en un nuevo procedimiento normativo, tal como se indicó en el Plan Anual Normativo 2024 de la CNE, debido a que estos aspectos requieren de una discusión amplia con los distintos actores de la industria, por lo que se espera convocar al comité consultivo a que se refiere la Ley General de Servicios Eléctricos en el transcurso del presente año”. 

“La Comisión Nacional de Energía está permanentemente analizando requerimientos normativos para el correcto funcionamiento del sector eléctrico y, en caso de ser necesario, iniciar un procedimiento normativo para ello”, agregó.

La modificación normativa, con sus principales alcances, será detallada en un Webinar, abierto al público, que se realizará durante marzo próximo, a través de la plataforma ZOOM.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anuncia la aprobación de la Resolución CREG 101 036 de 2024. Esta medida tiene como objetivo principal mitigar la intensidad del impacto que el Fenómeno de El Niño pueda generar en las facturas de energía de los colombianos.

Esta nueva Resolución permite a los generadores de energía firmar contratos bajo un nuevo esquema de reglas.

El objetivo es mantener los precios de la energía lo más estables posible para los consumidores, especialmente en momentos cuando los precios suelen cambiar rápidamente como en épocas de El Niño. Con ello, se reduce la cantidad de energía que se tiene que transar en la bolsa en momentos en que su precio es volátil.

«Normalmente, el 20% de la energía del país se comercializa en bolsa, mientras que el 80% se vende mediante contratos establecidos con anterioridad. Durante eventos como El Niño, los precios en bolsa suelen aumentar de manera significativa y repentina. Con esta iniciativa, nuestro objetivo es disminuir este impacto, de modo que los usuarios no experimenten incrementos abruptos en sus facturas de energía», explicó Omar Prias, director ejecutivo de la CREG.

La propuesta consiste en establecer contratos con una duración de hasta dos años, comenzando a partir del 1 de marzo.

Durante el primer año, con un límite superior para el precio de traslado de la energía a los usuarios. Esta resolución también facilitará que los generadores negocien directamente sus contratos con los comercializadores de energía, agilizando así el proceso.

Es importante destacar que la adopción de esta medida es transitoria y totalmente voluntaria. La resolución fue oficializada después de contar con el concepto favorable de la Superintendencia de Industria y Comercio, y con la firma del ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, en calidad de presidente de la CREG.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sigue revisando medidas para reducir el impacto del Fenómeno de El Niño en las facturas del servicio de energía eléctrica.

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El Gobierno dominicano ha logrado avances significativos en su estrategia de planificación energética, que ha sido fundamental para impulsar el crecimiento de las energías renovables y orientar al país hacia un futuro energético más sostenible.

El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, destacó estos logros al revisar los avances y desafíos del Plan Energético Nacional (PEN), durante el 1er Foro Empresarial de la XXIV Reunión Anual de Entidades Iberoamericanas de Reguladores de Energía (ARIAE).

Veras señaló que la falta de planeación a largo plazo había sido un desafío para el mercado eléctrico dominicano, lo que llevó a errores en la integración de energía. Sin embargo, en la actual administración, se ha puesto un énfasis renovado en este aspecto, con la emisión de una primera versión del PEN en el año 2022, que establece una hoja de ruta clara para la expansión de la generación en base a gas natural y la integración de energías renovables.

«Si queremos evaluar ese plan, yo le pondría un 100 porque realmente el Estado dominicano ha tomado las medidas para expandir la generación tanto a corto, mediano y largo plazo. Por igual en energías renovables nos hemos ganado un 90», comentó Veras.

El funcionario destacó que fruto de estas medidas acertadas, el sector energético se ha consolidado como un atractivo para la inversión. «Por ejemplo el decreto puente 608-21 permitió la firma de unos 36 contratos de compraventa de energía, así como la agilización de los procesos de cada una de las entidades», indicó.

Además, Veras señaló que desde la CNE se han implementado medidas regulatorias para fomentar la inclusión de sistemas de almacenamiento en nuevos proyectos, lo que contribuye a mitigar las variaciones en la producción energética, específicamente en la solar, y mejorar la estabilidad de la red eléctrica.

«Hoy hemos tenido ese gran espaldarazo que el sector privado nos ha dado, ya hemos emitido dos concesiones definitivas con sistema de almacenamiento, una está en proceso de construcción y hay unos 18 proyectos aproximadamente que hoy se evalúan», informó.

Destacó que uno de los retos que tenían era la planificación de la red, sin embargo, ya la mayoría de los proyectos que se están concesionando tienen acceso a la red y existe la facilidad regulatoria para que la inversión privada, vista desde la óptica de interconectar un proyecto, sea renumerada a través del mercado. Asimismo, la transmisión no es un gran problema para la República Dominicana.

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El festival Cosquín Rock 2024 será un evento sustentable y promoverá la transición energética, la economía circular y la proactividad frente al desafío del cambio climático, con el objetivo de mitigar y disminuir la huella de carbono. 

Las autoridades de la provincia de Cördoba, la productora del evento denominada En Vivo Producciones, la municipalidad de Santa María de Punilla y la empresa Helios Energía Limpia firmaron un convenio de colaboración que tendrá a las energías renovables como una de las patas sustentables del festival que se llevará a cabo el sábado 10 y domingo 11 de febrero en Aeródromo de Santa María de Punilla.

Tal es así que se incentivará la distribución y gestión de los residuos sólidos urbanos que se generen durante el Cosquín Rock y que los mismos se transformen en biogás y se produzca energía eléctrica que se inyectará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

“Habrá un contenedor donde se recogerán los residuos orgánicos durante los dos días del evento, que se trasladarán en un camión B100, es decir 100% motorizado de biodiésel, hacia la planta de Helios Energía Limpia y convertirlos en biogás, energía eléctrica que se inyectará a la red y biofertilizantes”, explicó Pablo Gabutti, secretario de Transición Energética del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de Córdoba. 

“El año pasado se recuperó un 35% de los residuos y estimo que este año estaremos en los mismos niveles o más”, complementó Federico Gauna, coordinador de Sustentabilidad del Cosquín Rock, en conversación con Energía Estratégica. 

Eso se fomentará con un plan de forestación en lugares estratégicos de Santa María de Punilla y una participación presencial de Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos para mostrar la problemática del cambio climático y cuáles son las energías de la economía y la coyuntura actuales que cumplen con el requisito de descarbonizar la matriz energética. 

Por lo que durante el stand del Ministerio, habrá una serie de recursos didácticos e informativos que pudieran ser una chispa inicial para que las personas se interioricen en la materia en lo que resulta una simbiosis entre la cultura musical y el sector energético. 

Además, desde la productora del festival señalaron que trabajan en conjunto con un grupo especialista que mide los impactos del ruido en la flora y fauna cercana, como también la huella de carbono del evento y, en coordinación con IRAM, buscarán certificar esta edición. 

“Y una vez terminado el Cosquín Rock, se hará una plantación de 1000 árboles o más para compensar la huella de carbono y ayudar a la zona en cuestión. Hechos que derivarán en un reporte de sostenibilidad del evento”, aclaró Gauna.

“En la medida que podamos ser claros, creíbles y que el mensaje tenga la combinación correcta de pragmatismo y prudencia, de optimismo y realismo, esto puede ser una de muchas interacciones que cada vez generen mayor masa crítica para un resultado significativo de la concientización ambiental y de las emisiones evitadas”, agregó Gabutti.

Antecedentes entre ambas entidades

Esta no es la primera vez que el gobierno de Córdoba y el Cosquín Rock se vinculan en pos de la sustentabilidad y la transición energética, ya que en 2022 el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos invitó a la productora a participar de la primera subasta de carbono, en la que el gobierno licitó créditos por 8400 toneladas de CO2 a un precio medio de $549 por tonelada, con el objetivo de apalancar las inversiones hacia una economía de bajas emisiones.

“Este año quisimos continuar la relación y concordamos en que una de las acciones verticales debe ser la medición de la huella de CO2 y la mitigación de la misma, y en el marco de eso, mostrar que el evento cumpla con su compromiso y se visibilicen al público tecnologías o cuestiones que quizás no son de público conocimiento”, subrayó el secretario de Transición Energética. 

“Y quizás, esto empieza a ser un efecto dominó que se expande a otros rubros del país. Por lo que la idea es continuar con ello y agregar nuevas vetas de tecnologías o alternativas que aún no han sido tan exploradas”, añadió. 

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones de PV (fotovoltaicas) y ESS (almacenamiento de energía) para todos los escenarios, exhibe sus últimas innovaciones en segmentos renovables, desde residenciales y comerciales hasta servicios públicos en ENEX, con el objetivo de expandir aún más la influencia de la empresa en el mercado polaco.

En Polonia, el crecimiento del almacenamiento de energía sigue siendo prominente al ritmo de las crecientes instalaciones solares. Para satisfacer esa demanda, SOFAR PowerIn ofrece una flexibilidad sin igual como solución de almacenamiento C&I (comercial e industrial), que permite a los usuarios finales instalar primero el inversor y agregar almacenamiento según sea necesario.

También permite la instalación de baterías de al menos 20 kWh, con opciones para ampliar la capacidad cuando se determinen los requisitos de batería. Con PowerIn, la instalación es muy sencilla. A diferencia de las configuraciones tradicionales, no es necesario utilizar una grúa gracias a las baterías modulares que pesan solo 47 kg, y dos personas pueden manejar fácilmente toda la instalación.

Mientras tanto, SOFAR muestra HYD 5K~20KTL-3PH y el BTS E5~E20-DS5 para enriquecer las opciones de almacenamiento. En comparación con los BESS (sistemas de almacenamiento de energía para baterías) residenciales tradicionales, sobresale en la capacidad de expansión flexible.

Cada unidad de batería incorpora un PCU (unidad de control de potencia) integrado, que maximiza la energía utilizable. SOFAR también presenta otras soluciones, incluido el sistema de microinversores PowerNano, la serie de inversores de 25K~50KTL, la PV PowerMega de 350 kW para servicios públicos, el ESS PowerMaster para servicios públicos, etc.

Desde que SOFAR ingresó al mercado polaco en 2014, ha sido uno de los proveedores de inversores más populares conocidos por los clientes locales. Según institutos de investigación, SOFAR es el segundo proveedor de inversores en Polonia con un envío de más de 1 GW de PV e inversores híbridos en 2022.

«Polonia tiene una importancia significativa para nosotros en Europa. Con servicios locales extensos y sólidos canales de distribución como Energynat, Solfinity, Corab, estamos comprometidos a apoyar la transición de Polonia hacia un futuro con emisiones netas cero ofreciendo productos de calidad y forjando asociaciones sólidas», dijo Allen Cao, Jefe de SOFAR Europa.

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Panamá registra 96.150 MW de capacidad instalada de autoconsumo distribuida en 3,134 clientes de las tres principales distribuidoras, de acuerdo con cifras de diciembre del 2023 por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). 

Para acompañar el crecimiento futuro de estas instalaciones, la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) incluye Líneas de Acción que están enfocadas en los cambios necesarios que fomenten la figura del prosumidor en el mercado eléctrico local.

Entre ellas, se encuentra la creación de una plataforma digital, en un esquema ventanilla única, en donde el usuario pueda buscar la información necesaria para el desarrollo de sus trámites para la instalación de GD, ingresar y administrar los trámites, compartiendo la información de manera digital a las instituciones responsables de los trámites. 

Para lograrlo, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) está alineando su estrategia con las empresas distribuidoras, la Asociación de Municipios de Panamá (AMUPA), el Benemérito Cuerpo de Bomberos, la ASEP,la Junta Técnica de Ingenieros y Arquitectos (JTIA) y la Autoridad de Innovación Gubernamental (AIG).

“Estamos trabajando fuertemente en la ventanilla única para trámites, que es el punto focal que nos han indicado todos los instaladores”, indicó Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE. 

El inminente lanzamiento de la ventanilla única para generación distribuida no sólo será positivo para los instaladores porque se acelerarán los trámites sino además porque los potenciales prosumidores podrán acceder a información valiosa para tomar la decisión sobre su propio sistema. 

“Hemos notado que hay mucho desconocimiento sobre estas tecnologías, que se pueden instalar en el país, que tenemos más de 30 empresas que brindan servicios de instalación a nivel nacional y que la banca está desarrollando o ya tiene productos financieros a muy buenas tasas de interés”, explicó la directora de Electricidad de la SNE. 

Y agregó: “Yo pienso que cuando logremos que más gente también sepa de que tienen al alcance de sus manos estas posibilidades pues vamos a tener un mayor incremento de instalaciones”. 

Es por ello que la Secretaría Nacional de Energía inició el 2024 con este proceso de sensibilización y comunicación sobre los beneficios de la transición energética. Un ejemplo de ello fueron las actividades que realizaron durante el mes de enero en el marco del primer Día Internacional de la Energía Limpia que fue propuesto por Panamá y Emiratos Árabes Unidos como el 26 de enero. 

“Hemos transitado un mes de sensibilización visitando los centros comerciales y las juntas comunales porque estamos buscando que la ciudadanía pueda hablar con las mismas instituciones del Estado para que identifiquen las oportunidades que existen”, concluyó Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE. 

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El Ministerio de Minas y Energía, a través de la Resolución 40042 de 2024, estableció lineamientos de política pública para garantizar la continuidad de los proyectos de generación con Energías Renovables, que han tenido dificultades para entrar en operación, incluso, por causas ajenas a la gestión del desarrollador.

Esta Resolución establece pautas en cuanto al acceso y la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional, a efectos de modificar las condiciones para la entrada en operación de los proyectos (FPO).

En este contexto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) podrá hacer ajustes normativos, donde tendrá en cuenta, entre otros aspectos, los esquemas de garantías que respaldan la integración de proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía al Sistema Interconectado Nacional, para minimizar la afectación en la liquidez de los proyectos.

Así mismo, el ente regulador deberá evaluar medidas transitorias que generen incentivos a los proyectos de generación de energía a los que se les ha ejecutado alguna de las garantías vigentes.

El Ministerio otorga libertad en la modificación de los contratos de suministro de energía anual a largo plazo, de común acuerdo entre las partes.

“La expedición de esta Resolución se da luego de escuchar las inquietudes del mercado, comprender las dificultades para poner en marcha estos proyectos, y buscar de manera conjunta, acciones que garanticen la entrada en operación de los proyectos de generación con FNCER” afirmó el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.

La entrada de estas plantas de generación permitirá avanzar hacia una Transición Energética Justa, contribuyendo así al Estallido 6G promovido por el Gobierno Nacional, que busca alcanzar 6GW de potencia instalada para el año 2026.

Las personas interesadas pueden descargar la Resolución a través de portal web del Ministerio de Minas y Energía en la opción https://normativame.minenergia.gov.co/normatividad/6881/norma/

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El Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) actualizó el mapa de proyectos eólicos offshore con procesos abiertos ante la Junta de Licencias Ambientales luego de más de cuatro meses desde la última modernización de la plataforma. 

Tal es así que ya son 96 los parques eólicos marinos con solicitudes de licenciamiento ambiental que suman 234,220 MW de potencia a instalar en casi 15500 aerogeneradores por alrededor de 62490 kilómetros cuadrados de toda la costa este y noreste del país. 

Es decir que desde la Conferencia de las Partes de Glasgow (COP 26) a la actualidad, la capacidad eólica offshore en desarrollo creció más de seis veces, y desde la última actualización del mapa (septiembre 2023) a la fecha se incorporaron al listado más de 25 proyectos por aproximadamente 35 GW. 

De ese inventario, la mitad de las centrales se ubican en la región nordeste de Brasil con 109 GW de potencia, seguido de la zona sur (28 proyectos por 75,3 GW) y el sudeste del país (20 parques que totalizan 49,9 GW). 

Mientras que el ranking por estados lo lideran Río Grande do Sul y Ceará, ambos con 27 plantas eólicas offshore registradas en IBAMA, aunque la primera entidad federativa mencionada cuenta con proyectos de mayores potencias (69629 MW vs 64351 MW) y, por ende, los mismos abarcan un área mayor (18858 km2 vs 17280 km2). 

Cabe recordar que parte de ese interés en ambos estados se debe a que Río Grande do Sul lanzó su estrategia estatal de hidrógeno verde, por la que contempló que podría alcanzar más de 100 GW renovables instalados en los próximos años y los costos para la producción del H2V rondarán de 2,1 a 3,4 USD/kg.

En tanto que el gobierno de Ceará ya se reunió con Petrobras, la empresa energética brasileña semi-pública de propiedad mixta, para conversar sobre el avance de la eólica offshore y el hidrógeno verde. A tal punto que, en septiembre del 2023, Petrobras presentó casi 23 GW en diez proyectos de esa índole, de los cuales tres parques se ubican en la entidad federativa en cuestión. 

Incluso, la empresa energética inició una serie de mediciones para evaluar el potencial de la energía eólica marina como fuente de energía limpia para plataformas de petróleo y gas en la región del presal, como parte del proyecto Vientos de Libra. 

Para ello se instaló un sistema de medición de viento LiDAR en la plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga P-75 en el bloque Búzios en el área del presal en la Cuenca de Santos. Los datos serán transmitidos directamente desde el P-75 al Cenpes, centro de investigación, desarrollo e innovación de Petrobras, y serán evaluados durante un período de tres años. Y se espera que a finales del 2024, también se recopilen datos en el campo Mero. 

El presidente pide acelerar la regulación

Ya es sabido que el gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva apoya la agenda verde y que la “prioridad” de su gestión es “retomar el desarrollo sostenible», poniendo el foco en nuevos desarrollos de parques renovables, los biocombustibles y el hidrógeno verde.

Pero días atrás el presidente de Brasil envió un mensaje al Congreso Nacional en el que le pidió apoyo de los parlamentarios para mejorar el entorno regulatorio del sector energético, entre ellas la eólica marina, los combustibles del futuro, transición energética e hidrógeno bajo en carbono. 

Los presidentes de la Cámara de Diputados y del Senado Federal, Arthur Lira y Rodrigo Pacheco, reforzaron los esfuerzos de las Cámaras para aprobar estos proyectos, considerados en la Agenda Verde y para impulsar la transición energética.

“La consolidación de esta cadena de valor en el país puede impulsar la economía y promover la neoindustrialización. En este sentido, la eólica marina PL regula la exploración de este segmento en Brasil. El proyecto de ley incluye disposiciones sobre el comercio de créditos de carbono; formas de otorgamiento y cesión de uso; licenciamiento ambiental; y requisitos para impulsar la industria nacional, que contribuya al desarrollo local”, señala un extracto del mensaje respecto a la eólica offshore. 

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El Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos, el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) y la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA)  realizaron una presentación de los resultados finales del Estudio de Resiliencia de la Red Eléctrica de Puerto Rico y Transiciones a Energía 100% Renovable (PR100) y las conclusiones a las que se llegaron son prometedoras.

«El 100% de energía renovable es posible para Puerto Rico», aseguró Jennifer Granholm, secretaria de Energía de los Estados Unidos.

Durante su participación en el evento, la secretaria Granholm sostuvo que colectivamente hay una fe robusta para hacer que el proceso de transición energética se encamine a lograr las metas del 40% al final del año 2025, que «va a ser bien difícil y va a requerir mucho trabajo», y el objetivo final del 100% al 2050, que deberá alcanzarse sin representar un impacto negativo a clientes puertorriqueños.

«El sector energético es una de nuestras más altas prioridades y es esencial para nuestro desarrollo socioeconómico. Consistente con nuestra política pública, el estudio PR100 va a apoyar nuestras acciones para continuar integrando todos los diferentes esfuerzos que estamos llevando a cabo, incluyendo la promoción de sistemas solares residenciales, proyectos de energías renovables de escala industrial, microrredes y almacenamiento de energía, con miras a lograr las metas de que nuestra generación energética provenga de fuentes renovables», añadió Pedro Pierluisi, gobernador de Puerto Rico.

Según el gobernador Pierluisi, las metas establecidas en la Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17) para que Puerto Rico cubra sus necesidades eléctricas con energía 100% renovable para el año 2050 son «alcanzables» pero que «para lograrlo, se requieren acciones prudentes y estratégicas».

En tal sentido, Puerto Rico avanza a paso firme en la transición energética y, de acuerdo con el gobernador, las renovables van en sincero crecimiento. Es de destacar que a la fecha Puerto Rico cuenta con más de 110,000 sistemas solares individuales integrados a la red eléctrica y este número sigue creciendo a razón de 4.000 sistemas adicionales por mes; y a eso se le puede añadir las 9.000 residencias reconstruidas con sistema solares y baterías, las 1500 pymes que están en proceso de instalar sistema solares y los 15.000 sistemas solares adicionales que serán instalados con fondos de placas fotovoltaicas y baterías que están financiados por el Departamento de Energía federal. Así mismo, mediante la Ley número 10 de este año se ha extendido el programa de medición neta hasta el 2030 para facilitar la generación distribuida en nuestra isla abriendo nuevas oportunidades para instalaciones de pequeña escala.

Además, el Negociado de Energía de Puerto Rico ya ha aprobado los acuerdos y el reglamento necesario para el transbordo de energía en las redes eléctricas, ya se ha implantado el programa de respuesta a la demanda con baterías, se maximizó el uso de baterías de sistemas individuales para apoyar el sistema energético en las horas de demanda pico y por otro lado se está avanzando en la reconstrucción de la red eléctrica y las mejoras a las plantas generatrices, registrándose 170 proyectos en construcción o en subasta y 23 ya están completados.

En cuanto a proyectos de energía renovables de escala industrial, Puerto Rico cuenta con 200 MW de generación disponibles ahora mismo y se prevé tener un mínimo de 800 MW adicionales en producción para el fin del año que viene. Es importante indicar que estos proyectos estarán complementados con baterías capaces de almacenar 350 MW.

Sumado a aquello y en respuesta a la preocupación por ocupar terrenos agroproductivos, desde el gobierno estarán propiciando proyectos agrovoltaicos que conlleven sistemas de irrigación junto a placas solares y baterías, que mejoren la productividad de las fincas agrícolas.

En línea con aquello, entre los datos más reveladores del estudio, se identificaron terrenos disponibles para desarrollar entre 18 GW a 44 GW sin usar terrenos agrícolas y áreas protegidas. Por lo que las energías renovables contarán con más oportunidades en esta y la próxima década para integrarse en Puerto Rico.

«Múltiples iniciativas que forman parte de nuestra estrategia integrada permitirán lograr la transformación energética. Estos esfuerzos permitirán contar con cerca de 2000 MW de generación de energía renovable en el sistema de electricidad para fines de 2025, incluyendo la generación provista por los sistemas solares individuales, esto es sin duda un avance significativo hacia la transformación de nuestro sistema eléctrico», concluyó Pedro Pierluisi, gobernador de Puerto Rico.

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De acuerdo al último reporte de la CRE, Jalisco continúa como la entidad federativa con mayor capacidad instalada en lo que refiere a generación distribuida con 455.82 MW en 67,194 contratos.

A pesar de este destacado desempeño, Jalisco también encabeza las estadísticas en problemas de seguridad en instalaciones, lo cual genera desconfianza y desincentiva la actividad.

Para atacar este problema, desde hace más de un año,  la Agencia de Energía del estado de Jalisco  está trabajando en una legislación que establezca estándares y normativas locales para la seguridad de las instalaciones de generación distribuida.

En este marco, el encargado del despacho de la Dirección General en Agencia de Energía del Estado de Jalisco, Víctor Cervantes, detalla a Energía Estratégica los motivos y objetivos detrás de este ambicioso proyecto.

“La propuesta de reglamento surge como respuesta a las inquietudes expresadas por instaladores de SFV sobre irregularidades que ponen en peligro la seguridad de las personas, bienes materiales y la continuidad operativa”, explica. 

Y agrega: ”La falta de una regulación federal efectiva ha contribuido al aumento de la oferta de mano de obra no calificada y la comercialización de equipos que no cumplen con las normativas básicas”.

En este sentido, Cervantes destaca que la principal restricción que enfrentan radica en la falta de competencias para regular desde el ámbito estatal y municipal en asuntos relacionados con el sector eléctrico. 

En respuesta, han elaborado un anteproyecto de reglamento centrado en la seguridad de las instalaciones, con especial énfasis en la estructura, para mitigar los riesgos asociados a la baja calidad de las mismas.

Este se han llevado a cabo en colaboración con asociaciones y representantes de la industria fotovoltaica, como la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX), el Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas del Estado de Jalisco (CIMEJ), y el Consejo Nacional de Profesionales de Energía Fotovoltaica (CPEF), entre otros.

Los objetivos principales de la propuesta son diversos y abarcan desde garantizar la conformidad con las leyes federales y estatales, hasta procurar la ampliación de la vida útil de los sistemas fotovoltaicos. 

También se busca asegurar la operación continua, eficiente y segura de los SFV, promoviendo el crecimiento en la generación de energías limpias y la reducción de emisiones contaminantes.

Para cumplir con dichos propósitos, la normativa exige corresponsabilidad del que instala el sistema con los resultados que se entregan para evitar siniestros en proyectos. Se prevé que haya un dictamen favorable por parte de bomberos y Protección Civil en materia de seguridad, antes de instalar el sistema.

También, la regulación requerirá de licencias, permisos y certificaciones para las instalaciones sujetos a inspecciones periódicas de peritos fotovoltaico 

En cuanto al estado actual de la iniciativa, Cervantes informa que el Proyecto ya está terminado y ha sido enviado a la Dirección General de Mejora Regulatoria para la emisión del Dictamen de Impacto Regulatorio, recibido oficialmente a finales de diciembre de 2023.

En búsqueda de su aprobación, el experto confirma que se han mantenido discusiones con autoridades estatales y municipales, involucrando a la Dirección General de Mejora Regulatoria, la Secretaría de Desarrollo Económico y el IMEPLAN. 

“Aunque el proceso de aprobación dependerá de los cabildos de cada municipio, el respaldo de expertos y el Dictamen de Impacto Regulatorio ya completado allanan el camino hacia el éxito”, reconoce.

Por último, Cervantes concluye: “Esperemos que se apruebe lo antes posible y una vez oficial, se busca llevar este reglamento a todo el país, aspirando a construir una industria de generación distribuida liderada por profesionales comprometidos con la calidad y la seguridad”.

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La provincia Río Negro publicó la reglamentación su ley de generación distribuida (LP N°5617) por la que adhirió a la ley nacional N°27424 tras más de un año desde la entrada en vigencia de su normativa provincial (diciembre 2022). 

Con ello se pretende mejorar las leyes anteriores en la materia, que datan del año 2017, y detallar cómo será el régimen de fomento, la autorización y requisitos de los equipos de generación distribuida, así como el mecanismo de facturación y créditos por la energía inyectada por los usuarios – generadores (UGER).

“También comenzaremos a firmar convenios con unidades académicas para que brinden cursos y entreguen certificados para los instaladores”, explicó María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía de Río Negro, en conversación con Energía Estratégica.

Una de las novedades de esta iniciativa rionegrina fue la incorporación de la figura del usuario – generador colectivo, es decir aquellos del servicio público de distribución eléctrica que se agrupan bajo la forma de un aprovechamiento colectivo para la generación eléctrica a partir de fuentes de energías renovables. 

Esto va en línea con lo hecho en primera instancia en provincias como Córdoba, Mendoza o Santa Fe, y posteriormente a nivel nacional a mediados del año pasado, cuando la Secretaría de Energía de la Nación añadió esa figura normativa y a los “Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales”. 

En el caso de Río Negro, los UGER Colectivos podrán instalar una potencia igual a la suma de las potencias que cada usuario de la red de distribución tiene contratada con el distribuidor para su demanda, no pudiendo superar el valor máximo que se defina para esta categoría de usuario en la reglamentación. 

Mientras que el usuario de la red de distribución que requiera instalar una potencia mayor a la que tenga contratada para su demanda, debe solicitar una autorización especial ante el distribuidor. 

“Ya tenemos 80 UGER activos que suman aproximadamente 700 kW de potencia instalada, a la par que hay otros 18 UGER haciendo el trámite. La mayoría son residenciales, pero incentivamos a que sean las empresas las que se puedan animar a estas instalaciones y lograr un porcentaje de su autoabastecimiento con este tipo de tecnología”, señaló María del Carmen Rubio. 

“La mayor cantidad de ellos se encuentra en la zona de Alto Valle, pero con estas leyes intentaremos fomentar para que se incremente el número de usuarios – generadores, ya que se les facilitan los trámites para ello y esperamos que todo esto sea un incentivo”, añadió. 

La compensación económica por la inyección de energía a la red se realizará en la factura correspondiente al período en que se realizó la inyección. Y dicha compensación será bajo el modelo de balance neto de facturación, que resultará del cálculo neto antes de impuestos, entre el valor monetario por la energía demandada (costo de abastecimiento más el Valor Agregado de Distribución) y el valor monetario por la energía inyectada (tarifa de inyección). 

Además, el usuario – generador podrá ceder sus créditos acumulados por inyección de excedentes hacia otros usuarios del sistema servidos por el mismo distribuidor, ya sea de forma total o parcial. Aunque en el caso de que el crédito cedido involucre más de una cuenta de usuario, se deberá indicar el porcentaje cedido respecto de cada cuenta. 

“A ello se debe agregar que la Agencia de Recaudación Tributaria de la provincia aplicará la exención al impuesto sobre ingresos brutos para los usuarios- generadores”, complementó la directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía de Río Negro. 

Entidades públicas con generación distribuida

La ley provincial incluyó una serie de artículos para que tanto los edificios públicos existentes (de forma gradual) como los nuevos y futuros (desde su construcción) incorporen algún sistema de GD proveniente de fuentes renovables, conforme al aprovechamiento que pueda realizarse en la zona donde se ubique.

Y del mismo modo, desde el gobierno rionegrino trabajan fuertemente con el etiquetado de vivienda, por lo que todo inmueble que posea un sistema de generación propia logrará un mejor índice de prestaciones energéticas (IPE).

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El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), tras el éxito alcanzado en la HackaCoes de agosto de 2023, continúa impulsando la innovación en su organización y ecosistema en colaboración con Ynnovadores.

Como parte de un ambicioso plan de acción para el año 2024, se ha inaugurado el taller «Innovando con Potencia», marcando el inicio de una serie de eventos diseñados para catalizar soluciones innovadoras a desafíos clave del sistema interconectado nacional.

El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional – COES – en asociación con Ynnovadores Consultoría, ha concebido un plan integral con seis actividades fundamentales destinadas a fomentar la innovación a lo largo de 2024.

Bajo la nueva marca paraguas «COES LAB», se llevarán a cabo diversos talleres para concretar soluciones de alto impacto.

El primer taller, llamado “Innovando con Potencia”, estuvo orientado al planeamiento estratégico de la innovación.  Se propuso priorizar dos retos y concebir dos soluciones para cada uno de ellos. En esta oportunidad, la metodología empleada, guiada por el equipo de Ynnovadores Consultoría, contó con la participación de destacados profesionales y ejecutivos de COES, seleccionados por su trayectoria, participación en proyectos internos y demostrado interés en la innovación.

En tan solo dos mañanas, 20 profesionales de diversas áreas, divididos en cuatro equipos multidisciplinarios, lograron identificar y priorizar dos retos y a la vez; generar cuatro ideas de solución, dos para cada reto identificado.

¿Qué retos afrontará el COES a través de su COES LAB para el 2024?

Los retos prioritarios planteados fueron: ¿Cómo mecanizar a gran escala el proceso de liquidaciones para detectar errores en los datos de entrada con agilidad y rapidez, y que sea escalable para otros procesos? Y, ¿cómo potenciar los canales de atención, frecuencia de comunicación y coordinación con los Agentes cuando estos desean comunicarse con COES?

“Durante el 2023 se logró un primer esfuerzo de co-creación de 02 soluciones entre el COES y 24 agentes del sector eléctrico; uno de ellos está en proceso de materialización, producto de haber identificado 75 oportunidades de fortalecimiento del COES en 3 corredores sumamente relevantes para nuestra transformación digital: automatización de procesos, gestión y procesamiento de datos y ciberseguridad. Para este año, se buscó al talento interno para identificar dos retos más, producto del trabajo del año pasado y co-crear cuatro soluciones que esperamos se sumen a las anteriores para su próxima materialización para seguir ofreciendo una mejor atención y comunicación con nuestros agentes del sector eléctrico”, refiere Mónica Céspedes Schereiber, Jefa de la Oficina de Perfeccionamiento Técnico de COES.

¿Cuáles son los siguientes pasos?

Ynnovadores Consultoría, cuenta con una metodología desarrollada hace 10 años y en colaboración con su red de profesionales especializados, así como del equipo de COES, revisarán las ideas de solución propuestas para fortalecerlas y someterlas a exhaustivos filtros de evaluación de impacto y viabilidad. En una segunda parte, se continuará con el proceso de co-creación con los equipos que conforman el COES LAB con el objetivo de buscar un MVP (Producto Mínimo Viable) y definir con mayor precisión los términos de referencia de una solución escalable que pueda desarrollarse y ponerse en producción para el 2024 y el 2025.

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