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Ayer, se llevó adelante una nueva Mesa de Trabajo convocada por la Comisión de Energía del Congreso de la República en la que se revisó el proyecto de ley del Poder Ejecutivo que propone la prórroga de los incentivos del D.L. 1058 para la construcción de centrales eléctricas que utilizan recursos renovables.

Se trata de una de las medidas del Plan Unidos de reactivación económica presentado por el Ministerio de Economía y Finanzas del Perú, junto a otros dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

Tal como se expuso en la mesa de trabajo, “el objetivo de la ley es incrementar la competencia en la actividad de energía eléctrica y promover una mayor participación de energías renovables (solar, eólica) a fin de contar con energía eléctrica de menor costo y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas”.

En la actual ley se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación solar. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

También, se recordó que en el 2022 y el 2023, los costos marginales de electricidad se dispararon hasta sobrepasar los $220 MWh debido al impacto de las sequías y el mantenimiento del sistema de generación térmico, que son las dos fuentes de generación de las cuales dependemos en un 93%.

Teniendo en cuenta este contexto alarmante, los especialistas insistieron en que es necesario que el incentivo del estado que beneficia grandes inversiones en generación eléctrica eficiente, se vea reflejado en menores tarifas eléctricas. 

“El costo de la generación representa aproximadamente el 50% de la tarifa que pagan los usuarios regulados. Si este costo baja, las tarifas también bajarán”, advirtieron.

Otro beneficio de la ley es que otorgará mayor predictibilidad y transparencia ya que las empresas distribuidoras publicarán anualmente una programación de sus procesos de licitaciones de suministro de electricidad para sus usuarios regulados, en los que se indicarán las cantidades de potencia y energía que necesitan y los plazos de duración del suministro.

De esta forma, se contribuirá a la reducción de tarifas eléctricas como resultado de procesos de licitación predecibles y competitivos.

En este escenario, Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) remarcó la necesidad urgente de tomar medidas hoy para avanzar en la transición energética peruana. 

“La competencia con otros países por inversiones en este sector es intensa, y el Perú no puede quedarse atrás. Es importante aclarar que estos incentivos no representan ningún tipo de exoneración, los proyectos que se acojan sólo podrán depreciar de forma acelerada para efectos del impuesto a la renta”, destacaron en un comunicado desde la SPR.

“Necesitamos crear un entorno propicio para la inversión efectiva en generación con recursos renovables por su competitividad y porque, como se explicó ayer, ayudarán a bajar los costos de generación eléctrica y, en consecuencia, de las tarifas de los usuarios finales de electricidad, es decir, más de 8 millones de hogares peruanos”, agregaron.

En esta reunión, los técnicos del Ministerio de Economía y Finanzas del Perú, Ministerio de Energía y Minas, el OSINERGMIN, la Asociación Peruana de Energías Renovables y las empresas de generación, transmisión y distribución invitadas, han coincidido en la necesidad de aprobar estas propuestas con celeridad para dar seguridad y mayor competitividad a la matriz eléctrica.

No obstante, aunque la propuesta de modificación de la Ley 28832 parece contar con la aceptación de diversos actores de la sociedad y ha obtenido dictámenes favorables en oportunidades anteriores, aún no logra aprobarse por el Pleno del Congreso de la República.

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El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile avanza en más licitaciones para la concesión de nueve terrenos fiscales destinados a la construcción de proyectos renovables y/o almacenamiento de energía. 

Más allá de aquellas convocatorias lanzadas a fines del año pasado para la región de Atacama, ahora el gobierno publicó nuevos llamados para siete inmuebles en la zona de Antofagasta y otro en Tarapacá, que totalizan 5095,68 hectáreas. 

Y la recepción de ofertas estará abierta desde el lunes 4 de marzo hasta el miércoles 6 de marzo, mientras que la adjudicación se llevará adelante un día después, precisamente el jueves 7/3.

Aunque cabe aclarar que existen ciertos requisitos para las centrales renovables o de almacenamiento que se presenten, dado que los proyectos fotovoltaicos deberán desarrollar, al menos, 1 MW por cada 4 ha., pero sin son PMG y PMGD la relación será 1 MW por cada hectárea 

Mientras que los parques eólicos y los de concentración solar de potencia (CSP) deberán tener 1 MW por cada 10 ha., y para los proyectos de storage la proporción de, mínimamente, 1 MW por cada 0,02 hectáreas. 

Y el plazo de vigencia de la concesión será de cuarenta años contados desde la fecha de la suscripción del contrato, aunque es preciso aclarar que ese plazo incluye la etapa de estudios, construcción y el período de operación.

¿Cuáles son los terrenos a licitar?

El terreno “Nuevo Zapiga” es el único de la región de Tarapacá, ubicado en la comuna de Huara. El mismo es el terreno fiscal más pequeño de la nómina, ya que sólo cuenta con una superficie de 11,89 hectáreas y, por tanto, la renta concesional mínima (6% del valor comercial) más bajada con 142,68 unidades de fomento (UF). 

“Sector La Negra” es el terreno fiscal con menor superficie y la única que no supera las 600 ha. de aquellos que corresponden a la región de Antofagasta con sólo 13,31 ha. a subastar. Dicho inmueble se ubica a aproximadamente 2,2 kilómetros al suroeste de la intersección de Ruta 28 y Ruta 5 y su renta concesional es de 10465 UF. 

“Laguna Seca” eleva la magnitud ya que la superficie a licitar asciende a 660,69 hectáreas (a un valor de 12.453,35 UF) aptas para desarrollo de proyectos energéticos a aproximadamente 25 kilómetros al noreste de intersección Ruta I con Ruta B-240.

Por el lado del área “Ribera Oriente”, cuenta con 671,7 hectáreas a pocos kilómetros al norte de la subestación eléctrica Crucero y su renta concesional mínima es de 8943,01 unidades de fomento. 

Siguiendo con el ranking ascendente de este listado, se encuentra “Oficina Alemana 1”, el cual a partir de 8.823,63 UF establece un terreno de 752,69 ha. a aproximadamente 60 kilómetros al noreste de la ciudad de Taltal – Lote E. 

“Estación La Negra” es otro de los inmuebles en Antofagasta con 874,15 hectáreas (14.412,46 UF) al sureste del Barrio Industrial La Negra, a alrededor de 17 km de la intersección de Ruta 5 y Ruta 28. 

Mientras que los dos terrenos fiscales más grandes de esta convocatoria son “Imilac” (886,26 ha) y “Aguada de la Teca” (1225 ha). 

El primero de ellos se sitúa a 188 kilómetros al sureste de la ciudad de Antofagasta y su renta concesional mínima es de 8569,68 UF. En tanto que que Aguada de la Teca se encuentra sobre la ruta N° 23, kilómetro 40 y el 6% del valor comercial supera las 18764,50 unidades de fomento. 

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Javier Milei echó a Guillermo Ferraro del Ministerio de Infraestructura a menos de dos meses de haber asumido en el gobierno. Su salida es la primera de un miembro del Gabinete Nacional y, según trascendió, se debe a que el ahora ex funcionario filtró información reservada de la gestión libertaria. 

La medida fue un pedido formal de renuncia del jefe de Gabinete, Nicolás Posse, y la entidad en cuestión será reducido al rango de secretaría y dependerá del Min. de Economía, el cual hoy lidera Luis Caputo y que también abarca a la Secretaría de Energía. 

Esta salida abre el interrogante sobre lo que pasará con las concesiones de proyectos renovables, dado que si bien el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 8/2023 mantuvo a la cartera energética nacional bajo la misma órbita que durante la administración de Alberto Fernández, sí planteó que las renovables quedarían en Infraestructura. 

En aquel momento se detalló que el Min. de Infraestructura tendría la labor de llevar adelante las obras públicas e infraestructura y la política hídrica nacional, sumado a la ejecución, otorgamiento de concesión e intervención en procesos licitatorios de las obras de infraestructura vinculadas a la minería y energía, tanto en fuentes de generación como transporte de recursos energéticos y mineros.

Sumado a que estaría a cargo del desarrollo y estandarización de nuevas tecnologías sostenibles, y de la aplicación de “modelos energéticos sustentables en lo que refiere al hábitat, con el fin de impulsar desde las diferentes regiones las energías renovables y el uso racional de los recursos ambientales y materiales”.

Incluso, el ahora ex ministro anticipó en reuniones que uno de los lineamientos principales de su gestión será poner en revisión contratos concesionados de hidroeléctricas, la Hidrovía, desarrollos viales, transporte de gas o energía eléctrica, entre otros.

Sin embargo, pese al despido de Ferraro del Poder Ejecutivo y para tranquilidad del sector, las concesiones para proyectos de energías renovables estarán a salvo, según explicó un ex-funcionario nacional que hoy trabaja en una de las provincias de Argentina. 

¿Por qué? “Días atrás se aclaró que la Secretaría de Obras Públicas (del Min. de Infraestructura) no abarcaría las concesiones energéticas, sino que éstas seguirán con la Secretaría de Energía tal como antes”, aseguró en conversación con Energía Estratégica.

Y cabe recordar que los PPA renovables estarían exentos del recorte del gobierno de Argentina, ya que los contratos RenovAr o de RenMDI no están categorizados bajo el sistema de obra pública, las cuales Milei quiere paralizar. 

Repercusiones de la filtración de Ferraro

Desde Río Negro se hicieron eco de los dichos del mandatario nacional, quien se despachó contra los gobernadores y prometió “dejarlos sin un peso”, de tal modo que retrucaron al presidente y apuntaron a la importancia de las provincias en materia energética. 

“No vamos a aceptar ningún tipo de apriete: vamos a defender a Río Negro y a las provincias patagónicas. En la Patagonia, generamos más del 25% de la energía eléctrica que hace funcionar a la Argentina”, manifestó el gobernador rionegrino, Alberto Weretilneck, a través de sus redes sociales.

“Dejen de amenazar y convoquen al diálogo. Dejen de apretar y busquen acuerdos grandes para avanzar como sociedad. Dejen de lado la confrontación y busquen consensos”, agregó. 

Mientras que el vicegobernador de Río Negro, Pedro Pesatti, elevó el tono y redobló la apuesta  contra Luis Caputo por dejar entrever que el ajuste a las gobernaciones será más duro si no se aprueba el proyeco de Ley Ómnibus.

“Si la amenaza es que nos van a fundir, tendremos que defendernos de esa actitud. Y por supuesto, literalmente podríamos dejar al Gobierno sin energía porque la Patagonia es el verdadero motor energético de Argentina. Incluso, Río Negro y Neuquén encabezan el ranking de las provincias productoras de energía hidroeléctrica”, afirmó públicamente. 

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La necesidad de incrementar la capacidad energética en México enfrenta un doble desafío: satisfacer la creciente demanda generada por el aumento de la inversión extranjera, impulsada por el nearshoring, y al mismo tiempo reducir el impacto en el medio ambiente. Para lograr este equilibrio, la adopción de energías limpias emerge como un factor clave y determinante.

Bajo esta premisa, Jose Saddia, gerente del Programa Serfimex Solar, revela a Energía Estratégica planes ambiciosos para el año 2024, con el objetivo de marcar un hito en el sector de generación distribuida en México.

La compañía enfocada en la generación distribuida, con más de 14 años de experiencia, se presenta como una institución financiera de capital 100% mexicano, especializada en el arrendamiento puro de activos productivos, crédito puente para construcción de viviendas, crédito empresarial para capital de trabajo y sistemas fotovoltaicos.

En este sentido, Saddia anticipa: “Serfimex Solar anticipa un aumento del 20% en sus ventas para el año en curso, impulsado por el creciente interés de consumidores y empresas en la adquisición de sistemas fotovoltaicos”. 

Y agrega: «Observamos un compromiso creciente por parte de numerosas empresas atraídas por el nearshoring, que se encuentran obligadas a cumplir con cuotas de impacto ecológico. La energía solar, respaldada por la geolocalización favorable del país, se presenta como una opción estratégica y sólida”.

En tanto al valor agregado del programa, el experto señala que Serfimex Solar ofrece un  Sistema Financiero Inteligente, diseñado específicamente para integradores de sistemas fotovoltaicos, proporcionando un análisis matemático personalizado para cada proyecto.

«Apoyamos al sector industrial, comercial, hotelero y hospitalario al 100%, facilitándoles la transición energética. La opción de crédito simple se destaca como la elección óptima y más demandada para estos sectores. Esto se debe a la ventaja fiscal que proporciona, permitiendo la deducción total del proyecto durante el primer año fiscal», explica Saddia.

Crecimiento de la Generación Distribuida en México

Según el especialista, la compañía proyecta un significativo crecimiento en la generación distribuida en México, estimando un aumento entre el 15% y el 20% para este año.

 Sin embargo, reconoce que esto aún está por debajo de los compromisos internacionales asumidos. La meta del 35% se espera alcanzar aproximadamente en 2026, basándose en mediciones actualizadas y proyecciones proporcionadas por las integradoras con las que colabora Serfimex Solar.

En conclusión, Serfimex Solar se posiciona como un jugador clave en la expansión de la generación distribuida en México, ya que facilita la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles. 

Con un enfoque integral, financiamiento inteligente y un compromiso con la eficiencia energética, la empresa se prepara para un crecimiento significativo en 2024 y más allá.

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Yingli Solar, continúa su crecimiento en América Latina y en el Caribe, ofreciendo sus módulos de tecnología tipo N. Los principales mercados a los que apuntan son Colombia, Chile y Brasil.  Aunque también se están enfocando sobre Perú y Ecuador.

Así lo confirmó Angélica Ferreira, Country Manager de la compañía en Colombia, el Caribe y México, en una entrevista exclusiva en el marco del Latam Future Energy Southern Renewable Summit organizado por Future Energy Summit (FES) en el Hotel Intercontinental de Santiago.

“Estamos en conversación con un gran distribuidor y esperamos cerrar con ello para poder tener más presencia en todo América Latina, pero especialmente en Brasil que sabemos que tiene un sector energético atractivo”, comentó la representante de la firma.

Además,  aseguró que en República Dominicana están trabajando en proyectos del sector de autoconsumo y destacó a Panamá como otros de los mercados con gran desarrollo de actividad.

“Con respecto a Colombia, desde la compañía queremos ayudar y participar en esos retos que tiene el país, se habla de 6 GW, pero creo que serán 4 GW”, agregó Ferreira.

Respecto a Chile, Yingli Solar se está preparando para lanzar el primer proyecto de PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida) con tecnología N-Type TOPCon, aunque enfrenta desafíos debido a las redes de transmisión colapsadas.

Cabe recordar que uno de los objetivos de la empresa es apostar por la innovación tecnológica y modernizar sus celdas tipo N, teniendo en cuenta que es pionera en este sector. Desde el 2010 cuentan con líneas de fabricación y en 2016 instalaron una planta fotovoltaica de 50 MW en China con este modelo.

Los módulos N-Type se destacan por su capacidad de minimizar costos y mejorar la eficiencia en proyectos de generación a gran escala, debido a una menor degradación y mejor coeficiente de bifacialidad y comportamiento térmico. 

Desde la empresa aseguran que este tipo de módulos es superior en términos de rendimiento, graduación y comportamiento ante las diferentes temperaturas que el modelo PERC.

“Vamos a realizar la transición, todos los demás módulos van a ser desarrollados con esta tecnología tipo N. Aunque por el momento se siguen vendiendo más los de tipo P, tenemos cotizaciones interesantes para que se siga desarrollando y comercializando este modelo innovador”, concluyó Ferreira.

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La Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH) suma nuevos asociados y se transforma en la Alianza de Autoproducción con Energía Solar en Honduras (APROSOL) para impulsar aún más la generación distribuida y aislada en todo el territorio hondureño.

Durante la presentación de la Alianza, en el marco del primer simposio de energía solar para autoconsumo en Honduras, Abraham Riera O’Connor, presidente de APROSOL, hizo un llamado urgente a abordar los desafíos que obstaculizan la masificación del autoconsumo solar en el país.

En la actualidad, la generación distribuida solar en autoconsumo en Honduras alcanzaría los 300 MW instalados, mientras que las viviendas aisladas con placas solares suman 6.000 beneficiarios más. Sin embargo, como contraste, las residencias son responsables del 43.9% del consumo de energía del sistema eléctrico interconectado del país y más de 1.5 millones de hondureños sin acceso a energía eléctrica. Por lo que, el autoconsumo solar podría ir mucho más allá.

Según explicó el presidente de APROSOL, serían cuatro los factores que deben ser atendidos para un mayor desarrollo del autoconsumo: económicos, políticos, tecnológicos y social medioambiental.

“Siempre hay una tendencia alcista en la tarifa sea por el incremento del dólar, los materiales y equipos que se requieren para mantener al sistema, nuevas líneas de distribución y circuitos”, mencionó Abraham Riera O’Connor.

Y precisó: “la tarifa de baja tensión promedio es de 5.5928 Lps/kWh (O,2264 USD/kWh) y una tarifa de media tensión promedio de 3,6533 Lps/kWh (0,1480 USD/kWh) y lo importante es que aún así con los precios de las tarifas actuales, el costo de la tarifa es de 2 a 2.5 veces el costo de la generación con energía solar fotovoltaica”.

De esta manera, la masificación de esta tecnología no solo impulsaría la transición hacia una matriz energética más sostenible, sino que también generaría beneficios económicos y sociales significativos para Honduras.

¿Qué impediría su crecimiento? El presidente de APROSOL señaló que existen barreras administrativas que dificultan la legalización e instalación de sistemas fotovoltaicos y advirtió que los procesos burocráticos para la reprogramación de medidores de energía, necesarios para reconocer adecuadamente la energía producida y consumida tienen altas demoras que afectan la operatividad de los proyectos solares fotovoltaicos y genera costos adicionales para los usuarios.

“Lo que pediríamos es que los procesos administrativos de legalización de instalaciones de alto consumo fotovoltaicos comerciales y reprogramación de medidores sea más expedito, ya que el proyecto solar fotovoltaico no puede echarse a andar de forma correcta si no hay una reprogramación. ¿Por qué? Porque si el medidor se encuentra en modo seguro como generalmente vienen, energía que entre o energía que salga el medidor la va a sumar y los clientes terminan pagando más una vez instalado el sistema solar fotovoltaico. Entonces, hasta que no suceda la reprogramación de ese medidor para que ese medidor reconozca la energía entrante como positiva y saliente como negativa no se puede hacer”, explicó.

En adición, otros desafío identificado por APROSOL sería la necesidad de agilizar el proceso de exoneración de incentivos fiscales para equipos solares. Riera O’Connor destacó que la demora en la tramitación de estas exoneraciones puede afectar la viabilidad financiera de los proyectos.

“Requerimos un proceso de exoneración de incentivos fiscales más expeditos porque tenemos muchas empresas que están meses y años tramitando exoneraciones fiscales de los equipos y los proyectos no pueden parar. Entonces al final se producen pérdidas o las ganancias no son como se esperaban y se tienen que optar a créditos fiscales posteriores”.

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El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE) llevaron a cabo un taller de presentación del informe “Incorporación de almacenamiento de energía en los sistemas eléctricos: experiencias internacionales en modelos normativos”.

Allí, expertos internacionales compartieron los avances y lecciones aprendidas en distintos mercados pioneros en regulación pero además revelaron que tras esta publicación y socialización del documento harán una guía para los hacedores de políticas y regulación en América Latina y el Caribe.

Durante su participación, Edwin Malagón, especialista Senior en Energía del BID y uno de los editores del informe, adelantó en qué consistiría la idea y hasta dónde podría escalar.

“La idea es tener una guía un poco más detallada, una herramienta (aún la estamos viendo en Excel y con algunos países ya la hemos revisado) que nos permita hacer un paso a paso de qué elementos deberían incorporar, qué medidas deberían seguir y qué decisiones deberían tomar”, introdujo el referente de Energía del BID.

Los primeros pasos que darían forma a esta guía para el desarrollo de regulación propicia para la implementación de almacenamiento energético serían 4 e incluiría la caracterización del sistema, las brechas de medidas que ya se han tomado, identificación de barreras y finalmente la hoja de ruta.

En relación a la caracterización de cada sistema, se valoró como prioritario acordar la definición y tratamiento del almacenamiento, condiciones de acceso y conexión a la red, para luego avanzar sobre temas más puntuales como permisos y autorización de proyectos, peajes y cargos de red, marco retributivo, entre otros.

Y, de allí, el especialista Senior en Energía del BID, subrayó que, además de desarrollar una regulación que sea ser agnóstica respecto a la tecnología empleada para el almacenamiento, un punto importante será que los planes de expansión de la transmisión y de la generación incorporen el almacenamiento, ya que será importante su sincronía visto que van a complementar -o en algunos casos sustituir- ciertos recursos de transmisión o generación.

“Al final, el objetivo será poder construir una hoja de ruta de aplicaciones que puedan ser incorporadas en el corto plazo y acciones que requieran ya soluciones más complejas, por ejemplo modificar los servicios complementarios o sacar una ley, que puede ser un trabajo de largo plazo. Entonces, la idea es que el siguiente paso (esperamos pronto tenerlo a disposición de ustedes) podamos tener esta herramienta ya lista para que la aprovechen”, concluyó Edwin Malagón.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) identifica un gran potencial en la implementación de sistemas de almacenamiento y otros recursos energéticos distribuidos en la implementación de las comunidades energéticas como un instrumento para garantizar el suministro constante de energía con fuentes renovables como la solar y la eólica.

Este enfoque fue destacado por el director ejecutivo de la CREG y presidente de ARIAE, Omar Prias, quien dio apertura al evento “Marcos Regulatorios para la Incorporación de Almacenamiento de Energía en los Sistemas Eléctricos: Experiencias Internacionales en Modelos Normativos”.

Hasta la fecha, el tema de baterías y almacenamiento de energía en comunidades energéticas aún está en etapa de desarrollo por parte del equipo de trabajo de la Comisión. Sin embargo, desde hace varios años se ha abierto la posibilidad de instalar baterías para asegurar el suministro de energía en caso de fallas en las redes de transporte.

La Resolución 098 de la CREG, estableció la incorporación del Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (Saeb) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

El Saeb, según la Resolución 098, implementa la instalación de grupos de baterías y equipos asociados para el almacenamiento temporal y posterior entrega de energía eléctrica al Sistema Interconectado Nacional (redes de transmisión eléctrica).

Además, la Resolución CREG estableció que el agente responsable del Saeb debería asegurar su mantenimiento y disponibilidad, realizando operaciones de carga y descarga de forma automática o remota desde el Centro Nacional de Despacho (CND).

En el evento organizado por ARIAE y el BID, el director de la CREG, Omar Prias resaltó que Iberoamérica es líder en energías renovables gracias a sus recursos naturales y los avances tecnológicos en almacenamiento de energía.

Seguido de su intervención, Edwin Malagón y Juan Carlos Cárdenas del BID presentaron un estudio sobre la incorporación del almacenamiento de energía en sistemas eléctricos basado en experiencias internacionales. Este estudio analizó casos de éxito en países como el Reino Unido, España, Francia, Italia, Alemania, Estados Unidos y Australia.

Al finalizar la presentación, se realizó el panel: “Experiencias Internacionales en Almacenamiento de Energía” que, bajo la moderación de Edwin Malagón, especialista senior en Energía del BID, contó con la participación de Renata C. Scotti, especialista en Regulación de los Servicios de Electricidad de ANEEL de Brasil y asistente del director del GT de Electricidad; Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE de Chile; Juan Inostroza, consultor MRC Consultants y Nate Blair, gerente del Grupo de Sistemas Distribuidos y Análisis del Almacenamiento de NREL.

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Tongwei, como fabricante líder mundial de silicio cristalino de alta pureza y células solares, ha vuelto a batir nuevos récords en la industria. A finales de 2023, los envíos acumulados de baterías en todo el mundo alcanzaron los 200 GW, con una participación de mercado mundial de hasta el 15%, ocupando el primer puesto en envíos mundiales durante seis años consecutivos.

Detrás de este logro está el esfuerzo continuo de Tongwei en el diseño integrado vertical de la cadena de la industria fotovoltaica, así como su firme determinación en la innovación tecnológica y expansión de capacidad.

Las células fotovoltaicas de 200 GW podrán producir 277.400 millones de kWh de electricidad con energía limpia y reducir las emisiones de dióxido de carbono en unos 182,12 millones de toneladas.

Esto equivale a satisfacer el consumo energético de 164,302 millones de hogares urbanos y rurales durante un año, ahorrar 83.636.100 toneladas de carbón convencional cada año o plantar alrededor 997.231 hectáreas de bosque y 1820 millones de árboles. Estas cifras demuestran plenamente la contribución significativa de Tongwei en la promoción de la transición energética global y la lucha contra el cambio climático.

Actualmente, la industria fotovoltaica se encuentra en un periodo de renovación e iteración tecnológica. Con una visión global y perspectivas hacia futuro, Tongwei desempeña plenamente su papel de empresa «maestro de la cadena», acelerando la construcción de una cadena de innovación de la industria fotovoltaica de silicio cristalino y creando un ecosistema de innovación.

El 30 de noviembre de 2023 se lanzó oficialmente el proyecto del Centro de I+D e Innovación Global de Tongwei, dedicado a construir un centro nacional de I+D empresarial con grandes fortalezas tecnológicas. A finales de 2023, Tongwei ha solicitado un total de 1917 patentes, incluidas 1756 solicitudes de patentes nacionales y 1069 concesiones de patentes, impulsando su desarrollo con innovación científica y tecnológica.

En cuanto a la distribución de la capacidad de producción, Tongwei aumenta continuamente sus inversiones. La construcción de la cuarta fase del proyecto de la base de Meishan avanza con eficacia y, una vez terminada, se convertirá en la mayor base de producción de células de silicio cristalino del mundo. Según el plan de capacidad de la empresa, Tongwei alcanzará una capacidad de producción de 130-150GW en 2024-2026.

En el segmento de materiales de silicio, Tongwei también logró nuevos avances. A finales de 2023, Tongwei firmó un acuerdo con el gobierno de Ordos, en Mongolia Interior, para construir un proyecto de integración de sustratos verdes con una inversión de 28 mil millones de RMB (3900 millones de dólares).

El proyecto se divide en dos fases de construcción, incluyendo el proyecto con una producción anual de 500 mil toneladas de sustrato verde (silicio industrial), 400 mil toneladas de silicio cristalino de alta pureza e infraestructura de apoyo.

Está previsto que cada fase de construcción dure entre 15-18 meses, y se esforzará para que la primera fase del proyecto esté completada y puesta en producción antes de finales de diciembre de 2025, su puesta en marcha estará determinada por las condiciones del mercado. Esta serie de medidas impulsarán aún más la competitividad de Tongwei en el upstream de la cadena de la industria fotovoltaica

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XM, operador del Sistema Interconectado Nacional, SIN, y Administrador del Mercado de Energía Mayorista, MEM, como responsable del planeamiento operativo energético, hace seguimiento constante a las variables del sistema, lo que permite identificar riesgos para la atención segura y confiable de la demanda.

En este sentido, desde inicios del año 2023, una vez las agencias meteorológicas internacionales anunciaron la posible ocurrencia de una transición del fenómeno de La Niña al fenómeno de El Niño, XM intensificó el seguimiento a las variables del Sistema y la realización de análisis específicos del posible comportamiento del SIN ante diferentes escenarios de déficits hídricos en las cuencas de interés del sector eléctrico colombiano.

A partir de estos análisis, XM ha emitido señales a los agentes del mercado y la institucionalidad sectorial, proponiendo acciones que permitan minimizar los riesgos para la atención de la demanda del SIN y, de la misma manera, haciendo seguimiento a su implementación.

Al comienzo de la estación de verano 2023 – 2024 (1° de diciembre de 2023) el país contaba con un nivel de embalse útil agregado del Sistema de 74.53%, valor superior en un 7.9% al presentado el 1° de diciembre de 2015, previo al fenómeno de El Niño 2015-2016.

El comportamiento de las demás variables energéticas del Sistema, como son la demanda, la generación térmica, los intercambios internacionales y otras fuentes de generación (solares, eólicas, cogeneradores y auto generadores), ha permitido que a la fecha el embalse agregado nacional se encuentre en el 59.55 % de su capacidad útil, valor superior en un 4.9% al presentado en la misma fecha del 2016.

Es importante precisar que este valor es superior en un 6.32% al valor de la senda de referencia del embalse agregado del sistema definido en la Resolución CREG 209 del 2020

Coherente con la presencia de un fenómeno de El Niño fuerte como el que atraviesa el país, en diciembre los aportes hídricos del Sistema fueron deficitarios, ubicándose en un 57.97% de la media histórica y en lo corrido de enero de 2024, esta condición se mantiene, ubicándose en un 56.69 % de la media histórica.

Respecto al fenómeno de El Niño

Los pronósticos de las agencias climáticas internacionales de inicios del año 2023 se confirmaron en mayo de ese mismo año, mes en el que la anomalía en la temperatura del Océano Pacífico superó el umbral de 0.5 °C, condición que ha persistido hasta la fecha.

De acuerdo con los criterios internacionales para determinar la presencia y magnitud del fenómeno, su ocurrencia se oficializó en noviembre de 2023, luego de cumplirse cinco periodos consecutivos en los que la anomalía en la temperatura del Océano Pacífico superara el umbral de 0.5 °C.

Así mismo, desde el mes de septiembre a la fecha, se cumplen las condiciones de anomalía en la temperatura del Océano Pacífico superior a 1,5 °C, lo que configura un fenómeno de El Niño fuerte.

Los más recientes pronósticos de las agencias meteorológicas prevén el fin del fenómeno de El Niño a partir del trimestre marzo – abril – mayo de 2024; por su parte, el IDEAM ha indicado que se espera que los meses más deficitarios en términos de aportes hídricos sean enero y febrero de 2024 y que, si bien es probable que en marzo se presenten aportes deficitarios en algunas regiones del país, este déficit sería inferior a los esperados en enero y febrero, iniciando así la transición a un periodo de normalidad climática.

Gestión del CACSSE

Desde el mes de marzo de 2023, la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética, CACSSE, liderada por el Ministerio de Minas y Energía, MME, y con la participación de la UPME, la CREG, XM, Ecogás, Ecopetrol, ISA, el Consejo Nacional de Operación y algunos invitados como la SSPD, el DNP y representantes de agentes del mercado, ha llevado a cabo sesiones permanentes con el fin de adelantar acciones encaminadas a mantener las condiciones de seguridad, confiabilidad y economía en la prestación del servicio de energía, por medio del análisis de múltiples variables que integran el balance energético del SIN como son la demanda, la generación térmica, el nivel de los embalses, los aportes, las exportaciones e importaciones, nuevas fuentes de generación, entre otras.

Juan Carlos Morales, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM, observó: “Los análisis de XM indican que, de mantenerse hidrologías deficitarias como las históricas en fenómenos de El Niño pasados, sin presentarse eventos extraordinarios que afecten la infraestructura del sector y con la finalización del fenómeno de El Niño dentro de los pronósticos hechos por las agencias internacionales, el país cuenta con los recursos suficientes de generación de energía y sus recursos primarios (principalmente agua, gas, carbón y combustibles líquidos) para atender la demanda de energía en el verano 2023 2024″.

«Desde XM seguiremos trabajando de la mano con la CACSSE, los agentes del mercado y la institucionalidad sectorial, haciendo seguimiento permanente a las variables del Sistema, para atender la demanda de energía eléctrica con criterios de calidad, seguridad, confiabilidad y economía durante la estación de verano”, resaltó.

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Genera PR, subsidiaria de New Fortress Energy, avanza en su convocatoria de Solicitudes de Propuestas (RFP) para unidades de soporte para un sistema de almacenamiento de energía de batería (BESS).

El proceso, que pretende adjudicar una capacidad mínima de 430 MW durante 4 horas (1.720 MWh) por un período de 20 años, inició el pasado viernes 5 de enero y cerrará el próximo viernes 22 de marzo, despertando un rápido interés de eventuales proponentes.

El 19 de enero fue la fecha límite para que las partes interesadas sometieran preguntas en la plataforma de licitación alojada por Wood Mackenzie (acceder) y hoy viernes 26 de enero se le dará contestación a las dudas expresadas oportunamente.

Según comunicó Genera PR a Energía Estratégica, para proteger la pureza del proceso competitivo, la información sobre las consultas y pliegos de licitación debe permanecer confidencial; no obstante, los documentos pueden ser consultados por quienes se hayan registrado en la plataforma de licitación.

La próxima fecha en el calendario del proceso de licitación se fijó para el viernes 2 de febrero, en la cual los licitadores interesados deberán someter un Notice to intent for Bidding (NDA) junto a los documentos de precualificación.

Luego, durante la segunda quincena de febrero, se llevarán a cabo las visitas de los proyectos de referencia que se preparan para adjudicación.

¿Se deberá adjudicar a un solo proveedor el requerimiento de 450 MW de capacidad de almacenamiento en baterías o contemplan múltiples adjudicados?

“Genera desarrolló un RFP que permite que sea el mercado quien decida si será un solo proveedor o múltiples”, respondió Ivan Baez, vicepresidente de Asuntos Gubernamentales y Públicos de Genera PR.

En atención a aquello, el mes clave será marzo, ya que iniciará con la publicación de la versión final de la propuesta de contratos y documentos técnicos el 3 de marzo. De manera que los proponentes reciban toda la información requerida para que el 22 de marzo puedan hacer la presentación final de cada propuesta.

A partir de allí, Genera PR contará con una semana para evaluar y contrastar propuestas hasta que el 30 de marzo emita un aviso de intención de adjudicación (sujeto a la aprobación de stakeholder) y finalmente se suscriba el/los contrato/s el 1 de mayo.

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La llegada del nuevo gobierno y un nuevo año en Argentina ya generó expectativas dentro del sector de las energías renovables, dado que existe una clara postura de la gestión de Javier Milei por hacer que el sector privado apalanque inversiones en proyectos de generación de fuentes renovables e infraestructura eléctrica. 

Hecho que podría acarrear mayor dinamismo y flexibilidad en la toma de decisiones de mercado para alcanzar compromisos climáticos asumidos tanto mediantes leyes nacionales como acuerdos internacionales dados en distintas Conferencias de las Partes (COP). 

Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA), conversó con Energía Estratégica, donde brindó sus perspectivas para el presente año y explicó el diálogo y rol que buscará tener la entidad con las nuevas autoridades energéticas del país. 

“La intención del ámbito privado es el crecimiento del sector. Es una decisión e, incluso, fue un hecho durante 2023 con las dificultades del caso desde el ámbito de la capacidad de transporte disponible en las redes, el financiamiento, entre otras cuestiones. Pero es un sector que ha seguido apostando y creciendo, con una perspectiva de unos 2000 MW más hasta el año 2026”, remarcó.  

“Por lo que el 2024 lo vemos con optimismo y consideramos que las normas que salieron hasta ahora van en el buen sentido; sumado a que la CEA tiene la decisión de actuar proactivamente, constructivamente, apoyando todas las iniciativas”, agregó. 

Y más allá del Decreto de Necesidad de Urgencia publicado a los pocos días de la asunción presidencial de Milei, el Poder Ejecutivo ya presentó ante el Congreso el proyecto de ley “de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos” (Ley Ómnibus), con las que anticipó giros en la política energética nacional y por la que buscará cumplir las metas ambientales. 

Tal es así que la sección de Transición Energética prevé la creación de un mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (GEI) para cumplir con el Acuerdo de París y el reciente compromiso asumido en la 28a Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 28), entre las que se encuentra duplicar las acciones de eficiencia energética y triplicar las energías renovables, para alcanzar los 11000 GW a 2030 a nivel mundial. 

A lo que se debe agregar que también se acerca la fecha límite prevista para cumplir con la Ley N° 27191, que puso como meta que, al 31 de diciembre del 2025, las energías renovables tengan una participación del 20% (o superior) en la cobertura de la demanda eléctrica. 

Situación que hoy en día parece difícil de alcanzar, considerando que Argentina estuvo por detrás de ese porcentaje en el cierre de los últimos años.  

Ruiz Moreno no fue ajeno a dicha situación y reconoció que los equipos de la Cámara Eólica Argentina ya han trabajado de forma interna sobre una actualización o prórroga de la mencionada ley, aunque se pretende lograr un mayor diálogo para saber cómo avanzar al respecto.

“Queremos dialogar con el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, y armonizar con el DNU o las leyes que están en el Congreso, a los efectos de ver cuán necesario es hacerlo en el marco de la propia ley o de las normas se vayan a debatir”, explicó. 

“Es decir, queremos ver cuál es el mejor camino, ya que buscamos contribuir», aclaró y anticipó: «Tendremos actitud abierta, que es lo que se merece una gestión que se inicia y cuyo destino se comparte en principio. Pero vemos el 2024 con optimismo y esperanza, buena expectativa y entendemos que hay una mejor perspectiva que el 2023”. 

Además, tal como adelantó Energía Estratégica en diciembre del 2023, la CEA incorporará la actividad solar a su entidad, con lo cual representará un desafío institucional y operativo en pos de ampliar sus fronteras y continuar las inversiones para tratar de despejar el cuello de botella de transporte, entre otros puntos. 

Estos temas y muchos más se tratarán en el evento Future Energy Summit Argentina, que se llevará a cabo el próximo 11 de marzo en la ciudad de Buenos Aires y que será la primera parada de la gira del 2024 de Future Energy Summit (FES): 

Justamente la Camara Eólica Argentina acompañará el evento strategic partner a lo largo de una jornada que será bien al estilo de FES, con espacios clave para el networking entre empresas, líderes y profesionales, paneles exclusivos de intercambio sobre el sector con perspectivas sobre el mercado, espacios VIP, entrevistas destacadas y mucho más.

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Un gran hito que podrá llevarse a cabo este año es la convocatoria a la licitación de generación a largo plazo más grande de su historia, ¿las autoridades se preparan para lanzarla este año? 

Bueno, la PEG 5 fue presentada hace unos meses por el Ministerio de Energía y Minas saliente, y fue presentada junto a un nuevo Plan de Expansión del Sistema de Transporte. Estos planes buscan garantizar el cubrimiento de la demanda de energía eléctrica y al mismo tiempo, alcanzar un promedio de 99% de cobertura en el país. Esta licitación se debe llevar a cabo este año, con el objetivo de adjudicar nuevas plantas de generación para el 2030. Este año es muy importante, ya que vencen varios contratos de 2 de las 3 distribuidoras más importantes del país, DEOCSA y DEORSA, siendo prioritario que esos contratos sean sustituidos por nuevas plantas de generación.

¿Qué principales características de la Licitación PEG-4 se podrán replicar en la Licitación PEG-5 para asegurar el éxito de la convocatoria en cantidad de participantes y ofertas competitivas? 

Parte de las características que tendrá, es que se permitirá la combinación de tecnologías en una misma oferta tal y como sucedió con la PEG 4, por lo que la generación solar o eólica se podrá combinar con la hidroeléctrica por mencionar un ejemplo. Sin embargo, se establecerán ciertas condiciones como cuotas de contratación para los recursos renovables y no renovables y plazos diferentes si se trata de plantas nuevas o que ya estén en operación comercial.

Es importante mencionar que con esta licitación se garantizará el cubrimiento de la oferta base, es decir la demanda de generación que se encuentra conectada las 24 horas y debe ser atendida por tecnologías que también puedan operar todo el día, recordemos que existen tecnologías que pueden llegar a generar cierta variabilidad en el sistema o que generan de manera intermitente, sin embargo, la demanda debe estar cubierta siempre, tal como la Ley General de Electricidad lo manda.

La visión de esta licitación es la de seguir materializando lo establecido en la política nacional de eficiencia energética, es decir, ir hacia una matriz de generación más amigable con el medio ambiente.

Sin embargo de lo anterior, pienso que no necesariamente están ligados los hitos de la PEG 4 con la PEG 5; considero que, lo que sí le proporciona certeza jurídica a los inversionistas y los llama a participar a este tipo de eventos, es la seguridad normativa y jurídica que ofrece el marco legal guatemalteco, ya que la Ley General de Electricidad y su Reglamento, no han sufrido modificaciones considerables y ofrecen un sólido marco de seguridad legal, asimismo, en cuanto a la normativa que rige el quehacer eléctrico relacionado a la operación del mercado y de la red, estas reglas se están actualizando con cierta temporalidad, siendo creadas y actualizadas con el objetivo de mejorar las condiciones de la participación de los agentes, de modo que la eficiencia de la operación se vea reflejada en resultados positivos para la demanda eléctrica del país.

Además de la licitación, ¿qué otras medidas serán necesarias propiciar para generar nuevas oportunidades de negocios con energías renovables en distintos segmentos del mercado?

Considero que una de las medidas de más importancia, es seguir ofreciendo seguridad y certeza jurídica en las inversiones que se realicen o que ya se han realizado en el país, ahora bien, en el tema tecnológico, considero que la implementación de nueva tecnología en la operación de las centrales existentes puede mejorar los resultados de la operación a nivel nacional, logrando finalmente beneficios, no solo para los inversionistas, sino principalmente para la demanda, que es el objetivo prioritario de todo lo que se hace en el quehacer eléctrico nacional.

Asimismo, considero que el almacenamiento es otro de los temas pendientes que se tiene para obtener una mayor eficiencia en la utilización de los recursos renovables, dado que, históricamente, alrededor de la energía se ha dado el concepto de la imposibilidad de su almacenaje, cosa que en gran medida es cierta ya que los mecanismos de almacenamiento actuales son bastante onerosos, necesitándose de una regulación especial que debería ser implementada a nivel nacional para que esto pueda traer los beneficios necesarios de la utilización de la energía renovable dentro de la operación del sistema.

Respecto a los recursos energéticos disponibles en Guatemala, creo que se deben seguir creando e implementando políticas energéticas y planes indicativos para el desarrollo de generación limpia, orientando, este tipo de documentos, a incentivar el incremento de la capacidad de producción de energía renovable en el país y así lograr cierto grado de independencia energética, minimizando el efecto negativo que la volatilidad de los precios de los hidrocarburos y del carbón como fuentes de generación puedan llegar a tener en la población.

Dentro de las acciones que ya se están llevando a cabo, debo destacar que en Guatemala existe una Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable, esta ley declara de urgencia e interés nacional el desarrollo racional de los recursos energéticos renovables. Debiéndose promover, facilitar y crear las condiciones adecuadas para el fomento de inversiones que se hagan con ese fin, asimismo, tiene como objeto promover el desarrollo de proyectos de energía renovable y establecer incentivos fiscales, económicos y administrativos para el efecto.

¿Qué retos de política energética tendrá la nueva administración de gobierno en el primer año de gestión? 

El objetivo fundamental debiese de ser el instituir directrices para el manejo y uso eficiente de los recursos energéticos disponibles actualmente, como medida para coadyuvar al desarrollo sostenible de la población, claro está que lo anterior debe ser en un entorno que propicie la conservación y protección del medio ambiente.

En ese sentido una de las primeras acciones debería ser la de fomentar el uso de tecnologías eficientes para maximizar el aprovechamiento de los recursos energéticos, a través de capital humano formado en los diferentes sectores del país, fortaleciendo así los mecanismos de coordinación y consenso entre la institucionalidad pública, la privada y la población.

Esto incrementará la oportunidad de investigación y desarrollo de proyectos de eficiencia energética en beneficio de los sectores consumidores en el país.

En este punto, es bueno hacer ver que Guatemala cuenta con un inmenso potencial para aprovechamiento de fuentes de energía renovable, hidroeléctrica, Geotermia, Biomasa, solar y eólica, sin embargo, dependemos en gran medida de fuentes no renovables, como los combustibles fósiles. 

Esta dependencia no solo contribuye al cambio climático, sino que también expone al país a la volatilidad de los precios internacionales del petróleo, lo que en algún momento podría afectar al alza la tarifa eléctrica, siendo urgente diversificar la matriz energética hacia fuentes renovables y que, precisamente, fue uno de los objetivos del último Plan de Expansión de Generación o como mejor se le conoce PEG 4.

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El informe ‘RENOVABLES 2024: 1.240 MW cerca de iniciar operación y 1.800 MW más en el horizonte, Colombia avanza hacia un futuro más verde‘, publicado recientemente por SER Colombia, destaca el progreso del país en la implementación de proyectos de Energías Renovables No Convencionales (FNCER). 

Este análisis detallado revela que 1.240 MW de capacidad están cerca de iniciar operaciones, mientras que otros 1.800 MW se encuentran en la etapa de planificación con mirar a iniciar construcción en el 2024. Este avance en energías limpias y sostenibles demuestra el compromiso de Colombia con la reducción de la dependencia de los combustibles fósiles y marca un hito en el desarrollo de su matriz energética. Además, sienta las bases para una economía más sustentable y competitiva, al tiempo que aborda, desde diversas regiones, la creciente demanda de energía en el país.

El documento en mención cuantifica los tiempos de entrada en operación, evidenciando que son excesivamente largos frente el tamaño e impacto de los proyectos. Revela que el 70% del tiempo se consume en trámites ante terceros, lo que representa un cuello de botella significativo para estos proyectos, en su mayoría de pequeña escala.

El desarrollo y expansión de la infraestructura de generación y transmisión de energía requiere inversiones a largo plazo. Por lo tanto, se hace un llamado a la claridad y estabilidad jurídicas para fomentar la confianza en su desarrollo.

El informe respalda las propuestas presentadas por SER Colombia, las cuales fueron diseñadas a partir de la experiencia y conocimiento técnico de los expertos que participan en sus comités. Ofrecen una valiosa orientación para materializar el portafolio de proyectos y contribuir eficazmente al desarrollo del sector de energías renovables.

Las acciones propuestas incluyen:

Mejorar coordinación y seguimiento de proyectos bajo el liderazgo y articulación del Alto Gobierno.
Asegurar el cumplimiento de tiempos normativos de trámites.
Unificar buenas prácticas de permisos ambientales y definir tiempos de trámite.
Expedir con urgencia la regulación para simplificar trámites en temas de conexiones al Sistema Interconectado y definiciones normativas para salvar proyectos de subastas 2019 – 2021 en cuidados intensivos.
Habilitar regulaciones que faciliten la comercialización y contratación a largo plazo, bajo mecanismos privados y públicos
Mantener señales de mercado para nuevos proyectos.

Con una visión optimista pero realista del futuro energético, el informe revela un crecimiento significativo. En 2023, 25 proyectos solares adicionales proporcionaron 208 MW, un aumento del 70% en la capacidad instalada anterior, permitiendo a Colombia atender el consumo de un millón de colombianos, población equivalente a una ciudad del tamaño de Bucaramanga.

Señala que a medida que este sector cobra impulso, el gobierno y los inversionistas necesitarán redoblar sus esfuerzos para superar los desafíos y facilitar el camino hacia un futuro energético renovable y sostenible.

Para obtener más información sobre el ‘RENOVABLES 2024: 1.240 MW cerca a iniciar operación y 1.800 MW más en el horizonte, Colombia avanza hacia un futuro más verde‘, visite: SER COLOMBIA – Asociación Energías Renovables (ser-colombia.org)

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El 2024 es un año crítico para México, ya que el 2 de junio se celebran las elecciones en las que se decidirá quién reemplazará al actual presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Según la mayoría de las encuestas, las candidatas con mayores posibilidades de ganar son: Claudia Sheinbaum, en representación de la actual partido gobernante del país (Morena), y Xóchitl Gálvez, quien lidera la coalición “Fuerza y ​​Corazón por México”, que une los partidos de oposición PRI, PAN y PRD.

En este contexto, en su último reporte llamado: “Mexico gas, power and renewables service: 3 things to watch in 2024″, Wood Mackenzie, el reconocido grupo global de investigación y consultoría, analiza las dos principales candidatas y hace proyecciones sobre el rumbo que tomará la política energética en México.

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Claudia Sheinbaum (Morena)

Claudia Sheinbaum es conocida por su desempeño como directora de la Secretaría de Medio Ambiente de la Ciudad de México de 2000 a 2006, lo que coincidió con el mandato del actual presidente AMLO, durante su gestión en la ciudad. 

De acuerdo al reporte, tiene una sólida experiencia política y académica en energías renovables y aunque muchos esperan que siga las políticas de AMLO, ha expresado su intención de “adoptar un enfoque distinto y forjar su propio camino”.

“A lo largo de varias entrevistas, Sheinbaum muestra su firme apoyo a las energías renovables y la electromovilidad, enfatizando la necesidad de una transición energética acelerada en la que el gas jugará un papel crucial. También destaca la necesidad crítica de que México cumpla con sus objetivos de generación renovable y sus compromisos de reducción de emisiones”, expresa el informe.

Y agrega: “A pesar de los desafíos, Sheinbaum ha mostrado su apoyo a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Pemex, y ha defendido su importante participación de mercado, que está en línea con la actual opiniones políticas de la administración. Sin embargo,  ahora enfrenta la tarea crucial de explicar su estrategia para asegurar la eficiencia y competitividad en un mercado energético donde las empresas estatales tienen una influencia significativa”.

Xóchitl Gálvez (Fuerza y Corazón por México) 

Con una base en ingeniería informática y emprendimiento, Gálvez  incursionó en la política durante la presidencia de Vicente Fox (2000-2006). Desde entonces, ha tenido una presencia dinámica en la política mexicana, en particular como senadora.

“En múltiples entrevistas, Gálvez ha expresado una postura sobre la política energética que difiere de la de Sheinbaum. Si bien ambos apoyan energías renovables y una transición hacia combustibles más limpios, Gálvez ha propuesto abrir Pemex a la inversión privada, retomar subastas de rondas upstream, mejorar las redes de transmisión para aliviar la congestión y ampliar el gasoducto red para llegar a los estados del sur y potencialmente a Centroamérica”. 

Para Wood Mackenzie, si bien las propuestas de Gálvez han sido bien recibidas por los actores del mercado, han suscitado debate entre los círculos más nacionalistas. Las preocupaciones se centran en cómo planea equilibrar la inversión privada con los intereses de las empresas de servicios públicos estatales de México.

Además, existen preguntas sobre su estrategia para revisar y adaptar las leyes actuales para facilitar estos cambios propuestos.

Proyecciones de los resultados de las elecciones

“Hasta ahora, Sheinbaum ha mantenido una ventaja significativa en la mayoría de las encuestas, superando a Gálvez por dos dígitos en la mayoría de los casos. Sin embargo, la lucha por la presidencia se encuentra aún en sus primeras etapas y estas pistas aún no son concluyentes”.

Tras analizar exhaustivamente a ambas candidatas, el reporte argumenta: “Independientemente del vencedor final de las elecciones presidenciales, prevemos un alejamiento de la política energética nacionalista hacia una actitud más receptiva hacia las inversiones privadas”.

El crecimiento económico impulsa la demanda de energía

Otra perspectiva importante que el informe puso en consideración es el fuerte crecimiento que ha experimentado la economía mexicana.

“Una afluencia de inversiones extranjeras en gran medida impulsa esta expansión a medida que las empresas pretenden acercar su fabricación al mercado norteamericano. El nearshoring, está aumentando la demanda de energía, particularmente de los parques industriales en el norte de México y también en la región del Bajío”, advierte. 

En línea con todo ese crecimiento, se espera que la demanda máxima de electricidad para 2024 aumente a 51 TW, un aumento del 10% desde 2022.

“El aumento de cargas, junto con la tendencia creciente de las temperaturas, seguirán presionando los márgenes energéticos del SIN. A pesar de la eléctrica estatal CFE construye ocho plantas de ciclo combinado, que agregarán 5 GW de capacidad firme al sistema, no se espera que estas plantas estén operativas en 2024”, concluye el informe.

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En el marco de la transición energética que requiere el planeta de forma urgente, la producción de soluciones libres de emisiones contaminantes es cada vez más imprescindible para impulsar la sostenibilidad ambiental a nivel global y cumplir con los compromisos marcados para 2050 en torno a la lucha contra el cambio climático.

En este sentido, el hidrógeno verde emerge como una pieza clave para alcanzar las metas de descarbonización, siendo Chile uno de los protagonistas de la jugada según expertos, quienes aseguran que el país tiene el potencial de producirlo al menor costo del mundo para fines de esta década, y de situarse entre los tres principales exportadores para 2040.

La región nortina del país cuenta con la radiación solar más alta del planeta, ventaja que permite el uso eficiente de tecnologías como la electrólisis, en la cual la energía solar es utilizada para dividir el agua en oxígeno e hidrógeno, produciendo así hidrógeno verde de manera sostenible.

Por su parte, los vientos del extremo austral soplan con la misma energía en tierra que mar adentro, con lo que turbinas eólicas de 120 metros de altura pueden alcanzar factores de planta sobre 60% en tierra, equivalente a turbinas off-shore en otros países. Un factor ideal para alimentar procesos de electrólisis.

Sin ir más lejos, el país se ha posicionado como un importante referente en la producción y uso de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), especialmente solar y eólica. Recientemente la revista Forbes lo ubicó en el puesto N° 14 a nivel global entre los países más atractivos para invertir en energías renovables, siendo el mejor evaluado en la región, superando a Brasil (18°) y Argentina (30°).

Este avance en energías renovables ha permitido que el país se consolide como un importante protagonista en la transición hacia una matriz eléctrica más sostenible, algo que las autoridades internacionales valoran y reconocen. Es en este marco que el Banco Mundial impulsó un préstamo de 150 millones de dólares para incentivar la inversión en proyectos de hidrógeno verde en Chile y así apoyar el desarrollo de la industria de este elemento vital para el país.

Entre los actores del mundo privado que están apoyando el desarrollo de tecnologías e innovaciones a favor de la descarbonización en Chile y el mundo, Schneider Electric, compañía líder en automatización y gestión eficiente de la energía, se posiciona como uno de los líderes en la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible como un colaborador clave en este proceso.

«En el corazón de la revolución hacia una economía descarbonizada, Schneider Electric se enorgullece de ser parte activa del cambio hacia fuentes de energía más sostenibles. El compromiso de Chile con el desarrollo del hidrógeno verde refleja la urgencia de adoptar soluciones innovadoras para abordar la crisis climática”, asegura Andrés Díaz, Director de Power System NAC, de Schneider Electric.

Según explica el experto de la compañía, “la electricidad representa un camino rápido hacia el cero neto y está ampliamente disponible para usarse y descarbonizar muchas aplicaciones. La mayoría de los escenarios proyectan una proporción de electricidad entre el 50% y el 70% de la energía final para 2050, por lo que el hidrógeno verde desempeñará un papel tremendamente relevante para complementar la descarbonización de los sectores más difíciles, que actualmente utilizan gas natural o derivados de otros combustibles-fósiles como los productos químicos, la producción de acero, la aviación y el transporte marítimo”.

El futuro desarrollo del hidrógeno verde dependerá del costo del acceso a la electricidad y de los efectos de escala en las tecnologías de electrólisis. Sin embargo, lo que está claro es que la demanda de hidrógeno aumentará inevitablemente a medida que avancemos hacia una economía descarbonizada.

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GENERA sigue marcando récords. En esta nueva edición de la feria Internacional de Energía y Medioambiente, crece un 24% en número de empresas participantes respecto a la edición anterior, alcanzado la cifra de 500 expositores, al igual que en superficie expositiva, que también aumenta un 30%, hasta los 24.000m2 de ocupación.   

GENERA 2024 potencia su carácter internacional

La feria convertirá a Madrid en un punto de encuentro clave para profesionales, expertos y líderes de la industria energética gracias a la incorporación de empresas llegadas desde todo el mundo a IFEMA MADRID. Este evento anual se ha consolidado como un referente ineludible para los profesionales que buscan las últimas tendencias y soluciones en el ámbito de las energías renovables y el medio ambiente.

En el contexto empresarial, GENERA lleva varias ediciones experimentando un crecimiento significativo, especialmente en cuanto a participación internacional, por cuanto se ha ganado el reconocimiento como plataforma perfecta para establecer alianzas, impulsar colaboraciones y conocer de primera mano todas las innovaciones del mercado en energías renovables, eficiencia energética y tecnologías medioambientales.

Los datos evidencian la creciente internacionalización: del total de expositores, destaca el elevado número de compañías que llegan desde fuera de nuestras fronteras, contando con un total de 208 empresas de 23 países. Unos datos que representan cerca del 41% de la participación empresarial total en la feria.

En cuanto a los países, China se lleva la palma. El país asiático es el que agrupa el mayor número de expositores, con un 19%. Le siguen, Turquía, con un 7% y Alemania, con un 4%. A ellos se suman empresas procedentes de Austria, Bélgica, Bosnia-Herzegovina, Bulgaria, Chipre, EE. UU., España, Francia, Israel, Italia, Lituania, Luxemburgo, Países Bajos, Polonia, Portugal, República Checa, Singapur, Suecia y Suiza.

La energía eólica y la energía solar fotovoltaica las más productoras en España

Los datos sectoriales confirman también la posición privilegiada de nuestro país respecto a la generación de energías renovables, en el contexto internacional, por su condición geográfica.  España sigue manteniendo el octavo puesto, de acuerdo con el informe Renewable Energy Country Attractiveness Index, publicado por EY, en el que se clasifican los 40 principales mercados según el atractivo de sus inversiones en energías renovables.

En el desglose por energías producidas en España, son la eólica y la fotovoltaica las que han generado una mayor producción dependiente de fuentes renovables, según datos de Red Eléctrica. La primera de ellas alcanzó en el pasado año 2023 una cuota cercana al 24% del total de la energía producida y la segunda, con un 14%. En este listado, también se encontraría la energía hidráulica, con una cuota del 9,5%.

Genera se celebrará del 6 al 8 de febrero de 2024. Accede a toda la información a través de su web.

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En la actualidad, Nicaragua transita un período sin licitaciones públicas para ampliar su parque de generación. No obstante, el empresariado está empujando la dinámica del sector propiciando licitaciones abiertas internacionales para suscribir contratos entre privados.

Tal es el caso de HEMCO (Mineros S.A.) que convocó a fabricantes y proveedores del sector renovable para la modernización y repotenciación de su Central Hidroeléctrica Salto Grande.

“Fue una licitación muy competida en la que participaron varios oferentes y hubo una evaluación técnica muy rigurosa, por que la verdad es un proyecto muy interesante”, Gabriel Pinetta, director de Desarrollo de Negocios y Estrategia Global en Techno Hydro.

El proceso de presentación de propuestas que inició en marzo del año 2023 concluyó el diciembre pasado con la adjudicación a Techno Hydro, marcando un hito para el autoconsumo renovable de privados en Nicaragua.

“Resultamos adjudicados y firmamos contrato con HEMCO en diciembre del 2023. Este 2024, realizamos las primeras visitas técnico comerciales a cargo del presidente de Techno Hydro, Flavio Albieri. Ahora, continuamos con las actividades de reconocimiento de la hidroeléctrica en un sentido más técnico con la ingeniería de la turbina”, precisó Gabriel Pinetta.

¿En qué consiste el proyecto? La hidroeléctrica abastece de energía eléctrica renovable en gran parte a las operaciones de la mina dedicada a la explotación de oro, que hasta el momento cuenta con tres turbinas, una de las cuales se va a cambiar en esta fase. Según precisó el referente de Techno Hydro será una turbina Francis de eje horizontal de 1.5 MW que permitirá duplicar la capacidad actual.

Un detalle no menor es que se trata de una hidroeléctrica a filo de agua que tiene muchos años de existir por lo que otro de los focos de Techno Hydro será modernizar todo el sistema con soluciones inteligentes, automatizadas, mucho más eficientes. Y para lograrlo, la empresa contará con dos aliados estratégicos clave: Grupo Proa y Anxor Ingeniería S.A.

“Grupo Proa es una empresa con la que hemos trabajado los últimos 15 años y ellos nos han apoyado en todo lo que son los sistemas de control, automatización, sistema SCADA, entre otras tecnologías de punta.

Por otro lado, Anxor Ingeniería S.A. es una empresa de capital nicaragüense y están encargados de todo lo que son los sistemas de potencia y la parte eléctrica. El aporte de ellos será muy importante para todo lo que conlleva relevadores de protecciones eléctricas, celdas de media tensión, entre otros”, precisó Pinetta.

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Cientos de pequeñas y medianas empresas (PyMEs) vinculadas al sector energético de Chile continúan a la espera de que se resuelvan los incumplimientos de pagos en proyectos de generación renovable a lo largo de todo el país. 

Tal es así que días que un grupo de compañías dueñas de centrales energéticas se reunieron con el ministro de Economía, Fomento y Turismo de Chile, Nicolás Grau, para analizar los casi 200 casos en los cuales se han realizado subcontrataciones de bienes y servicios que han derivado en incumplimientos de pagos y generar acciones que ayuden a reducir tales efectos negativos.

“Como Gobierno queremos ser un puente entre las compañías mandantes y las PyMEs que se han visto afectadas en distinto grado por esta situación. Es indispensable que no se repitan estos casos y ayudemos a encontrar una solución a la brevedad, para evitar incertidumbres en el clima de inversión en un sector tan relevante como el de la energía”, señaló el ministro. 

Lo cierto es que hay casi 130 pequeñas y medianas empresas del rubro energético afectadas por un monto de deuda que asciende a más de $14000 millones a lo largo de más de 40 proyectos. 

Y los casos se distribuyen en diferentes puntos del país, identificándose en la región de Antofagasta, Atacama, Coquimbo, O´Higgins, Tarapacá; Valparaíso, la Región Metropolitana y otros parques interregionales.

Bajo ese contexto, Mauricio Ocaranza, vocero PyMEs estafadas Zona Norte, dialogó con Energía Estratégica y pidió que el gobierno tome cartas en el asunto y celeridad para tomar medidas que ayuden a las entidades adeudadas. 

“El proyecto de ley N° 20416 está en la Comisión de Economía del Senado tras la media sanción en la Cámara de Diputados hace más de dos años. Por lo que se trata de una voluntad política, de preocuparse y ocuparse de dicha situación”, señaló. 

Dicha iniciativa prevé la protección de las pequeñas y medianas empresas ante fraudes en la construcción de energías renovables, pero aún no hubo un desenlace favorable sobre el tema, de tal modo que, tanto Ocaranza como otros representantes de las PyMEs, recientemente se presentaron en el Senado en medio del debate legislativo sobre el proyecto de ley de transición energética. 

“Estamos desde el año 2021 con el incumplimiento de pagos, pero con todo lo que pasó, tiene que existir una verdadera voluntad política por parte de senadores, diputados y el gobierno de turno. Pardow viajó por casi todo el mundo en su mandato y no ha hecho nada sobre el tema”, apuntó el entrevistado. 

“Si no se resuelve ahora, seguramente quedaremos parados por las vacaciones y ferias legislativas. Lamento la situación, pero hay poca voluntad política de querer paliar este tema y sería lamentable que alguna persona pierda el control y cometa un grave error en quemar un parque”, agregó.

Y si bien ya hubo casos de robos, bloqueos y hasta quema de centrales de generación renovable, el  vocero PyMEs estafadas Zona Norte reconoció que no se debe llegar a ningún tipo de violencia para que ni el proyecto, ni las personas, empresarios o las comunidades se vean afectadas, aunque sí insistió en la importancia de subsanar la problemática lo antes posible. 

Otras medidas

Semanas atrás, el Consejo Regional de Antofagasta apoyó a las PyMEs perjudicadas, se comprometió a apoyar medidas necesarias mediante el diálogo y la colaboración con todas las partes involucradas y exigió explicaciones por el no tratamiento del proyecto de ley N° 20416. 

Una de esas iniciativas está vinculada con el rechazo de proyectos ambientales en la región para aquellas entidades que mantengan deuda vigente o algún tipo de conflicto con las pequeñas y medianas empresas.

En consecuencia  las compañías que deseen avanzar con nuevas centrales renovables deberán presentar informes detallados sobre la existencia o ausencia de deudas con las PyMEs de la región.

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La Secretaría de Energía (SENER) publicó el pasado martes en Diario Oficial de la Federación (DOF), un acuerdo que actualiza de la Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios (ver documento).

Según el acuerdo, entre los objetivos de dicha Estrategia se encuentran: a) el establecer las metas y la hoja de ruta para la implementación de dichas metas; b) fomentar la reducción de emisiones contaminantes originadas por la industria eléctrica; y c) reducir, bajo criterios de viabilidad económica, la dependencia del país de los combustibles fósiles como fuente primaria de energía.

En cuanto al estatus de la Estrategia, se identifican 195 líneas de acción en eficiencia energética y energías limpias. «Tras una revisión anual, se concluye que 120 líneas están vigentes sin cambios, 75 requieren actualización y se proponen 7 nuevas, relacionadas con electromovilidad, almacenamiento de energía solar y eólica, y tecnología para energía eólica y solar. Queda a discusión para las siguientes revisiones el incorporar más líneas de acción en almacenamiento de energía eólica en caso de que las dependencias lo consideren relevante en sus planes de trabajo», explica el archivo.

A su vez, el documento presentan las recomendaciones del GTRE para fortalecer las líneas de acción y su ejercicio rumbo a la Actualización de 2026. Estas recomendaciones específicas se dividen en (i) eficiencia energética y (ii) energías limpias hacia 2026.

En eficiencia energética, se proponen acciones para el transporte, la industria, edificaciones, servicios públicos municipales y agroindustria. En energías limpias, se destaca la necesidad de actualizar metas y acelerar la expansión de generación eléctrica con fuentes renovables no convencionales.

Algunas de las recomendaciones especificas para las líneas de acción de energías limpias:

Biomasa
·  Evaluar la necesidad de actualización de Normas Oficiales Mexicanas que regulan el manejo y disposición final de los residuos para la obtención de biocombustibles.
·  Valorar la necesidad de análisis de ciclo de vida del uso de los biocombustibles en México por región, que contemple los impactos ambientales positivos y negativos a fin de replantear de manera acertada las necesidades actuales en la materia.
Energía Eólica y solar
·  Proponer estudios para evaluar las barreras de entrada y restricciones de crecimiento del potencial eólico en el país.
·  Desarrollar investigación sobre las limitantes en almacenamiento y expansión de la energía solar en la generación eléctrica del país.
Geotermia
·  Actualizar y desarrollar regulaciones técnicas y normas de seguridad, equilibrio ecológico y protección ambiental, para el desarrollo de proyectos geotérmicos.
·  Continuar con el seguimiento, actualización, sistematización y mapeo de las reservas de recursos geotérmicos nacionales.
·  Introducir y fomentar el aprovechamiento integral del calor utilizando condiciones para las distintas presiones de descarga de las plantas en operación hasta las aplicaciones de usos directos.

 Hidroenergía y energía oceánica
·  Analizar el marco normativo nacional en materia de electricidad, agua, medio ambiente y sociedad, a efecto de identificar las oportunidades de mejoras regulatorias que añadan rentabilidad y certeza al desarrollo de proyectos hidroeléctricos de pequeña escala.
·  Identificar alternativas nacionales e internacionales para el financiamiento de proyectos hidroeléctricos de pequeña escala.
·  Complementar las estimaciones actuales del potencial de desarrollo de proyectos hidroeléctricos.
·  Activar fondos para acelerar el desarrollo de capacidades en tecnologías de generación con pequeñas centrales eléctricas y de tecnologías alternativas asociadas a la generación hidroeléctrica.
·  Crear nuevas regulaciones técnicas y enriquecer las existentes, así como normas de seguridad, equilibrio ecológico y protección ambiental, para el desarrollo de proyectos oceánicos.
·  Evaluar la necesidad de establecer en el marco legal, los lineamientos en materia de instalación y operación de sistemas de baja capacidad para el aprovechamiento de la energía oceánica.
·  Promover programas especializados de desarrollo de capital humano en materia de la energía oceánica en universidades y centros académicos.
·  Implementar proyectos piloto demostrativos que promuevan el uso de la energía oceánica en diversos sitios costeros del territorio nacional.

Captura y almacenamiento de carbono
·  Integrar redes industria-academia que permitan el intercambio de conocimiento e información para el desarrollo de proyectos focalizados en zonas industriales.

Desarrollo e impacto social
·  En cuanto a los mecanismos para verificar la correcta implementación de los planes de gestión social de los proyectos del sector energético, la Secretaría establecerá en las DACS, de manera precisa y puntual los plazos y términos que deberán cumplir los Promoventes en aquellos casos en que esta Dirección General hubiese emitido recomendaciones.

Redes inteligentes y Generación Distribuida
·  Proponer el Mapa de Ruta de las actividades y proyectos Generación Distribuida, Demanda Controlable, Electromovilidad y Microrredes Eléctricas para una eficiente y eficaz integración al Sistema Eléctrico, a fin de fortalecer la seguridad y Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.
·  Fomentar los desarrollos mediante pruebas piloto de los proyectos Generación Distribuida Colectiva.
·  Contar con reglamentación alineadas con las políticas públicas que fortalezcan el desarrollo de los proyectos Generación Distribuida Colectiva.
·  Organizar foros de discusión sobre problemas operativos en el Sistema Eléctrico Nacional que ameriten desarrollos basados en Microrredes Eléctricas con Generación Distribuida.

Almacenamiento de energía
·  Identificar los nichos de mercado del Almacenamiento de Energía en todos los segmentos de la industria eléctrica, a nivel generación, transmisión, distribución y usuarios finales.
·  Promover la creación de la industria nacional de electrolitos (por ejemplo, membranas de intercambio iónico), componente clave para los sistemas de almacenamiento de energía electroquímicos.
·  Implementar plantas piloto/demostrativas de almacenamiento de energía en diferentes centrales de generación (convencional o renovable), así como en otros sitios con oportunidades de mejora en el SEN, para evaluar su desempeño y factibilidad en un entorno real.
·  Contar con regulaciones y políticas públicas que favorezcan la integración de los servicios de almacenamiento de energía que hayan demostrado ofrecer beneficios al SEN.

La visión del sector

Aunque se valoran los esfuerzos por seguir plantando medidas en favor de las energías limpias, especialistas consultados por Energía Estratégica, consideran que estas propuestas aun no son suficientes si se quieren cumplir con las metas de descarbonización asumidas internacionalmente.

En efecto, consideran que es fundamental retomar las subastas de largo plazo para que puedan ingresar al país nuevos proyectos renovables de gran escala, lo cual ayudaría mucho a hacerle frente a las gran demanda energética que experimenta México.

Esa medida, debe estar acompañada de inversiones en las redes de transmisión y distribución eléctrica ya que argumentan que «de nada sirve lograr mayor generación si el sistema no es capaz de transportarla a los centros de consumo».

Por otro lado, Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (H2 México) y fiel propulsor del hidrogeno verde también brinda su visión acerca de esta nueva actualización en conversaciones con Energía Estratégica: «Me parece positivo que la SENER haga una actualización y se involucre en cuestiones vinculantes a la transición energética. También me parece importante que se tenga en consideración al hidrogeno en la matriz».

En tanto a las proyecciones estimadas, Hurtado alerta: «Prácticamente los porcentajes son los mismos que se habían mencionado antes: la proporción 30% hidrogeno, 70% metano para un total del 4.08% en la adición de nueva capacidad para el año 2037. Aunque estamos a 13 años de eso, considero que es una cantidad muy importante de hidrogeno dado que actualmente alrededor del 60% de electricidad que se genera en México es con gas natural».

En este sentido, insiste en que la  combinación que se quiere hacer de ese total de gas natural es una cantidad muy importante de hidrogeno. Según su visión aun hay tiempo para cumplir las metas y poder producir de escala industrial el hidrogeno que se va a utilizar en esas centrales de esos ciclos combinados.

No obstante, Hurtado argumenta: «Hubiera sido bueno que se mencionará como va a sustituir PEMEX el hidrogeno gris que utiliza en sus refinerías por el hidrogeno verde. Esta sustitución fue mencionada el año pasado por PEMEX en su business plan, sin embargo, no han mencionado nada en especifico de como lo harán ni cuando. De todas formas, celebro que se le de más tratamiento al hidrogeno verde».

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En el corazón de la revolución energética en Sudamérica, GoSolar S.A está marcando la pauta en la transición hacia un futuro más verde.

Con el foco puesto en la energía solar y soluciones de almacenamiento avanzadas, esta empresa ecuatoriana tiene un objetivo claro para este año: expandir su huella en el mercado regional, enfocándose en la consultoría y gestión de proyectos EPC (Engineering, Procurement, and Construction) de mediano tamaño.

De esta forma, la compañía ha sabido posicionarse estratégicamente, poniendo un énfasis notable en el sector comercial, donde la demanda de soluciones energéticas confiables y eficientes está en constante crecimiento.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO y fundador de GoSolar S.A, Remigio Peñarreta destaca la importancia de la adaptabilidad y la innovación en el sector. 

«Nuestra empresa fue pionera en promover e instalar aplicaciones de almacenamiento con baterías de Litio de más de 10KWh en el mercado ecuatoriano. Nos centramos en la energía fotovoltaica, abordando con especial atención las aplicaciones comerciales, industriales y residenciales”, afirma Peñarreta

Y agrega: “Estamos comprometidos no sólo con satisfacer la demanda actual, sino con anticiparnos a las necesidades futuras de nuestros clientes, ofreciendo soluciones que garanticen resiliencia energética y una mejora significativa en la calidad de la energía en negocios y residencias», afirma Peñarreta.

En línea con su visión de futuro, la empresa también ofrece consultoría especializada en la instalación de proyectos de generación distribuida y se enfoca particularmente en proyectos que combinan aplicaciones de almacenamiento o la integración de tecnologías fotovoltaicas con almacenamiento. 

Esta visión holística no solo responde a las necesidades actuales del mercado, sino que también posiciona a GoSolar como líder en un sector donde la crisis eléctrica ha incrementado la demanda de sistemas híbridos y soluciones de autoconsumo.

Fuerte compromiso con la profesionalización

Peñarreta subraya la crucial importancia de la profesionalización en el sector, especialmente en lo que respecta a la ingeniería y montaje de plantas fotovoltaicas.

 «La profesionalización asegura que los proyectos no solo se ejecuten con los más altos estándares, sino que también permiten a los clientes recuperar su inversión en los plazos esperados. Esto convierte a nuestros clientes en promotores activos de las energías renovables», explica el CEO.

En este sentido, GoSolar no solo se dedica a ofrecer soluciones energéticas de vanguardia, sino que también se esfuerza por garantizar que la calidad y el rendimiento de sus proyectos estén a la altura de las expectativas de sus clientes.

El experto reconoce que, aunque la instalación de paneles solares puede no presentar grandes complicaciones, el verdadero desafío radica en ofrecer soluciones reales y garantizar efectivamente el desempeño y la calidad de los proyectos, especialmente cuando se trata de sistemas de almacenamiento de energía, un campo que requiere una competencia técnica y experiencia especializadas.

Con una visión clara y una estrategia enfocada, GoSolar S.A. está no solo respondiendo a las necesidades energéticas de hoy, sino que también está allanando el camino hacia un futuro más sostenible y resiliente para Ecuador y la región.

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Las empresas TEG Chile y ENAP firmaron en Cerro Sombrero, Tierra del Fuego, un acuerdo de entendimiento para el desarrollo del proyecto “Gente Grande”, destinado a la producción de hidrógeno y amoníaco verde en las comunas de Primavera y Porvenir, en Tierra del Fuego.

En este contexto, el gerente de ENAP Magallanes, Rodrigo Bustamante, destacó el fomento de la empresa a los proyectos de nuevas energías en la región. “Uno de los ámbitos relevantes en el que estamos avanzando es en alianzas con empresas desarrolladoras de proyectos de hidrógeno verde, como es el caso de TEG Chile. De prosperar este acuerdo, nos permitirá concretar proyectos en un territorio muy importante para ENAP, como es Tierra del Fuego”, recalcó

Por su parte, el gerente general de TEG Chile, José Margozzini, aseguró que “estamos muy contentos. Nos encontramos en Cerro Sombrero, comuna de Primavera, donde gestamos nuestro proyecto que nace desde el territorio. Este acuerdo con ENAP nos abre las puertas para ver cómo desarrollamos actividades conjuntas que sean beneficiosas tanto para el proyecto como para la comunidad que nos acoge».

El acuerdo tiene una vigencia de un año, prorrogable si ambas partes así lo deciden. En este tiempo, conformarán un comité de trabajo para evaluar cómo la infraestructura y servicios de ENAP podrían respaldar el proyecto de hidrógeno verde de TEG Chile.

Aunque el pacto no genera obligaciones vinculantes para formalizar una relación comercial, representa la intención y compromiso de ambas empresas por colaborar y encontrar sinergias en este desarrollo.

Las compañías también se comprometen a actuar de buena fe, cooperar en los estudios y análisis necesarios, además de guardar confidencialidad sobre la información estratégica que se comparta.

De prosperar la evaluación del comité, TEG Chile y ENAP podrían luego desarrollar un acuerdo que involucre aspectos jurídicos y comerciales, para posteriormente implementar el proyecto.

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Cada versión del informe incluye un análisis exhaustivo y una valoración comparativa de los fabricantes, evaluando su fortaleza en aspectos como la cadena de valor, la producción, el perfil global de envío de módulos, el capex y el gasto en I+D. También se tienen en cuenta factores financieros, como el flujo de caja, la deuda, la valoración, la rentabilidad y el volumen de negocio.

La decimosexta calificación AAA consecutiva de LONGi es un testimonio de la amplia confianza depositada en la solidez general de la empresa por los mercados financieros nacionales e internacionales, las instituciones de terceros y la industria fotovoltaica en general.

Como empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi se centra a largo plazo en el valor para el cliente y se dedica a la innovación tecnológica. Actualmente posee dos récords de eficiencia de celdas: 33.9% de eficiencia en las celdas solares en tándem de perovskita/silicio, y 27.09% de eficiencia en las celdas solares de silicio cristalino de contacto posterior de heterounión (HBC).

La empresa también actualizó la marca de sus productos para el mercado de generación distribuida Hi-MO X6 para resaltar su compromiso con la mejora de la experiencia del usuario en todo el mundo.

Basado en la tecnología de celda HPBC de alta eficiencia y con un diseño sin busbars en la parte frontal, Hi-MO X6 maximiza el aprovechamiento de la luz incidente, reduce las pérdidas ópticas, mejora la eficiencia de conversión y, en consecuencia, optimiza el LCOE.

La versión estándar de la celda HPBC ha logrado un avance en la eficiencia del 25.5%, mientras que la eficiencia de la celda HPBC+ supera el 25.8%.

Equipado con esta tecnología de vanguardia, Hi-MO X6 muestra una mejora del 6%-10% en el rendimiento de generación de energía en comparación con los módulos tradicionales. Con una eficiencia máxima del módulo del 23.3%, el producto establece un nuevo valor de referencia para el mercado global de generación distribuida.

De cara al futuro, LONGi mantiene su compromiso de seguir innovando para ofrecer soluciones avanzadas y confiables que satisfagan la creciente demanda de energía en todo el mundo.

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Carlos Aurelio Hernández González fue designado Presidente de la Comisión Nacional de Energía de la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX), un sindicato independiente que representa a más de 36,000 empresas en todo el país y a más de 4.8 millones de empleos formales.

Antes se desempeñaba como Vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX y siempre tuvo un rol activo en la organización. Tras su nombramiento, reemplaza al anterior presidente el ingeniero Leonardo Robles.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Aurelio Hernández González, describe los  principales objetivos que desea cumplir durante su gestión.

“Queremos contribuir a que el sector energético tenga un modelo de desarrollo inclusivo con las pequeñas y medianas empresas. Buscamos construir un sector energético centrado en las personas y generar desarrollo económico a través de una democratización de la energía”, destaca.

Para lograr esto una de las líneas de acción que tomó COPARMEX el año pasado fue el foro virtual “Luz limpia para todos los mexicanos”, en el que de la mano de expertos se analizaron cuáles son las mejores alternativas para el país en la materia y en términos ambientales.

A través de estas acciones, la institución recopiló datos técnicos y está lista para sentarse con las autoridades políticas para debatir propuestas y brindar recomendaciones con el objetivo de fortalecer el sistema eléctrico de México.

Cabe destacar que el actual mandato de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) está llegando a su fin ya que el próximo 2 de junio se llevarán adelante las elecciones presidenciales en México

En este contexto, Hernández González busca aprovechar la coyuntura electoral para posicionar las inquietudes del sector con el objetivo de lograr una transición energética eficiente y ordenada. 

“Nos acercaremos a los equipos de energía de los candidatos y les brindaremos nuestra visión. No queremos otros 6 años donde se privilegie la ideología y a compañías del estado sin respetar la libre competencia”, afirma.

Y concluye: “Como empresarios queremos ayudar y que se nos den las condiciones para poder trabajar legítimamente. Por eso queremos entablar los canales de comunicación en los siguientes 6 años con el gobierno para poder aprovechar las oportunidades del «nearshoring”.

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El Poder Ejecutivo de Argentina modificó su proyecto de ley de “Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos” (Ley Ómnibus) tras consensuar con los bloques políticos de la oposición durante y luego de la Plenaria en Diputados. 

Uno de los puntos que la gestión de Javier Milei retocó antes de enviar la versión final de la iniciativa al Congreso, fue el artículo destinado a la transición energética y la creación de derechos de emisión de gases de efectos invernadero (GEI).

Si bien se mantiene la idea de avanzar con tal herramienta para cumplir con el Acuerdo de París y el compromiso asumido en la 28a Conferencia de las Partes (COP 28), la novedad es que se incluyó a las provincias en las mesas técnicas de trabajo (junto al sector privado, académico y civil) para el diseño del modo de asignación de derechos de emisión y la implementación del modo para establecer sus límites anuales. 

Es decir que, en caso de que se apruebe el proyecto de ley, el Poder Ejecutivo Nacional tendrá la facultad de asignar derechos de emisión de GEI a cada sector y subsector de la economía compatibles con el cumplimiento de las metas comprometidas por el país para el 2030 y sucesivas. 

Franco Blatter, ex-subsecretario de Tecnologías para la Sostenibilidad de Santa Fe y actual Integrante de la Fundación Economía Social y la Cooperativa de Trabajo Regeneractivo, conversó con Energía Estratégica y aportó su mirada sobre las oportunidades y desafíos existentes para la concreción del mercado de carbono en Argentina. 

“Los mercados de carbono son una herramienta fundamental para la transición energética porque, como toda herramienta financiera o que apalanca el desarrollo de nuevos proyectos, siempre es bienvenida. Es un instrumento necesario”, aseguró.

“Las experiencias latinoamericanas ya avanzaron, pero Argentina aún se encuentra en un blanco legal. Por lo que es positivo que el proyecto de Ley Ómnibus tome el tema, a la par que da lugar a un gran debate y le abre una nueva herramienta a la transición energética”, agregó. 

Cabe recordar que este tipo de mecanismos tiene su complejidad y, a lo largo del mundo, existen dos claros tipos de mercados de carbono: los voluntarios en los que agentes privados, civiles y cualquier entidad acuerda participar; o aquellos en los que existe una obligatoriedad o son regulados. 

“El primero de ellos tiene una carga similar a una estrategia que pudiera tener una empresa hacia la carbono neutralidad. Mientras que el segundo es clave y por el que se hace fuerza, principalmente por el Acuerdo de París y los acuerdos climáticos, de tal forma que ya existe en varios países de la región, como por ejemplo Brasil, Colombia o México”, aclaró Blatter. 

De todos modos, el ex-subsecretario de Tecnologías para la Sostenibilidad de Santa Fe reconoció que, más allá de considerar positiva esta iniciativa del gobierno nacional, aún existen una serie de falencias y faltantes a resolver. 

“Tiene sólo cuatro artículos sobre el mercado de carbono, por lo que es muy difícil regular algo complejo de esa forma. Por eso, a este proceso le faltará acercar más iniciativas, engrosar el PdL y que debería concluir en una ley propia sobre mercados de carbono”. subrayó.

Asimismo, apuntó a la falta del establecimiento de algún mecanismo de certificación local, hecho que podría limitar la cantidad de actores de distintos subsectores de la economía que participen en este proceso ya que podrían quedar relegadas al tener la dificultad de abonar una certificación internacional. 

“Otro elemento faltante es el rol del sistema financiero tradicional, si deberán generar líneas de crédito, establecer instrumentos específicos o participar en proyectos”, señaló. 

“Tampoco hay mención sobre la educación financiera climática, sumado a que la norma debería especificar cómo se acompañará y ventajas para aquellas entidades que quizás no desean participar del mercado de derechos de emisión de GEI pero sí producir productos bajos en carbono”, concluyó. 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile presentó su propuesta de Plan de Expansión de la Transmisión 2024 para la Comisión Nacional de Energía (CNE), el cual incluye 91 obras nacionales y zonales con un valor de inversión referencial total de MMUSD 1028.

“Hemos procurado atender las necesidades múltiples de la industria, mediante un trabajo conjunto con las asociaciones gremiales, sin distinción, en búsqueda de un óptimo global de obras que puedan plasmar tanto las necesidades sectoriales, como de desarrollo de largo plazo para el Sistema Eléctrico Nacional”, señaló Erick Zbinden Araya, gerente de Planificación y Desarrollo de la Red del CEN, a través de sus redes sociales. 

El documento estima un aumento de la demanda eléctrica promedio anual entre 2,5% y 2,9% hasta el año 2043, aunque a partir del impacto de la electromovilidad, la electrificación de la calefacción y la evaluación de un escenario de hidrógeno verde, ese valor podría subir hasta un 4,7% anual, llegando a superar en un 163% la demanda al final del período de análisis. 

Por lo que con tal de promover la oferta y facilitar la competencia, evitar congestiones futuras, utilizar la infraestructura existente de manera óptima y asegurar el abastecimiento de la demanda, el Coordinador planteó 13 obras nacionales y 78 zonales que Energía Estratégica desglosa a continuación.

La propuesta del Plan de Expansión de la Transmisión Nacional 2024 abarca 9 obras nuevas y otras 4 de ampliación del sistema de transporte eléctrico, con plazos de construcción que varían entre 24, 30, 36 y 60 meses. 

Tales proyectos sumarían 5100 MVA de capacidad de transporte y 232,9 kilómetros de longitud, a un valor de inversión referencial cercano a los MMUSD 501,2; siendo la obra que integra una nueva nueva S/E seccionadora El Noviciado 500/220 kV y nueva línea 2×220 kV El Noviciado – Lo Campino la que más costaría de llevar adelante, gracias a los MMUSD 116 de VI. 

Mientras que la ampliación en S/E Nueva Pichirropulli y nuevo Patio 500 KV es el proyecto que más capacidad de transformación añadiría al sistema nacional (1500 MVA), seguido por la expansión de en la S/E Kimal (NTR ATAT) y en la S/E Parinas (NTR ATAT), ambas con 1500 MVA cada una. 

Por el lado de aquellas infraestructuras destinadas al sistema zonal, el Coordinador Eléctrico Nacional propuso 13 nuevas obras y 55 de ampliación con plazos de construcción entre 18, 24, 30 y 42 meses con un valor de inversión referencial de aproximadamente MMUSD 503,2.

Los principales motivos de esos emprendimientos son brindar mayor calidad de servicio y asegurar el abastecimiento de la demanda, y en su conjunto aportarán alrededor de 4606 MVA de nueva capacidad de transformación. 

Aunque es preciso mencionar que sólo 9 proyectos de esta índole añadirán más de 100 MVA, la mayoría de ellos por propio incremento de la capacidad existente en la actualidad. 

Aumento capacidad LT 1×110 kV Mejillones – Tap Off Desalant (150 MVA)
Aum. cap. LT 1×220 kV O’Higgins – Nueva La Negra (500 MVA)
Aum. cap. LT 1×110 kV Tierra Amarilla – Plantas (150 MVA)
Aum. cap. LT 1×110 kV Copayapu – Copiapó (150 MVA)
Aum. cap. LT 1×110 kV Copiapó – Hernán Fuentes (150 MVA)
Ampliación LT 2x110kV Tap Altamirano – Altamirano (350 MVA)
Expansión LT 2x110kV Tap La Reina – Bajo Cordillera (350 MVA)
Nueva S/E Chequén 154/66 kV (150 MVA)
Ampliación LT 1×154 kV Maule – Chequén (200 MVA)

“Es importante mencionar que este Coordinador mantiene vigente su recomendación de obras para el sistema de transmisión presentadas en el proceso de expansión de la transmisión 2023, ya que, a la fecha de publicación de la presente propuesta, no ha sido publicado el correspondiente Informe Técnico Preliminar 2023”, aclara el archivo. 

Acceda a continuación al informe con el Plan de Expansión de la Transmisión 2024 de Chile.

Informe-PET2024-1 – Chile 2024

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México se encuentra en un punto de inflexión crítico debido a la escalada en la demanda de energía, agravada por la creciente ola de apagones, particularmente en los meses de verano. 

Esta situación pone en evidencia la necesidad de una acción inmediata y coordinada para garantizar la estabilidad del suministro eléctrico en México, un desafío que requiere la atención y compromiso tanto del gobierno como de los sectores involucrados en la generación y distribución de energía.

Bajo esta premisa, Victor Ramírez, doctor en ciencias por la UNAM y experto en derecho ambiental, impacto ambiental y cambio climático, advierte a Energía Estratégica que está situación podría prolongarse en el tiempo si no se toman las medidas correctas.

«Vienen por lo menos 4 años bastante complicados eléctricamente en México. Vamos a tener un periodo de apagones constantes o interrupciones en el servicio eléctrico, sobre todo, en verano», declara.

La raíz del problema, según el especialista, yace en la detención del crecimiento de la generación de energía, así como la ausencia de inversiones significativas en transmisión y distribución.

Para contrarrestar esta tendencia negativa, Ramírez señala que el gobierno debería actuar inmediatamente con medidas en favor de renovables como el otorgamiento de los permisos necesarios para inyectar más energía al sistema.

«Si se corrige el rumbo, recién en 2028 empezaremos a ver una mejora en las condiciones», asegura. No obstante, sin la intervención adecuada, los apagones podrían prolongarse aún más”, alerta.

Entre las medidas sugeridas para evitar futuros apagones, el experto destacó la importancia de invertir en el reforzamiento de redes y enlaces, particularmente en áreas críticas como la península de Yucatán, Tamaulipas, y las conexiones del norte hacia la región central y occidental del país.

Ramirez también insiste en retomar la generación de subastas regionalizadas que fomenten la inversión en aquellas regiones que más lo necesitan, para satisfacer la creciente demanda de energía.

Modificaciones en la regulación de generación distribuida

Teniendo en cuenta estas cancelaciones de permisos para proyectos a gran escala en años recientes, el incremento de la energía solar en México se ha dado mayoritariamente de la mano de la generación distribuida.

En este segmento, Ramírez argumenta la necesidad de un cambio legislativo que eleve el límite de capacidad instalada a 1 MW para la generación distribuida. No obstante, enfatizó en la importancia de diferenciar la generación distribuida y generación exenta para evitar la creación de monopolios en los circuitos de distribución. 

“No se trata solamente de subir a 1 MW el umbral, sino también de cómo vas a diferenciar ese umbral», aclara el especialista.

A su vez, explica que se ha buscado subir el límite por la falta de permisos de generación: “Si tuviéramos un ente funcional que otorgue autorizaciones de forma ágil, muchísimos usuarios de energía eléctrica grandes estarían solicitando permisos de abasto aislado interconectado en lugar de este cambio de ley”.

Por otro lado, el especialista llama la atención sobre la necesidad de una regulación más estricta y capacitación adecuada para quienes soliciten una interconexión, asegurando que estas medidas mejorarán la seguridad de la red eléctrica nacional. 

Sin embargo, Ramírez expresa su escepticismo sobre la implementación de estas medidas en la actual gestión gubernamental. De lo contrario, proyecta que los cambios necesarios se verán reflejados en el próximo gobierno ya que las elecciones presidenciales están previstas para el 2 de junio y no hay tiempo suficiente.

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) aún tiene pendiente la publicación del nuevo reglamento de generación distribuida. La expectativa de la industria es que entre febrero y marzo de este año 2025 se comuniquen novedades.

En el nuevo reglamento se podrían definir las medidas que permitan acelerar los procesos de incorporación de proyectos de generación distribuida. Por ello, la participación de distintos actores se torna fundamental para contribuir a destrabar las barreras del mercado.

Uno de los puntos que la Asociación Para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) está poniendo sobre la mesa de debate es la necesidad de automatización en la facturación de medición neta.

Actualmente, hay entre 14000 a 14300 clientes en generación distribuida en las tres principales empresas de distribución y, de acuerdo con ASOFER, el cálculo de la energía que estos inyectan la red, o sea el cálculo de la medición neta, se hace totalmente manual.

“Nosotros estamos abogando para que se elimine cualquier tipo de traba que tengamos, como el famoso 15%, trámites extensos e incluso que se haga de manera automatizada la facturación de la medición neta, que no sea a través de una planilla Excel sino que haya un sistema que permita optimizar el cálculo y reducir los errores”, explicó Marvin Fernández, presidente de ASOFER.

Otro de los puntos que desde la Asociación están también advierten como necesario trabajar en el nuevo reglamento es que las distribuidoras tengan penalidades cuando después de transcurrido cierto tiempo no instalen los medidores bidireccionales como corresponde.

“Las distribuidoras están obligadas a poner un medidor cada punto de retiro y si no lo hacen entonces en un tiempo prudente pues entonces que tengan una penalidad por el hecho de que el cliente no puede poner a funcionar su sistema fotovoltaico por causa de la distribuidora”, explicó Marvin Fernández.

Durante una entrevista con Energía Estratégica, mencionó que existe un déficit de medidores que ronda los 600.000 a 700.000 y que es un tema “preocupante” que repercute además en el incremento de las pérdidas de empresas distribuidoras.

“Tienes un grupo de clientes a los cuales tienes conectado bajo un esquema de conexión directa autorizada al sistema y que consumen energía sin ningún tipo de medida, simplemente pagan un cargo fijo. Entonces como no hay esa conciencia del uso de la energía en la población de una manera eficiente entonces las empresas distribuidoras no logran recuperar toda la energía que sirven”, señaló sobre los medidores convencionales.

En cuanto a los medidores bidireccionales, alertó que entonces lo que esto hace es que ante una escasez de medidores los proyectos se retrasan y el cliente se expone a estar cubriendo dos costos en paralelo: el préstamo al que incurren para montar los paneles solares y también la factura de la energía a la empresa distribuidora.

“Buscamos la independencia energética. Debemos avanzar hacia allá, hacia lo que busca República Dominicana como país y lo que establecen sus políticas públicas. Vamos muy bien pero todavía falta mucho todavía por hacer porque el crecimiento de la demanda absorbe en gran medida las renovables”, consideró el presidente de ASOFER.

Al respecto, ASOFER verificó los niveles de penetración renovables a nivel de de utility scale y el informe preliminar de diciembre indica que el 11.93% de la energía del país se produjo con fuentes renovables no convencionales, a partir de sol, viento y biomasa, excluyendo la hidráulica que produjo un 8.33%.

Con lo cual, Marvin Fernández subrayó que aun el 80% de la energía del país se está supliendo con energía fósil importada (carbón 33%, gas natural alrededor del 40%, y fuel oil número 6 y número 2 cerca del 7%). Por lo que, un avance hacia la independencia energética se podría acelerar apostando a incorporar más y más energía renovables.

“Desde ASOFER estamos a favor de que los incentivos se mantengan, de hecho se deben mantener si consideramos dónde estamos ahora y hacia a donde queremos ir”, indicó el referente de ASOFER.

Hace unas semanas, el presidente de la República Dominicana, Luis Abinader, emitió el Decreto 03-24. Esta iniciativa del ejecutivo, publicada el 8 de enero de 2024, declara de alto interés nacional la promoción y desarrollo de proyectos eléctricos en el territorio dominicano, con el objetivo de satisfacer la creciente demanda de electricidad y garantizar la estabilidad del servicio a nivel nacional.

El decreto refuerza el compromiso del gobierno con el fomento a las centrales de generación renovable, consolidando un plan que ya se estaba implementando desde el año anterior con la complementariedad de las resoluciones Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023 de la Comisión Nacional de Energía (CNE) para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS.

“Con esas resoluciones y decreto, se ve la importancia de que se mantengan los incentivos a las energías renovables porque el país la está necesitando”, concluyó Marvin Fernández, presidente de la Asociación Para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER).

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El potencial renovable que existe en Colombia es indiscutible y muchas compañías están invirtiendo por montar proyectos limpios en la región.

Bajo esta premisa, Duvan Palomino, responsable del departamento de Promoción y Desarrollo para Colombia de Aldesa, ha revelado planes ambiciosos de la empresa en el sector de energía solar en Colombia, en diálogo con Energía Estratégica.

Aldesa, conocida por su liderazgo en la construcción de proyectos renovables, se enfoca ahora en un objetivo significativo: inyectar 140 megavatios (MW) de energía solar en el país para el año 2027.

Desarrollo de proyectos desde cero

Según Palomino, Aldesa se encuentra en una fase crucial de desarrollo y promoción, iniciando proyectos desde su génesis. 

“La empresa ha puesto su mirada en dos parques solares, Laureles 1 y 2, cada uno con una capacidad de 70 MW, ubicados en la zona de Cuestecitas, La Guajira. Estos proyectos representan un paso importante en la expansión de la energía solar en Colombia, una región con un potencial solar considerable”, destacó.

Avances y desafíos

Palomino destaca que ya se han logrado avances significativos, incluyendo la radicación de solicitudes de interconexión y la espera de adjudicación para el próximo año. 

Además, se han asegurado los terrenos necesarios y se han firmado acuerdos con propietarios, así como la preparación de los terrenos para las líneas de transmisión. Estos avances son cruciales para el progreso de los proyectos, que se espera entren en operación en diciembre de 2026.

Sin embargo, existen desafíos, principalmente relacionados con la unidad de planeación de la red energética y los tiempos de licenciamientos ambientales y consultas previas. Palomino señala la necesidad de estandarizar procesos para evitar demoras administrativas, un reflejo de instituciones que aún no están completamente preparadas para el auge renovable.

Expansión geográfica 

Los planes de Aldesa de inyectar 140 MW de energía solar en Colombia para 2027 son un claro indicativo del crecimiento y la importancia del sector de energías renovables en la región. 

Más allá de La Guajira, Aldesa también muestra interés en otras zonas de Colombia como Los Llanos y Santander, reconocidas por su rica radiación solar. Esta expansión geográfica demuestra el compromiso de Aldesa con la diversificación y aprovechamiento del potencial solar en diferentes regiones del país.

No obstante, la compañía no limita sus ambiciones a Colombia. Con presencia en México, Perú, Uruguay y planes de ingresar en Brasil y Chile, la empresa busca aprovechar los recursos únicos que cada país ofrece. 

El ingreso al mercado brasileño, previsto para el próximo año, marca otro hito en su estrategia de expansión global.

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Uruguay se encuentra en su segunda transición energética y la generación del hidrógeno verde (H2V) constituye un aspecto clave en el proceso de descarbonización nacional. 

María José González, coordinadora del Programa Hidrógeno Verde en el Ministerio de Industria, Energía y Minería, analizó los principales desafíos del energético en una entrevista y aseguró que “es necesario un marco legal que de certezas a lo que son posibles inversiones”.

“La estabilidad del país es muy buena y la tenemos que aprovechar. Pero también tenemos que setear el marco regulatorio y crear condiciones promocionales para atraer inversiones, porque hoy la producción de hidrógeno verde no es competitiva, lo va a ser en el futuro y tenemos que estar ya en la carrera”, agregó.

Cabe recordar que a finales del año pasado se firmó una actualización de la Hoja de Ruta del Hidrógeno Verde, en la que se proyecta que hacia el 2040 la producción del H2V podría llegar a un millón de toneladas por año, lo que requerirá 18 GW de capacidad renovable y 9 GW de electrolizadores.

De la misma entrevista participó Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER), quien afirmó: “Uruguay cuenta con una hoja de ruta muy ambiciosa y tiene condiciones para generar nueva energía eléctrica a partir de sus recursos renovables. El mercado nacional atrae interés por la combinación de energía solar y eólica que hay, lo que genera que el modelo de fabricación de H2V sea viable y económico”.

“Se necesitan inversiones para las fábricas, nuevos parques, y socios estratégicos a nivel mundial, off takers que requieran comprar este recurso”, agregó.

El hidrógeno se está expandiendo en todo el mundo, y bajo esa línea María José González comentó: “Se quiere generar un mercado global de H2V ya que hay zonas como Europa en donde no se produce y demandan este recurso. Ahí es donde Uruguay puede formar parte, produciendo y exportando”.

En lo que respecta al mercado uruguayo se espera que este sector siga creciendo durante el corriente año y que se confirmen las inversiones de cuatro nuevos proyectos que suman 2,5 GW de potencia. 

“El desafío es cómo hacer una zona más proclive para el desarrollo del hidrógeno verde, es necesario un marco regulatorio, generar capacidades y contar con profesionales y operarios que tengan conocimientos para acompañar este proceso”, concluyó  la representante del Ministerio de Industria, Energía y Minería.

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A pesar de la convulsión política y los problemas macroeconómicos que atraviesa Ecuador, multinacionales alertan por el elevado número de peticiones para desarrollar proyectos hidroeléctricos en el país. 

En conversaciones con Energía Estratégica, voceros de una empresa líder en el sector, conocida por su extenso catálogo de productos y servicios, desde la provisión electromecánica hasta la construcción de centrales de diferentes tamaños, advierten por la cantidad de consultas de cotizaciones de nuevas centrales hidroeléctricas que están recibiendo.

“Hace un año y medio hubo una subasta energética en la que unos proyectos fueron los ganadores. Pero además de esos, hay otros de diversos tamaños con inversores muy interesados en llevarlos adelante”, destacaron.

Y agregaron: “Parece que todo el mundo está apostando por la hidroelectricidad. Nos sorprende recibir peticiones de tantos proyectos y tan diferentes entre sí. Hay ofertas de centrales de electricidad a una población de 500 habitantes o de 300 mil habitantes”.

A pesar de que estos números sean una buena noticia, la empresa se mantiene cautelosa ya que desconoce si la situación del país es tan «cómoda y confortable» para la inversión extranjera como para que todos estos proyectos en medio de esta situación compleja se lleven a cabo.

“Ni siquiera en Colombia se ha llegado a tantas peticiones. No sabemos si el gobierno se ha propuesto dar luz verde a estos desarrollos o si simplemente quedarán frenados”, argumentaron.

En tanto a los propietarios de estos proyectos consultados, muchas son eléctricas locales y extranjeras, empresas de Obra Civil o Constructoras y consultorías.

¿Por qué invertir en hidroeléctricas en Ecuador?

Fuentes muy vinculadas al Ministerio de Energía y Minas, consultadas por Energía Estratégica, describieron posibles motivos que explican este fuerte interés por las hidroeléctricas.

“Si bien Ecuador tiene condiciones económicas complicadas la idea es continuar con los proyectos para que el sector pueda seguir creciendo. Al carecer de generación Ecuador tiene problemas en la oferta de generación por lo que es muy probable que las empresas lo vean como una oportunidad de negocio para poder ingresar al sector renovables”, señalaron. 

“En Ecuador existe una definición en la ley que otorga a las renovables no convencionales en hidroeléctricas hasta 100 MW de potencia. Entonces es muy probable que estas centrales de hasta 100 MW sean muy atractivas para las empresas”, agregaron.

Además, el país cuenta con un déficit de 465 MW y como medida emergente el Ministerio de Energía y Minas realiza racionamientos de energía. Para muchos especialistas, este déficit de generación de energía se debe a la falta de inversión en todo tipo de proyectos. Por ello, esta necesidad de energía de base, puede ser entendida como una ventana de oportunidad para muchos inversores que buscan desarrollar centrales hidroeléctricas que permitan estabilidad en el sistema.

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«SICEnrgy no solo interpreta la constitución y las regulaciones emergentes, sino que también asiste a empresas en peritajes económicos, ayudándoles a navegar en un campo regulatorio complejo», destacó Susana Ivana Cazorla Espinosa, directora y socia fundadora de SICEnrgy, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. Su objetivo es fomentar un desarrollo energético competitivo, abierto y eficiente.

La compañía que comenzó en 2020 como una consultora especializada en regulación y competencia económica del sector energético, ha demostrado ser un jugador clave en la interpretación de la regulación eléctrica y los cambios legislativos recientes.

Plan de transición energética

Según la experta, la empresa se destaca por su enfoque innovador en la transición energética. «Nuestro proyecto, que esperamos repunte en 2024, se basa en un modelo utilizado por países como Canadá, Colombia, Panamá y Perú. Este enfoque integral reconoce la contribución de todos los sectores en la generación de emisiones de CO2 y establece responsabilidades específicas para reducir estas emisiones», explicó Cazorla Espinosa.

Este modelo proactivo se alinea con las necesidades urgentes impuestas por la crisis climática, ofreciendo distintos escenarios políticos y metas específicas de reducción de emisiones. «Es crucial establecer una ruta clara y responsables definidos para alcanzar estos objetivos», enfatizó.

A nivel corporativo, los objetivos de SICEnrgy son claros: continuar creciendo y expandiendo su cartera de clientes, que incluye tanto empresas nacionales como internacionales de diversos tamaños.

 «Nuestro compromiso es ofrecer servicios eficientes, legales y transparentes, contribuyendo significativamente a la apertura del sector energético. Este año, SICEnrgy ha demostrado su capacidad para adaptarse y prosperar, evidenciando un futuro prometedor no solo para la empresa sino también para el sector energético en su conjunto”, destacó Cazorla Espinosa.

Y añadió:“Con su enfoque en la transición energética y un fuerte compromiso con la legalidad y la eficiencia, SICEnrgy se perfila como un líder en la promoción de un futuro energético sostenible y responsable”.

Otorgamiento de permisos en México 

En tanto los permisos por parte de la CRE que se han visto estancados sobre todo en proyectos a nivel utility scale, Cazorla Espinosa mencionó que, aunque se han retomado unos pocos, todavía existen desafíos significativos. 

“La confiabilidad y transparencia de los reguladores son esenciales, y todavía se observan interpretaciones discrecionales que afectan la confianza en el sistema”, insistió.

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