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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Medidas fundamentales para diversificar la matriz energética

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

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

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

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

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil abrió la consulta pública para la segunda Subasta de Transmisión del corriente año, programada para el viernes 27 de septiembre. 

Las sugerencias por parte del sector podrán ser enviadas a partir del 23 de febrero hasta el 8 de abril a través del correo electrónico cp004_2024@aneel.gov.br en pos de mejorar el proceso para la construcción de obras en los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo, Santa Catarina y Rio Grande do Sul.

La subasta N° 02/2024 tendrá cinco lotes de líneas de transmisión, que sumarán al sistema 848 kilómetros y de 1750 MVA de nueva capacidad de transformación. Por lo que se espera alrededor de R$ 4060 millones de inversiones y la generación de 10800 empleos para las obras y el mantenimiento de  los proyectos. 

La principal particularidad de esta convocatoria es que el lote N° 1 (infraestructura Santa Catarina y Paraná) representa cerca del 75% de las inversiones estimadas y, para fomentar su competitividad el lote se dividió en dos segmentos (1A y 1B), pero se podrá ofertar por la totalidad del mismo o por ambos sublotes por separado. 

Sin embargo, el sublote 1B tiene una relación condicionante con el sublote 1A, por lo tanto, si no se contrata el sublote 1A, no se subastará el segmento 1B.

Zannetti: “El sistema eléctrico de Brasil necesita una expansión continua”

Mientras que la otra particularidad de esta convocatoria es que Lote N° 4 (obras en Espírito Santo y Minas Gerais) cuenta con unas instalaciones al final de la concesión donde el nuevo transmisor será responsable de mantener la prestación del servicio público del transporte eléctrico, incluyendo los refuerzos y mejoras necesarios, además de una nueva instalación de transmisión.

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los lotes a subastar: 

Lote N° 1 

Sublote 1A:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Curitiba Oeste C1, CS, con 258,7 km;
LT 525 kV Abdón Batista – Abdón Batista 2, C1 y C2, CD, con 2 x 4,7 km;
SE 525 kV Curitiba Oeste;
SE 525 kV Abdón Batista 2;
Tramos de LT 525 kV entre el tramo de LT 525 kV Bateias – Ponta Grossa, C1, en SE Curitiba Oeste, con 17 km.

Sublote 1B:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Secreto C1, CS, con 230 km;
LT 525 kV Cascavel Oeste – Segredo C1, con 187,2 km;

Lote N° 2

LT 230 kV Ivoti 2 – São Sebastião do Caí 2, con 19,26 km;
LT 230 kV Caxias – São Sebastião do Caí 2 C1, con 44 km;
SE 230/138 kV São Sebastião do Caí 2 – 2 x 150 MVA;
SE 230/138 kV Ivoti 2 – 3 x 150 MVA;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C1, de 1 km de longitud;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C2, de 1 km de longitud.

Lote N° 3

SE 440/138 kV Estância – (6+1R) x 100 MVA;
Tramos de LT 440 kV entre SE Estância y el tramo de LT 440 kV Bauru – Salto, C1, con 2 x 1,2 km.

Lote N° 4

Instalaciones existentes para la prestación continua de servicios públicos de transmisión:

LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena C1, con 72 km;
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C1, con 13,6 km;
LT 230 kV Conselheiro Pena – Governador Valadares 6 C1, con 71 km;
LT 230 kV Governador Valadares 2 – Governador Valadares 6 C2, con 6 km;
SE 230/138 kV Mascarenhas – 300 MVA;
SE 230 kV Aimores

Nueva instalación:

LT 345 kV Jaguara – Araxá 3 C1, con 58 km.

Lote N° 5

SE 500/138 kV Bar II – (6+1R) x 66,6 MVA y nuevo sector 138 kV

Complementación de procesos

A la par que  Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil puso a consulta pública la licitación de transmisión N° 2/2024, también aprobó la versión final del aviso de la primera subasta del año, a realizarse el 28 de marzo y destinada a la construcción y mantenimiento de 6.464 kilómetros de nuevas líneas y 9.200 MVA de capacidad de transformación

La inversión prevista para ello ya la convierte en la segunda mayor de su tipo en la historia de ANEEL, ya que de los 15 lotes propuestos, seis esperan inversiones de más de R$ 18200 millones, y por tanto se ubica sólo por detrás de la segunda convocatoria del 2023, realizada en diciembre pasado (R$ 19700 millones) y en la que State Grid Brazil Holding S.A, el Consorcio Olympus XVI y Celeo Redes se repartieron las obras.

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Los módulos Vertex de 210 mm de Trina Solar han demostrado su destreza en una prueba de campo al aire libre en el frío extremo de Mohe, la ciudad más septentrional de China. El estudio fue realizado por el Grupo Internacional de Pruebas y Certificación de China (CTC) y China General Certification, a partir de enero de 2023, en condiciones que incluían temperaturas extremadamente bajas y fuertes tormentas de nieve. La prueba mostró que los módulos Vertex N 700W, Vertex N 610W y Vertex 670W funcionaron de forma estable, demostrando una excelente fiabilidad y generación de energía.

Mohe experimenta temperaturas inferiores a -20°C durante seis meses al año, lo que la convierte en un lugar ideal para pruebas de capacidades extremas.

En septiembre comenzó un ensayo al aire libre, de un año de duración, de los módulos Vertex N 700W y Vertex 610W en el parque de pruebas de frío extremo del CTC. Los módulos soportaron varias nevadas sostenidas durante la demostración, con temperaturas de hasta -43°C y 7 cm de nieve acumulada sobre los módulos. Gracias a la fiabilidad y el diseño óptimo de estos, superaron con éxito la prueba de temperaturas extremadamente bajas y resistieron fuertes vientos.

Los módulos Vertex N 700W también mantienen un buen aspecto tras varios meses de funcionamiento. Una imagen EL (electroluminiscencia) de los módulos no mostró ninguna variación, las líneas de la rejilla eran claras y las células no tenían microfisuras. Esto demuestra que los módulos Vertex N 700W funcionan de forma fiable en climas extremadamente fríos, con un alto nivel de seguridad.

Además, los módulos Vertex N 700W muestran una excelente generación de energía en condiciones de baja irradiación. En enero, el mes más frío del año en China, con una temperatura mínima media diaria inferior a -30°C, los módulos generaron unos 276 kWh de energía. Teniendo en cuenta la ganancia por el lado posterior, el coeficiente de rendimiento del sistema fue excepcional, superando el 100%.

Vertex 670W también demostró un alto rendimiento. Trina Solar fue la primera empresa en realizar pruebas al aire libre en la base de validación de exteriores del CGC en Mohe. Los módulos Vertex 670W se han sometido a un año completo de pruebas de campo, soportando dos frías temporadas de invierno, en las que la temperatura descendió hasta -53°C.

Estas rigurosas pruebas garantizan a los clientes de todo el mundo que los productos de alto rendimiento de Trina Solar lideran el mercado. La compañía seguirá innovando para ofrecer a los clientes tecnologías avanzadas y productos y servicios fiables y eficientes.

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El Jefe de Gobierno, Martí Batres Guadarrama, entregó a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) la Planta Fotovoltaica de la Central de Abasto (CEDA), la más grande del mundo instalada en el techo de un mercado público, como parte del Programa Ambiental y de Cambio Climático de la Ciudad de México, con una inversión de 600 millones de pesos, que permitirá generar hasta 25 GWh de energía limpia al año, en beneficio de habitantes y comerciantes de la Alcaldía Iztapalapa.

Resaltó que la conclusión de esta obra forma parte de los 100 compromisos presentados el pasado 31 de enero para los próximos 100 días al frente del Gobierno capitalino.

“Hoy estamos aquí, entregándole a la Comisión Federal de Electricidad, la planta fotovoltaica más grande del mundo, instalada en el techo de un mercado público, lo cual nos da mucho gusto. Con eso cumplimos otro de los puntos, de los 100 puntos que nos comprometimos a cumplir en estos siguientes 100 días a partir del 31 de enero. (…) Con esto se va a poder producir energía eléctrica equivalente a la que requieren 10 mil hogares de la Ciudad de México, esa es la nueva energía eléctrica que vamos a tener”, señaló.

Destacó que esta acción contribuirá a mitigar más de 11 mil 400 toneladas de CO2 anuales, equivalentes a la reforestación y cuidado durante 50 años de cerca de 29 mil 200 árboles de pino. Además, dijo, representará un ahorro de 3.5 millones de pesos al año en el pago de la factura eléctrica de la CEDA y permitirá avanzar hacia la soberanía energética de México.

“Ese es el valor medioambiental que tiene esta planta fotovoltaica. Pero cabe señalar, además, que esto nos ubica también en un tema de gran responsabilidad, dos responsabilidades muy importantes, una, la de la transición energética, a las llamadas energías limpias y dos, algo muy importante, la soberanía energética de México. (…) Esta idea de la Planta Fotovoltaica aquí en los techos de la Central de Abasto surgió de una iniciativa que le planteó la entonces Jefa de Gobierno, la doctora Claudia Sheinbaum, al licenciado Manuel Bartlett, director de la Comisión Federal de Electricidad. Ustedes saben que la doctora Sheinbaum es física, es licenciada en Física, es maestra en Ingeniería y es doctora en Ingeniería Energética y fue secretaria de Medio Ambiente, aquí con el licenciado Andrés Manuel López Obrador cuando fue Jefe de Gobierno. Entonces los temas de medio ambiente y energía siempre han sido motivo de interés y de preocupación para ella y dio pie a iniciar con esta obra”, comentó.

Por su parte, el director de la CFE, Manuel Bartlett Díaz, reiteró el compromiso social de mantener el adecuado funcionamiento de la planta con el propósito de brindar energía limpia y accesible para la ciudadanía.

“Se trata de un símbolo importante, no es una obra más de electricidad, es realmente una muestra de que el Gobierno de la Ciudad ha tenido como principal preocupación desarrollo tecnológico y un desarrollo social, porque aquí esta planta significa desarrollo social, responsabilidad social como un ejemplo para toda la ciudad”, afirmó.

En su mensaje, el secretario de Energía del Gobierno de México (SENER), Miguel Ángel Maciel Torres, celebró las acciones de la presente administración en la transición hacia el desarrollo de energías sustentables y autosuficientes para el futuro del país.

“Esto ayudará en materia de mitigación de gases de efecto invernadero, adaptación al cambio climático, alcanza, por supuesto, metas de autosuficiencia que como país nos hemos fijado ante el mundo, como compromisos de este gobierno que dirige el Presidente Andrés Manuel Lóp”, indicó.

Finalmente, el secretario de Desarrollo Económico (SEDECO), Fadlala Akabani Hneide, informó que las instalaciones de la planta solar serán operadas por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), a través de tecnologías innovadoras que promueven el consumo responsable de energía eléctrica en favor del medio ambiente y la economía de los habitantes.

Mencionó que las obras se realizaron en colaboración con el Instituto para la Seguridad de las Construcciones, el Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE), BANOBRAS, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), así como el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), y comprenden 32 mil paneles solares distribuidos en los techos de 21 naves de la CEDA, que ocupan una superficie de 21 hectáreas.

“Estamos ante un evento que marca un parteaguas en la historia del consumo energético, de la transición energética, la Ciudad de México es vanguardia a nivel nacional. Y aquí, fíjense, son 21 hectáreas, son más de 30 mil paneles solares, y van a poder atender las necesidades de las áreas comunes de la Central de Abasto, apoyar en la producción y comercialización de productos aquí a los comerciantes establecidos de la Central de Abasto para reducir sus costos de operación”, concluyó.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Oficina Nacional de Estadística (ONE) formalizaron un acuerdo de colaboración con el objetivo de generar información estadística para desarrollar políticas energéticas que garanticen el acceso a la energía de los diferentes sectores de la población dominicana.

Durante el evento de firma, el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, calificó el acuerdo como un hito por el cambio significativo que experimenta el mundo hacia la independencia energética, donde cada individuo tiene la capacidad de generar y acceder a su propia energía, especialmente a través de fuentes renovables como la solar.

“En este contexto actual, el sector energético está llamado a enfocarse en factores demográficos, como la cantidad de paneles solares que pueden instalarse en hogares, calles, circuitos o ciudades. Esto nos permitirá planificar de forma integral y proporcionar información precisa sobre el consumo, la demanda y los criterios que la sustentan.” manifestó Veras.

Por su parte, la directora general de la ONE, Miosotis Rivas Peña, subrayó el compromiso de ambas instituciones con el desarrollo sostenible del país.

«La producción de estadísticas confiables es fundamental para la toma de decisiones informadas en el sector energético. Este acuerdo nos permitirá trabajar en conjunto para garantizar un acceso equitativo a la energía y apoyar el logro de los objetivos energéticos nacionales», expresó Rivas Peña.

Con esta iniciativa, ambas instituciones trabajarán para promover el ahorro y el uso eficiente de energía, así como también el desarrollo de las energías renovables para impulsar proyectos de desarrollo social a partir de la recolección, procesamiento y acceso a datos e informaciones estadísticas del sector energético.

En el acto estuvieron presentes por parte de la CNE: Ramón Moya, Director de Planificación; Yeulis Rivas Peña, Director de Fuentes Alternas y Uso Racional de la Energía; Orlando Fernández, Director Jurídico; Vanessa Gómez, Subdirectora Jurídica; Ángela González, encargada de la División de Planificación Energética y Jafys Tejeda, encargada del Departamento de Relaciones Internacionales y Interinstitucionales.

Por ONE acompañaron a la Sra. Rivas Peña: Alexis de Jesús, de la Dirección de Normativa y Metodología; Emmanuel Gastón, Dirección Estadísticas Económicas; Nathaly Guzmán, Escuela Nacional de Estadística (ENE); Paola Rodriguez, Dirección de Estadísticas Demográficas Sociales y Ambientales; Farah Paredes, División de Encuestas; Sonia Cristo, Departamento de Publicaciones y Giselle Rodriguez, de Vinculaciones.

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El mega evento Future Energy Summit Argentina está cada vez más cerca y poco a poco comienza a definirse la agenda de la cumbre que se realizará el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

El primer panel de debate se denomina “Utility Scale: Tendencias de las energías renovables ante una nueva etapa del mercado en Argentina” y está enfocado en la visión de futuro de grandes actores del sector energético argentino como son Genneia, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), YPF Luz, Parque Eólico Arauco y Pampa Energía. 

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, representará a la empresa que acaba de superar 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina, hito sin precedentes en el país, tras la puesta en operación de su tercer parque solar fotovoltaico Tocota III, de 60 MW de capacidad. 

A lo que se debe añadir que recientemente solicitó el acceso al Mercado Eléctrico Mayorista para su parque solar Los Molles (100 MW) que se localizará en Malargüe (provincia de Mendoza) y que a fines del año pasado fue asignada con 498,37 MW de prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER).  

Martin Brandi, CEO de PCR, será otro de los grandes nombres que dirán presentes en el mega evento Future Energy Summit Argentina y seguramente develará los avances renovables de la compañía, los desafíos y oportunidades que encuentran en el sector. 

Y cabe recordar que Petroquímica Comodoro – Rivadavia también vio un resultado positivo en la última ronda del 2023 del MATER, ya fue adjudicada para la central eólica Vivoratá (18,3 MW de los 399 MW pedidos) y para el parque eólico La Escondida (20 MW de 180 MW), con la particularidad de que ese resultó el único proyecto ganador asociado a la ampliación del sistema de transporte eléctrico de esa convocatoria histórica y, por ende, logró 440 MW de potencia total reservada por la obra. 

Martín Mandarano, CEO YPF Luz, también participará del primer panel de debate de la cumbre del 11 de marzo que se desarrollará muy cerca de que la empresa sobrepase los 500 MW renovables instalados en el país. 

¿Por qué? Tras contar con 497 MW, días atrás presentó una solicitud para la puesta en marcha del parque eólico Levalle I (62 MW de potencia con 10 aerogeneradores) con el que aumentará aún más su participación en el sector renovable y que será otro de los pasos para lograr la marca de 600 MW, que se dará cuando finalice la segunda etapa de dicho proyecto (93 MW con 15  aerogeneradores).

Por el lado de Parque Eólico Arauco (PEA) expondrá su presidente, Ariel Parmigiani, que recientemente dio a conocer que la compañía tendrá los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina y segundos de Sudamérica en conectar energía eólica y solar en el mismo punto. 

Es decir que otro de los grandes focos del encuentro serán la hibridación entre distintas tecnologías y el avance de los 100 MW eólicos y 110 MW solares que se integrarán a los 250 MW eólicos ya instalados por Parque Eólico Arauco. 

Mientras que Rubén Turienzo, director de Comercialización de Electricidad de Pampa Energía, no se quedará fuera de este gran panel, el primero de FES Argentina que congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región. 

Pampa Energía es uno de los grandes referentes de la industria, a tal punto que se mantiene activo en el sector renovable, principalmente a través de adjudicaciones de prioridad de despacho en el MATER (139,5 MW a fin del 2023) y la solicitud de entrada en operación del PE Pampa Energía VI, que  contempla la construcción de una línea de alta tensión de 500 kW de aproximadamente 7 kilómetros de longitud, desde su propia planta de generación hasta la línea de 500 kV de la estación transformadora Bahía Blanca – Central Térmica Luis Piedra Buena. 

Y cabe señalar que esta jornada se da en un contexto de muchas expectativa por el cambio de gobierno, las señales que pudiera dar el Poder Ejecutivo para el avance de las energías renovables y la transición energética en el país. 

Como también de que Argentina cumpla sus compromisos ambientales asumidos, como por ejemplo el Acuerdo de París, la adhesión en la COP 28 o de la Ley Nacional N° 27191 que determina que las fuentes renovables deben alcanzar una participación del 20% del consumo de energía eléctrica nacional al 31 de diciembre de 2025.

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

Para más información comunicarse a info@energiaestrategica.com. ¡No te pierdas este increíble evento y súmate a la ola renovable de Future Energy Summit junto a líderes del sector público y privado de Latinoamérica!

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El crecimiento de la generación distribuida en Panamá ha sido notable en los últimos tres años. Desde el 2021 hasta la actualidad, la capacidad instalada ha aumentado significativamente, pasando de 36 MW a 100 MW.

Este crecimiento vertiginoso ha sido impulsado por una combinación de factores que ha llevado a un reciente aumento interanual del 44% y empresas del sector pronostican que ese porcentaje podrá ser superado este año y el próximo.

“Vamos a ver saltos de crecimiento muy interesantes para el autoconsumo solar en Panamá. Imagino que vamos a llegar al 50% de crecimiento del año pasado y esto es quizás hasta conservador, pero sin dudas pienso que este 2024 y hacia adelante Panamá se va a ir poniendo al día”, declaró Mónica Escalante, directora general de Neo Energy.

La directora de Neo Energy atribuye este crecimiento continuo a varios factores clave. En primer lugar, destaca el aumento de empresas interesadas en la generación distribuida, con más de 60 empresas agremiadas en la cámara solar panameña.

Además, señala la reducción de los precios de los paneles fotovoltaicos y el aumento de las tarifas eléctricas como factores que hacen que los proyectos solares sean cada vez más atractivos para clientes residenciales, comerciales e industriales.

En cuanto a la financiación, Escalante destaca un cambio significativo en el panorama, con prácticamente todos los bancos en Panamá ofreciendo créditos para proyectos de energía solar. Este acompañamiento financiero, junto con las condiciones favorables del mercado, vendría a impulsar aún más el crecimiento del sector.

“Hay mucho interés en Panamá. Nosotros estamos trabajando con comercios e industrias de tamaño medio como pueden ser algunas empresas del sector metalúrgico o de alimentos que requieren instalaciones solares de 100 kW o 120 kW, que obtienen retornos bastante buenos. Pero también hay más oportunidades”.

Además de generación distribuida, el crecimiento y aceptación de la energía solar térmica también iría en ascenso. Según señaló Escalante la tecnología para el calentamiento de agua habría ganado mercado en agroindustrias, así como el sector hotelero, hospitales y clínicas.

“Nosotros hemos hecho proyectos muy interesantes en los últimos tres años para generación de calor con energía solar. De hecho, nos han distinguido con la Palma de Oro en la categoría Innovación Verde en la Gran empresa para un proyecto de este año aportando reducción de energía en procesos productivos y reducción de CO2”, añadió la referente de Neo Energy.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Segunda Sala de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) concedió el primer amparo en contra de Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021, durante la administración actual de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

No conforme con esta resolución, AMLO envió un nuevo proyecto de reforma constitucional energética con el objetivo de desterrar la reforma energética de Peña Nieto y recuperar el fortalecimiento de la CFE.

En medio de la controversia y la incertidumbre del sector energético por la última propuesta de reforma presentada, el consultor independiente, Pedro Resendez, señala las posibles consecuencias negativas que podrían derivarse de dicha iniciativa.

Resendez, quien representa a diversas empresas del sector, se manifesta en contra de la propuesta de AMLO, al considerarla un “retroceso” para México. Aunque reconoce que la nueva propuesta parece respetar la inversión privada, el experto la describe como “incompleta” e “impulsada por conceptos ideológicos en lugar de constitucionales”.

Uno de los puntos críticos resaltados por el consultor independiente es la preferencia otorgada a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como empresa pública, una medida que va en contra de la ley. 

“Despojar a la CFE de su fin de lucro la vuelve menos competitiva. A su vez, otorgarle preferencia sin tener en cuenta costos o impacto ambiental podría convertirla en una entidad subsidiada, lo cual abre las puerta a problemas sustanciales”, explica.

Si bien el especialista asegura que no se logrará la aprobación de esta reforma durante la actual administración por la falta de aceptación de la oposición. afirma que podría aprobarse bajo el próximo gobierno, que se definirá en las elecciones del 2 de junio. 

Ante esa posibilidad, el consultor independiente destaca que podría impactar negativamente en México.

“Las consecuencias son muy graves. La historia de la inversión privada en el sector eléctrico es muy reciente por lo que lograr que el sector vuelvan a tener interés en proyectos renovables con esta legislación será un desafío”, asegura.

En este sentido, advierte que las imprecisiones presentes en la propuesta podrían generar problemas legislativos y de suministro, prolongando apagones, escasez de generación y conflictos sociales por falta de electricidad.

Según él, esta reforma podría afectar la competitividad del país, llevando a la pérdida de tratados con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos. Además, señala que la escasez de energía eléctrica ya no es una teoría en México, sino una realidad, y destaca la necesidad de invertir en las líneas de transmisión y distribución para el éxito de proyectos renovables.

En conclusión, Resendez sostiene que, incluso retomando subastas de largo plazo y fortaleciendo la infraestructura eléctrica para proyectos renovables, el camino hacia la sostenibilidad y el cumplimiento de objetivos internacionales llevará tiempo. 

La incertidumbre en el sector energético mexicano persiste, y la comunidad empresarial espera con cautela el desenlace de esta polémica reforma propuesta por el presidente AMLO.

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La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) se encuentra trabajando en actualizaciones en cumplimiento de la Ley 10.086 para la Promoción y Regulación de los Recursos Energéticos.

Ahora bien, el Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) habría incurrido en “fallos regulatorios” que irían en detrimento de una mayor penetración de energía renovable distribuida.

De acuerdo con William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD), la CDR indujo al error a la ARESEP y la ARESEP tiene que corregirla sí o sí, porque impacta directamente en la definición de tarifas de generación distribuida y desincentiva que se pueda dar un mercado de comercialización de excedentes.

Desde la perspectiva del director ejecutivo de la CGD, se podría categorizar el escenario actual como una “tormenta perfecta” con dos situaciones que van en contra de los avances del sector.

“Por un lado, el castigo tarifario por el error que provocó el CDR en contra de los costarricenses; y, por otro lado, las decisiones equivocadas en las estrategias de compra de excedentes, por parte de las empresas distribuidoras”, puntualizó Villalobos.

Por ello, desde la Cámara de Generación Distribuida ven esta situación como un retroceso, como una involución, que está castigando las decisiones de incorporación de eficiencia energética y energías renovables de cientos de usuarios.

“Las condiciones climáticas no van a esperar los cambios regulatorios, urge con vehemencia que se corrija el fallo regulatorio que hoy está desincentivando y que está lesionando a los usuarios costarricenses”, subrayó William Villalobos.

Medidas en la dirección contraria

El Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), que es el área responsable de hacer las metodologías que aprueba la junta directiva de la ARESEP, decidió incorporar una variable que se llama «consumo natural en la tarifa de acceso».

William Villalobos apunta a que esta variable de «consumo natural», en realidad no es otra cosa más que un castigo a los usuarios residenciales, pero sobre todo a los pequeños productores y empresarios que son pymes, mipymes y todo el sector comercio del país.

¿Por qué? Según explicó Villalobos, la variable del consumo natural lo que hace “es castigar cobrándole al usuario la energía que debió de haber consumido de la red en caso de no tener paneles solares”. Por eso es que, desde la Cámara en Generación Distribuida, sostienen que esto no es otra cosa más que un “impuesto al sol”.

“El impuesto al sol ya fracasó en el mundo. El mejor ejemplo de esto es España en donde una medida de este tipo que lo que hace es castigar los ahorros y castigar a las personas que apuestan por generar su propia electricidad, que es energía limpia y que es energía barata”, indicó el referente de CGD.

Por otro lado, la ARESEP fijó una tarifa máxima para la venta de excedentes y a partir de allí, al ser una tarifa máxima, todas las empresas distribuidoras pueden negociar con los prosumidores un precio de compra mínimo para los excedentes.

“Lo que ha estado sucediendo con varias de las empresas distribuidoras es que la oferta comercial de precios para compra de esos excedentes es realmente ridícula y desincentiva que se pueda dar un mercado de comercialización de excedentes porque están partiendo de premisas y costos que son totalmente equivocados como si la energía no tuviese realmente un valor”, cuestionó Villalobos.

Y es que, el escenario actual en Costa Rica requeriría aún más el apoyo de estas alternativas de generación limpia y baratas, ya que los prosumidores pueden destinar los excedentes de esa energía para ayudarle al sistema eléctrico nacional que en momentos fuerza a que se esté quemando bunker para sostener la demanda nacional y evitar cortes ante el déficit generado por el fenómeno del Niño.

“Ciertamente la generación solar distribuida no le aporta base ni firmeza al sistema pero, en un contexto tan frágil de vulnerabilidad climática, resulta irónico e incomprensible que las empresas distribuidoras en su estrategia comercial no estén optando por precios que resulten razonables y competitivos pero sobre todo justos para adquirir excedentes que podrían estar ayudando a disminuir la factura petrolera que estamos diariamente gastando por quemar térmico en las condiciones actuales”, concluyó William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD).

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En un contexto donde la transición hacia fuentes de energía renovable se vuelve imperativa, la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) presenta propuestas fundamentales para impulsar el sector energético en México, de cara a las elecciones. 

En conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX,  Carlos Aurelio Hernández González, destaca la necesidad de privilegiar el diálogo técnico y colaborativo, independientemente de la afiliación política, para garantizar el progreso sostenible en el ámbito energético.

Una de las principales medidas que propone es retomar las subastas de largo plazo como un medio esencial para alcanzar las metas de energía establecidas y aprovechar las oportunidades derivadas del nearshoring. 

“Si bien el presupuesto público no alcanza para la gran necesidad creciente que estamos teniendo en México para las redes de transmisión y distribución, tenemos que aumentar la generación limpia en nuestro país. Eso se va a dar en la medida en que se privilegie el diálogo”, explica. 

En este sentido, enfatiza que el conocimiento técnico debe primar sobre intereses e ideologías para fomentar inversiones con esquemas eficientes y sostenibles.

Y agrega: “No podemos tener otros 6 años con un mercado eléctrico paralizado, México necesita que ese dinamismo que tienen las empresas se vea reflejado en toda la cadena de valor de la energía”.

En el ámbito de generación distribuida, Hernández González aboga por aumentar la capacidad a al menos un megavatio (MW) en el corto plazo. Esta medida, según él, reduciría las pérdidas de transmisión y distribución, mejorando la calidad de la energía en zonas específicas. 

Además, sugiere establecer reglas claras para la instalación de sistemas de almacenamiento en generación distribuida, ya que las mismas podrían duplicar la capacidad en los próximos seis años.

La propuesta incluye la necesidad de facilitar la participación de pequeñas y medianas empresas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), permitiéndoles liderar la integración de generación distribuida

Además, insiste en la importancia de un distribuidor consciente de los cambios, adaptándose a nuevos modelos de negocio, y aboga por mantener incentivos fiscales para promover la adopción de energías renovables.

Teniendo en cuenta la urgencia de reactivar el desarrollo de nuevas centrales en México debido a que los proyectos de gran escala han estado estancados por años, la mencionada propuesta de elevar el límite de potencia en la generación distribuida se presenta como una solución a corto plazo.

Según el experto, esta permite a las empresas duplicar sus sistemas y adoptar sistemas de baterías, lo que contribuirá a la confiabilidad del sistema y mejorará la calidad de la energía en áreas críticas.

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Buenas noticias para la generación distribuida en Honduras. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) avanza en las definiciones de la retribución de excedentes de energía tras analizar la propuesta de tarifa para la autoproducción brindada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Nuestra meta es publicar la tarifa de autoproductores en la primera revisión trimestral tarifaria que vamos a tener en marzo”declaró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE.

En exclusiva para Energía Estratégica, el comisionado Flores explicó que si bien la meta ideal es publicar estas tarifas durante el próximo mes, esto podría estar sujeto a retrasos debido a los procesos de consulta pública y audiencia vinculados a la publicación oficial.

“Si no se publica en este trimestre, se hará en la segunda revisión. Pero la meta es marzo”, subrayó el comisionado.   

En caso de ser efectiva su publicación en las próximas semanas, Honduras contará con dos tarifas publicadas en marzo: la tarifa que se publica trimestralmente que es la tarifa residencial, comercial e industrial y se adicionará la tarifa de autoproductores.

«La propuesta de tarifas de autoproductores se está diseñando a partir de un modelo de net billing permitido por la regulación vigente», aclaró Flores. Este enfoque busca incentivar la generación distribuida de energía, donde los autoproductores pueden generar electricidad para su propio consumo y vender el excedente a la red eléctrica. 

“Lo importante es que estamos dando la señal económica para que las inversiones se hagan y luego pues lo demás lo vamos a ir revisando en el camino”.  

Entre los desafíos adicionales que identifican desde la CREE. más allá de la implementación de tarifas, Flores indicó la necesidad de realizar estudios exhaustivos sobre la conexión de los autoproductores a la red eléctrica, haciendo referencia a normativas específicas que clasifican a los autoproductores según el nivel de conexión y los excedentes de energía inyectados a la red que aún no han sido compensados.

Además, Flores subrayó que la ley establece claramente que es responsabilidad de las distribuidoras instalar medidores bidireccionales en los hogares de los autoproductores, como se indica en el Decreto 404 del 2013 de la Ley de la Industria Eléctrica.

«Es crucial sentarse con los autoproductores, la Secretaría de Energía y la ENEE para abordar estos desafíos y garantizar que las inversiones adecuadas se realicen en el sector», concluyó Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). 

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La Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (Egehid) impulsa una estrategia sin precedentes para ampliar su parque de generación y almacenamiento energético en República Dominicana. 

El año pasado, Egehid comunicó el avance de 10 desarrollos de tecnologías solares, eólicas e hidrobombeo (ver). Y aquello no sería todo. 

En este inicio de nuevo año, la empresa está trabajando en la repotenciación de sus centrales existentes y además suma un primer gran proyecto para almacenamiento de energía. 

Según adelantó Rafael Salazar, administrador general de Egehid, el proyecto incluiría cuatro acumuladores de 120 MW cada uno, para un total de 480 MW de capacidad de almacenamiento en baterías.  

“Nosotros podemos entrar en ese modelo de negocio, que no lo habíamos visualizado. Está sobre la mesa y estamos explorando entrar en eso”, señaló durante el programa Sol de la Tarde en la estación Sol FM. 

Al respecto, es preciso indicar que la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE) han venido trabajando en la regulación para la incorporación de almacenamiento energético; por lo que, este proyecto podrá enmarcarse en las resoluciones que se han publicado en el último año. 

En exclusiva para Energía Estratégica, Rosa Ruiz Alcántara, presidente del Consejo Directivo de la Egehid, ratificó que se trata del primer proyecto de su tipo para la empresa y destacó su importancia. 

“La EGEHID está comprometida con la generación de energía limpia, renovable y sostenible, con capital netamente estatal. El proyecto de acumuladores de energía se enmarca dentro de uno de los objetivos estratégicos de la empresa: la contribución decidida y sistemática a la estabilización del sistema eléctrico nacional ”, expresó.

Y añadió: “En éste sentido, resulta relevante indicar que cada uno de los proyectos de energía de la EGEHID se formulan y ejecutan atendiendo a una gestión social integral, que implica un desarrollo holístico de las comunidades impactadas. Adicionalmente, la EGEHID está gestionando que sus principales proyectos resulten certificados a nivel internacional, como pioneros en prácticas sostenibles, lo cual es un hito sin precedentes en el país”. 

Es de destacar que este proyecto contribuirá al fortalecimiento del sistema a través de la regulación de frecuencia, optimizando el despacho de energías renovables en las redes. Con lo cual, el plan de expansión de la Egehid atiende transversalmente a las necesidades actuales del mercado eléctrico dominicano.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay continúa con la regularización del servicio a lo largo de todo el país y espera llegar a la meta de que todo el sistema esté conectado, luego de haber concretado cerca de 12000 nuevas conexiones a la red eléctrica nacional.  

Silvia Emaldi, presidenta de UTE, dialogó con Energía Estratégica y explicó cuáles fueron los pasos dados el año pasado, qué se puede esperar para este 2024 y en qué se enfocarán más allá de las licitaciones de renovables ya anunciadas. 

“Avanzamos con el programa “Uruguay 100% Electrificado”, incorporamos cerca de 1100 clientes más a la red nacional en 2023 y alcanzamos los 500 kits solares instalados desde el inicio dado en 2021 y seguimos destinando inversiones para llegar al objetivo”, aseguró. 

El plan tiene el foco puesto en completar el 100% de la cobertura eléctrica en el país bajo un plan previsto a finalizar antes del 2025, año que finaliza el período de gobierno de Luis Lacalle Pou y los kits en cuestión están integrados por cuatro paneles fotovoltaicos, las baterías correspondientes e inversores.

Pero a ello se debe agregar que la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas logró que el 78% de los 1.630.000 clientes de UTE tengan un medidor inteligente para calcular el consumo de una forma más detallada.

“Solamente el año pasado se instalaron más de 300.000 medidores y en 2024 llegaremos al 100% de la medición inteligente en todo Uruguay, lo que implica un desafío de instalar 340.000 medidores más. Será un hito clave porque la medición inteligente dadas sus ventajas para el usuario final”, detalló Emaldi. 

“Tal es así que cada quince minutos llegan las medidas al centro de cómputos de UTE, para que a los 30 días que se facture, esté perfectamente claro y sin errores la facturación, lo que baja los reclamos de los clientes”, complementó.

Y continuó: “Pero a su vez, los medidores inteligentes permiten que todas las actividades de cortes, reconexiones, cambios de potencia y de tarifa se hacen de forma automática desde el sistema de información. Y entonces la digitalización de todos los servicios, desde la atención al cliente hasta las actividades comerciales, brinda mejoras en eficiencia para los clientes y para UTE”.  

Mientras que por el lado de las redes de transmisión, el cierre del Anillo de Transmisión del Norte es el objetivo principal de este año, ya que conectará Tacuarembó y Salto, lo que habilitará dos caminos en la red de alta tensión del país en caso de haber una interrupción, la evacuación de energía de importantes proyectos en el centro del territorio y una mejor integración con los países circundantes para exportar o importar energía.

Lo que significa que se continuarán las inversiones realizadas durante el 2023, considerando que ese año fue el más alto del lustro de la administración actual con aproximadamente USD 283.000.000 en ejecución y que el 70% de las inversiones están destinadas a permitir la mayor conectividad eléctrica.

Movilidad sustentable

El avance de la movilidad eléctrica es otro de los ejes que remarcó la presidenta de UTE, a tal punto que pronto esperan alcanzar el objetivo de 300 puntos de carga instalados (ya hay 285 cargadores), de los cuales aproximadamente 100 son de carga rápida.  

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Colombia apunta a convertirse en potencia mundial en la generación de energía a través del hidrógeno en sus diversas fuentes y en especial en lo referente a la producción de hidrógeno verde y blanco, es por ello que esta travesía la inicia el país con la expedición de la Ley 1715 de 2014 la cual tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, trae las primeras definiciones del hidrógeno Azul, Blanco y Verde y crea Incentivos para la generación de energía eléctrica con fuentes no convencionales (FNCE)[1], tales como la deducción del 50% de la inversión en la declaración de renta, la exclusión del IVA en equipos, la exención arancelaria y la depreciación acelerada de los activos.

La anterior ley fue reglamentada en algunos apartes a través del Decreto 829 de 2020 y de esta manera se establecieron los lineamientos para solicitar los beneficios tributarios a que se hace referencia en la ley.

Siguiendo por este camino, el Gobierno Nacional expidió la “Hoja de ruta del Hidrógeno”, en la cual se establecieron cuatro (4) ejes de actuación sobre los cuales se han definido una serie de medidas e instrumentos orientados a garantizar el correcto desarrollo del mercado del hidrógeno de bajas emisiones, tales como: 1) Habilidades jurídicas y regulatorias, 2) Instrumentos de desarrollo de mercados, 3) apoyo al despliegue de infraestructura y 4) Impulso al desarrollo tecnológico de industrial.

Con la expedición de la Ley 2099 de 2021 “por medio de la cual se dictan disposiciones para la transición energética, la dinamización del mercado energético, la reactivación económica del país y se dictan otras disposiciones”, trae nuevas definiciones tales como “Hidrógeno Verde: Es el hidrogeno producido a partir de Fuentes No Convencionales de energía Renovable, tales como la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, el calor geotérmico, la solar, los mareomotriz, entre otros; y se considera FNCER” y “Hidrógeno Azul: Es el hidrogeno que se produce a partir de combustibles fósiles, especialmente por la descomposición del metano (CH4) y que cuenta con un sistema de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS), como parte de su proceso de producción y se considera FNCE”, así como también hace extensivo la aplicación de los beneficios tributarios definidos en la Ley 1715 de 2014 al hidrógeno verde y azul y declaró de utilidad pública los proyectos destinados a la prestación del servicio público de generación, transmisión o distribución de energía, lo cual implica que se pueda decretar la expropiación de los bienes o derechos que sean necesarios para tal efecto.

La anterior norma, también previó que “el Ministerio de Minas y Energía promoverá la reconversión de proyectos de minería e hidrocarburos que contribuyan a la transición energética. Para este propósito, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Minería podrán diseñar mecanismos y acordar condiciones en contratos vigentes y futuros que incluyan e incentiven la generación de energía a través de Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE), el uso de energéticos alternativos, y la captura, almacenamiento y utilización de carbono”.

Razón por la cual el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos expidió el Acuerdo No. 6 del 28 de septiembre de 2023, mediante el cual se establecen criterios para la administración de contratos y convenios de hidrocarburos con el fin de incentivar la exploración de hidrocarburos e impulsar el proceso de Transición Energética Justa y determinó los criterios para la reconversión de los contratos de yacimientos no convencionales – YNC y la destinación de hasta un cincuenta por ciento (50%) de inversión remanente para la generación de energía a través de fuentes no convencionales de energía (FNCE)

Así mismo, la Ley 2169 del 22 de diciembre de 2021 ratificó la declaratoria de utilidad pública e interés social los proyectos y/o ejecución de obras para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde, lo cual trae como consecuencia la aplicación de los efectos señalados en la Ley 56 de 1981, esto es las medidas de expropiación anteriormente reseñada.

A través del CONPES 4075 del 29 de marzo de 2022, se trazó la política de transición energética, cuyo objetivo general busca “Consolidar el proceso de transición energética del país a través de la formulación e implementación de acciones y estrategias intersectoriales que fomenten el crecimiento económico, energético, tecnológico, ambiental y social del país con el fin de avanzar hacia su transformación energética”.

Con la expedición del Decreto 895 del 31 de mayo de 2022 se reglamentó los beneficios tributarios para proyectos de hidrógeno verde y azul, que corresponde a  al declaración de renta el 50% de la inversión realizada a parir del año gravable siguiente a la operación; exclusión de IVA en equipos; exención arancelaria y la depreciación acelerada de activos.

Ahora bien, para acceder a los beneficios tributarios la UPME expidió el 12 de agosto de 2022 la Resolución 319 por medio de la cual estableció los requisitos y procedimientos para la evaluación de las solicitudes para la emisión de certificados que permitan acceder a los beneficios tributarios para hidrógeno verde y azul.

El Gobierno Nacional con la expedición del Decreto 1476 del 3 de agosto de 2022 determinó los mecanismos, condiciones e incentivos para promover el desarrollo local, la innovación, investigación, producción, almacenamiento, transporte, distribución y uso del hidrogeno destinado a la prestación de servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y descarbonización de sectores como transporte, gas, hidrocarburos, minería e industria, estableció que el hidrógeno será considerado un vector energético usado para almacenamiento energético, como combustible o insumo industrial, y definió los proyectos de hidrógeno verde y azul.

Posteriormente con el Decreto 1537 del 4 de agosto de 2022 se reglamentó el trámite para la expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social de los de los proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como proyectos y/o ejecución de obras para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde.

La Ley 2294 del 19 de mayo de 2023 Plan Nacional de Desarrollo, definió nuevamente el hidrógeno verde y blanco como: “Hidrógeno Verde: Aquel producido a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, tales como la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, el calor geotérmico, la solar, los mareomotriz, entre otros; y se considera fuentes no convencionales de energía renovable -FNCER- . También se considerará hidrógeno verde el producido con energía eléctrica autogenerada a partir de FNCER y energía eléctrica tomada del sistema interconectado nacional -SIN-, siempre y cuando la energía autogenerada con FNCER entregada al SIN sea igual o superior a la energía tomada del SIN; para este último caso, el Ministerio de Minas y Energía establecerá el procedimiento para certificar este balance a partir de los sistemas de medida ya establecidos en la regulación”. Y el “Hidrógeno Blanco: Es el hidrógeno que se produce de manera natural, asociado a procesos geológicos en la corteza terrestre y que se encuentra en su forma natural como gas libre en diferentes ambientes geológicos ya sea en capas de la corteza continental, en la corteza oceánica, en gases volcánicos, y en sistemas hidrotermales, como en géiseres y se considera FNCER”.

El ministerio de Minas y Energías a través de la Resolución No. 40234 de 2023, resolvió delegar en la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, “la elaboración de los insumos y el apoyo necesario para la continuidad en la formulación y diseño de la política pública a cargo del Ministerio de Minas y Energía, de los siguientes recursos energéticos: geotérmica, energía eólica e hidrógeno, captura, almacenamiento y uso de carbono (CCUS); así como también las alternativas geológicas para el almacenamiento subterráneo de Dióxido de Carbono (CO2), a través del aprovechamiento de Fuentes No Convencionales de Energía – FNCE”. Y para tal efecto ambas entidades suscribieron el documento complementario del convenio interadministrativo GSC-314 de 2023.

Por ultimo tenemos el Decreto 2235 de 2023 por el cual se adiciona el Decreto 1073 de 2015, el artículo 235 de la Ley 2294 de 2023 en lo relacionado con proyectos de hidrógeno blanco y establece las condiciones y lineamientos generales para la implementación de proyectos de Hidrógeno Blanco en el País.

Lo anterior constituye una breve recopilación de las normas expedidas por las autoridades gubernamentales de Colombia, para la puesta en marcha de proyectos de generación de energía a base de hidrógeno y de esta manera contribuir con la ruta de transición energética para la descarbonización del medio ambiente trazada por el Gobierno Nacional.

De este modo Colombia se constituye en un referente en la regulación del hidrógeno como fuente no convencional de energía en Latinoamérica, estableciendo beneficios tributarios para el desarrollo y puesta en marcha de los proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica a través del hidrógeno y garantizando la autogeneración y el consumo de la misma en el país.

[1] Ley 1715 de 2014, “ARTÍCULO 5. Definiciones, numeral 16. Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCE la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME.”

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En el corazón de la crisis ambiental que enfrenta la humanidad, las mujeres están desempeñando un papel crucial en los esfuerzos para abordar los problemas ambientales.  Este papel que a menudo pasado por alto, no solo tiene un impacto en el ámbito ambiental, sino también en el social, político y económico. 

En reconocimiento a estas contribuciones, el Tecnológico de Monterrey otorga desde hace más de una década el Premio Mujer Tec, destacando las historias, trayectorias, aportes y talento de mujeres que han impactado positivamente en la sociedad.

Una de las destacadas ganadoras de los Premios Mujer Tec 2024 en la categoría de Medio Ambiente es Juana Isabel Méndez Garduño, una investigadora comprometida con la transición energética en México. 

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Méndez Garduño comparte su experiencia y conocimientos sobre energías limpias, destacando la importancia de fortalecer la participación femenina en la construcción de un futuro más sostenible y resiliente.

«Me siento muy orgullosa y contenta de recibir este reconocimiento porque me emociona saber que se apoyan las investigaciones y estrategias referentes a la transición energética», expresa Méndez Garduño. Su entusiasmo refleja la necesidad de avanzar hacia soluciones sostenibles y la urgencia de incluir a las mujeres en la industria energética.

La investigadora subraya la importancia de aumentar la visibilidad y participación de las mujeres en el sector: “Aunque ha habido un incremento del 40% en la participación de mujeres empleadoras de 2012 a 2021, aún persiste una cifra desafiante: solo 1 de cada 7 empleadores es mujer”. 

De esta forma, la especialista enfatiza en la necesidad de impulsar campañas que empoderen a las mujeres en la sustentabilidad y trabajar hacia una mayor equidad de género, especialmente en áreas como la ingeniería.

En cuanto a las acciones concretas para promover la inclusión de género y la descarbonización, Méndez Garduño comparte varias iniciativas en marcha. 

“Dentro del Tecnológico de Monterrey, se invita activamente a las mujeres a participar en propuestas de investigación para fomentar su crecimiento. Además, se busca la colaboración con docentes y académicas, con el objetivo de lograr una mayor equidad en publicaciones y fondos”, detalla.

Entre los proyectos de éxito, Méndez Garduño menciona consultorías con el sector de la construcción para optimizar recursos y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. También están trabajando en la expansión de la educación en energías renovables, a través de módulos educativos y la creación de un libro destinado a la sociedad en general.

En su tesis doctoral en colaboración con la Universidad de California en Davis y Berkeley, la referente del sector identifica estrategias para ahorrar energía y reducir emisiones. Por ejemplo, reducir un grado centígrado de enfriamiento en verano podría traducirse en un ahorro significativo del 6% en la facturación anual y, por ende, en la reducción de emisiones de CO2.

En este sentido, la ganadora del Premio Mujer Tec subraya la importancia de seguir apoyando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y buscar la manera en que México pueda continuar atrayendo fondos internacionales para la descarbonización. A su vez, destacó el trabajo de FONADIN, una entidad gubernamental que trabaja directamente con comunidades para mejorar la eficiencia energética en los hogares y reducir las emisiones de carbono.

Como parte de sus esfuerzos por crear ciudades inteligentes, Méndez Garduño y su equipo publicaron un libro que aborda cómo transformar las ciudades, mejorando la calidad de vida de la población. Este enfoque innovador utiliza a los ciudadanos como sensores para optimizar procesos y beneficiar a la sociedad en su conjunto.

En síntesis, Méndez Garduño, a través de su trabajo incansable y su compromiso con la transición energética, demuestra que las mujeres desempeñan un papel esencial en la construcción de un futuro más sostenible.

Su labor y la de otras mujeres destacadas en el Premio Mujer Tec 2024 son testimonios de la importancia de reconocer y apoyar las contribuciones femeninas en la búsqueda de soluciones para los desafíos ambientales que enfrenta nuestro planeta.

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Vector Renewables, destacado gestor de activos en proyectos de energía renovable, almacenamiento y proyectos de hidrógeno, ha sido seleccionado por la compañía internacional de origen griego MYTILINEOS, para proporcionar la Gestión Técnica de Activos de una cartera de proyectos solares fotovoltaicos ubicada en el norte de Chile. Con este nuevo contrato, ambas empresas fortalecen su relación comercial, colaborando para seguir avanzando en la transición energética del país.

La cartera de proyectos consta de cuatro proyectos de energía solar fotovoltaica, con una capacidad total de 588 MW. Uno de ellos se inauguró en diciembre de 2023 y los otros tres ingresarán en fase de operación próximamente. Las centrales se desplegarán a lo largo del norte de Chile, aprovechando el recurso único en la zona con la mayor radiación solar del mundo. “Doña Antonia” (Coquimbo), “Tocopilla” (Antofagasta), “Tamarico” (Atacama), y “Willka” (Arica y Parinacota), son los nombres de los proyectos que conforman este portafolio. Estos proyectos serán los primeros proyectos solares en Latinoamérica de MYTILINEOS, que además, integrarán sistemas de baterías para almacenamiento.

Bajo el marco de este contrato, Vector Renewables acompañará a MYTILINEOS proporcionando una amplia gama de servicios que incluyen -entre otros- análisis y monitoreo del rendimiento, supervisión de O&M, gestión energética de los activos, visitas periódicas a las plantas e informes técnicos sobre el rendimiento.

Patricia Dárez, country manager de Vector Renewables Chile y líder de esta nueva alianza en el país, señaló que “es emocionante poder apoyar a un jugador internacional como MYTILINEOS en esta región que tiene un potencial de crecimiento exponencial y, especialmente, en un momento crucial para la transición energética. Los equipos de ambas compañías ya han trabajado juntos en otros países y ha sido una combinación exitosa.”

En relación con este nuevo acuerdo, Juan Pablo Toledo, Country Manager de MYTILINEOS en LATAM, destacó la importancia estratégica de esta colaboración al afirmar: “Como empresa estamos apoyando el crecimiento en todas las regiones en las que operamos, buscando ser un referente en innovación, desarrollo y comercialización de energía. Este portafolio en particular tiene una relevancia significativa para nosotros, ya que no solo abarca cuatro regiones de Chile, contribuyendo al desarrollo local de esos territorios, sino que también es nuestra primera inversión para proyectos propios en Latam. Estamos plenamente convencidos que la colaboración con Vector Renewables, a cargo de la gestión de nuestros activos en el país, constituirá un gran apoyo para alcanzar con éxito nuestras metas de desarrollar proyectos sostenibles y eficientes”.

Según el último informe de la Asociación Chilena de Energía Renovable y Almacenamiento (ACERA), Chile cuenta actualmente con más de 13.4 GW de capacidad instalada de energía renovable no convencional, con 4 GW de energía eólica y más de 7.7 GW de energía solar fotovoltaica. El objetivo del país es alcanzar el 80 % de la generación de electricidad con fuentes renovables en 2030 y lograr la meta del 100 % de emisiones netas cero en 2050.

Con este contrato, Vector Renewables consolida la posición de su filial chilena, donde alberga una destacada trayectoria en la prestación de servicios de gestión de activos y asesorías técnicas. Así, continúa su compromiso con desarrollar energías renovables prestando servicios de gestión de activos en la primera inversión para proyectos propios en Latam de MYTILINEOS, contribuyendo al proceso de transición energética del país.

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BLC Power Generation, una de las empresas del grupo BLC Global, líder en monitorización, control y gestión de activos de generación de energía renovable en América Latina, llegó a Estados Unidos desarrollando un sistema de gestión de energía Optimum PG – EMS para el campus Thomas Aquinas College en California.

El proyecto representó la llegada a un mercado clave para la empresa, la Microred del campus que gestiona Optimum PG – EMS está compuesta por un sistema de almacenamiento de energía de última generación de 3 MWh, un array de tres microturbinas generadoras de 650 Kv cada una, alimentada a gas y una planta de generación solar fotovoltaica.

BLC Power Generation, tuvo un rol fundamental en el proyecto gracias a su producto. El sistema proporciona la inteligencia para controlar y gestionar de manera eficiente las operaciones de la Microred híbrida. Este permite supervisar, controlar y gestionar toda la energía del campus mediante una retroalimentación dinámica de la generación de energía distribuida de distintas tecnologías y las cargas que participan en la misma.

“El trabajo en conjunto realizado con importantes empresas líderes del sector es un reconocimiento a la calidad de nuestros servicios y a la capacidad de integración tecnológica que brindamos desde la compañía. Podemos afirmar que nuestras soluciones están a la altura de las últimas tecnológicas del mercado” expresó Martín López Director de Operaciones y agregó “Este proyecto nos permite validar el modelo global de operaciones que estamos llevando adelante”. Andrés Mac Guire, Gerente de Proyecto, por su parte manifestó “Fue una oportunidad de trabajo enriquecedora, una gran experiencia para nuestro equipo y nuestro crecimiento como empresa trabajar junto a estas compañías internacionales”.

El proyecto contó con la participación de empresas de renombre mundial como Tesla y Capstone Green Energy. Tesla fue responsable de proporcionar los sistemas de almacenamiento de energía, mientras que Capstone proporcionó las microturbinas generadoras de gas que se utilizaron para complementar la generación renovable. Estos activos gestionados con Optimum PG- EMS redujeron el coste de generación y optimizaron el funcionamiento de la Microred, otorgando al Thomas Aquinas College un significativo ahorro económico.

“Estamos muy contentos de haber llegado a Estados Unidos, este hito en la historia de BLC Power Generation nos permitirá continuar acompañando la transición energética global” cerró Sebastián García, Director Comercial de BLC Power Generation.

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El gobierno de Paraguay continúa trabajando en la diversificación de la matriz eléctrica y se espera que pronto se lance públicamente la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico en Chaco Central. 

“El pliego de la licitación solar estará listo en el primer cuatrimestre del año. Es lo que está previsto, ya que se trabaja intensamente con la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) y nos asesora el Banco Mundial”, reconoció Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“La licitación es la voluntad del presidente, como también atraer la industria cautiva para mejorar la calidad de energía y el propio desarrollo económico que acarreará el avance del parque solar”, agregó. 

La central en Chaco Central tendrá 100 MW de capacidad, pero no se descarta la posibilidad de ampliarla en el futuro o de replicarla gradualmente en la medida que el país tenga necesidad de atender la demanda en el futuro. 

En principio sólo la ANDE tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 (fomento a las ERNC no hidráulicas) le permite a la Administración adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de contratos PPA de hasta 15 años de duración. 

“La reglamentación de la ley era un eje prioritario, ya que nos permitirá diversificar la matriz de generación energética y prepararnos para el futuro de toda la demanda eléctrica. Somos conscientes de que debemos diversificar la matriz energética y utilizar todos los recursos naturales. Buscamos la seguridad energética y no perder la condición de país con el sello de excedente de energía renovable”, señaló Bejarano. 

Además, marcó que hay “gran expectativa” de que se concrete la inversión privada, considerando que ya hubo consultas de empresas de distintos países que tienen la intención de invertir en Paraguay, por lo que anticipó que habrá una segunda fase de la reglamentación que habilitará la venta de energía a la ANDE o un concesionario como “otro canal viable para los generadores”.

Mientras que con normativa vigente también está la posibilidad de exportar energía renovable no convencional, siempre y cuando haya capacidad de transmisión disponible y toda vez que resulte adjudicado en el concurso de precios realizado por la ANDE para la asignación de la capacidad de transporte a ser utilizada.

“Donde más se ve la intención de exportar ERNC es con pequeñas centrales hidroeléctricas, las cuales estamos puliendo en otro proyecto ley que ya tiene media sanción en Diputados. La ley anterior (N° 3009/2006) era engorrosa en el otorgamiento de licencias, pero estamos empeñados en mejorar la normativa, con lo cual en el corto plazo estará vigente y seguramente la reglamentaremos con mayor agilidad”, aclaró el viceministro de Minas y Energía de Paraguay. 

“Posteriormente haremos una tercera fase de la reglamentación de la ley para que la construcción pública tenga un componente importante de porcentajes de autogeneración ERNC. Será una tarea de conciliación con las leyes de alrededor de 250 municipios del país para que la normativa sea efectiva y tengamos el aporte de nuevas fuentes de generación”, concluyó. 

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Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía de Argentina, dio a conocer que el gobierno tomará medidas en el corto plazo para favorecer las inversiones que permitan bajar el costo de generación, como también para que los usuarios finales no sientan un fuerte impacto del sinceramiento de tarifas de gas y electricidad.

“Ante la situación de emergencia, nos vimos obligados a tomar medidas como la recomposición de los sistemas para atraer inversiones en generación de energía, en transporte y distribución, considerando que las redes están colapsadas y la demanda crece en los centros de consumo y no tenemos la capacidad de buscar la generación eficiente donde están los recursos más eficientes como el sol, el viento o el gas” afirmó. 

“Estamos en un proceso de recomposición del sector. Primero debemos fortalecer la autosuficiencia económica – financiera y una vez comience a funcionar y se den las señales adecuadas de precio, habrá muchos espacios con las nuevas reglas que estableceremos en el transcurso de este mes para un funcionamiento competitivo en materia de generación”, agregó  durante una entrevista de Radio Mitre. 

“Por ello habrá posibilidades de invertir en generación y transporte eléctrico. Con el proyecto de Ley Ómnibus proponíamos muchas cosas para que el sector energético sea para el despegue y crecimiento de Argentina”, continuó. 

Es que el gobierno de Javier Milei anticipó giros en la política energética argentina mediante una serie de decretos o resoluciones que permitan “adecuar” el marco regulatorio del sector energético. 

Uno de los principales puntos energéticos en el proyecto de Ley Ómnibus era la creación de un mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en cada sector y subsector de la economía argentina, con participación de las empresas privadas, el sector público y de otros organismos 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).

Sumado a que se buscaba “adecuar” el marco regulatorio de la energía eléctrica (Leyes N° 15.336 y N° 24.065) con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación de tal mercado, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales. 

Sin embargo, la iniciativa no logró avanzar en la Cámara de Diputados en lo particular, por lo que el oficialismo solicitó que el proyecto vuelva a comisiones, dejó sin efecto la aprobación general y todo parece indicar que el proyecto de ley no continuará (o no al menos el mismo presentado en el Poder Legislativo), sino que varias reformas se harán a través de decretos. 

Esta situación y declaraciones Eduardo Rodríguez Chirillo se dieron en un contexto en el que el gobierno prevé recortar subsidios y sincerar y segmentar las tarifas energéticas, a fin de que éstas poco a poco reflejen el costo real del suministro (de acuerdo al funcionario hoy sólo denotan el 45% del precio mayorista). 

Es por ello que el titular de la cartera energética de Argentina indicó que el Poder Ejecutivo se enfocará en la eficiencia energética y en planes destinados al sector comercial del país, los cuales estarán a cargo de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

“Hablamos de uso responsable del consumo y el gobierno instrumentará programas de eficiencia energética con apoyo del Banco Mundial. Ayudaremos para que se promueva y se ayude con financiamiento para que las PyMEs o comercio reconviertan sus equipamientos eléctricos para tener mayor eficiencia y, por tanto, ahorros”, subrayó Rodríguez Chirillo. 

“La tarifa es el pilar fundamental a partir del cual funciona el sistema y atraemos inversiones, porque el sector energético tiene un potencial energético para crecer y será la base para el crecimiento de otros sectores”, insistió. 

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La Asamblea Nacional de Nicaragua aprobó la Ley para la Certificación de Permisos y Autorizaciones Ambientales, este 15 de febrero con voto unánime (ver). Y, a partir de ahora, los trámites ambientales deberán ser certificados por la Procuraduría General de la República (PGR). 

Si bien se argumenta que la medida persigue el fin de contribuir a la protección del ambiente, la seguridad jurídica de la población y la sostenibilidad de los recursos naturales, desde el sector privado lo reciben como una barrera de peso para viabilizar nuevos proyectos. 

Y es que no solo sería una etapa adicional a los trámites previos a la construcción de los proyectos. Mucho se sabe y poco se dice.  

“Las opiniones en el sector son de “espanto”; puesto que, estamos en una profunda crisis política y económica. El país necesita atraer la inversión, no lo contrario”, señaló un profesional del mercado local. 

En este contexto, Nicaragua pone nuevamente en jaque a las nuevas inversiones de energías renovables privadas, exponiendo a aquel que no obtenga su certificación del PGR a riesgos en materia administrativa, civil o hasta penal.  

“La Procuraduría General de la República, otorgará Certificación Ambiental sobre los permisos o autorizaciones que el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA), emite conforme la clasificación establecida en el Decreto N° 20-2017 «Sistema de Evaluación Ambiental de Permisos y Autorizaciones para el Uso Sostenible de los Recursos Naturales»; certificación ambiental que es de obligatorio cumplimiento para que el beneficiario inicie sus obras, so pena de las responsabilidades administrativas, civiles y penales”, indica la iniciativa legislativa aprobada. 

Y aquello no sería todo. Además, se profundiza el control e investigación interinstitucional que podría hasta contar con participación policial, en caso de que se requiera.  

“Para la Certificación Ambiental, la Procuraduría General de la República requerirá al MARENA e instituciones públicas pertinentes, la información y colaboración que considere necesaria; así mismo, para realizar las verificaciones o inspecciones, podrá auxiliarse de las autoridades de la Policía Nacional”, añade el documento. 

Aquello refuerza la idea de que este nuevo paso en tramitología no merece a asuntos ambientales que ya son verificados por el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA). 

“Si algo había que mejorar a lo interno debía mejorarse pero no aumentando trámites, sino mejorando los análisis de los ya existentes”, consideró el referente consultado que insistió en su anonimato. 

Y añadió: “Los usuarios desde el de a pie hasta los de más poder adquisitivo desean trámites ágiles y eficientes. Las inversiones han sido bajas y este tipo de medidas se perciben como excesivas y demoradas”.

Esta medida podría ir en detrimento de las inversiones en energías renovables que, de acuerdo con Climatescope 2023, estaban repuntando. 

“La inversión en energías limpias en Nicaragua fue de alrededor de $37 millones en 2021, un aumento del 1661,9% respecto a 2019 ($2,1 millones)”, señala el reporte. 

Por lo que, el profesional consultado concluyó: “Aún no han publicado cuánto le costará al inversionista este nuevo trámite. Pero sabemos que tiempo es dinero. Sin duda tendrán un efecto negativo”. 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Iberdrola México y México Infrastructure Partners (MIP) han firmado el acuerdo vinculante en junio pasado, por el que el fideicomiso liderado y gestionado por MIP adquiere el 55 % del beneficio bruto de explotación (ebitda) de Iberdrola en el país, incluyendo los contratos asociados y los más de 410 empleos relacionados. 

La eléctrica conservará 13 plantas, toda su actividad con clientes privados y su cartera de proyectos renovables para seguir incrementando sus activos eólicos y solares en el país en los próximos años.

A través de un comunicado la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece o Comisión) informó el jueves pasado que sujetó al cumplimiento de condiciones la autorización de la operación originalmente notificada por Mexico Infrastructure Partners FF, S.A.P.I. de C.V. (MIP) y el Fondo Nacional de Infraestructura (FONADIN) para comprar 13 plantas de generación de energía eléctrica a Iberdrola Generación México, S.A. de C.V. y sus subsidiarias (Operación). 

“El cumplimiento de estas condiciones garantizará que la competencia económica del mercado de generación eléctrica no se vea afectada. Las condiciones impuestas por el Pleno de la Comisión obligan a los compradores a: operar las plantas de generación objeto de la Operación de manera independiente en el mercado, y evitar intercambios de información sensible o estratégica entre competidores”, destacó.

De tal manera, para garantizar que las plantas de generación eléctrica funcionen de manera autónoma e independiente, se impuso, entre otras condiciones, que FONADIN o sus partes vinculadas en la Operación reduzcan y mantengan su inversión en un máximo de 51%, lo cual debe concretarse en un plazo de 24 meses. 

Además, exigió controles y mecanismos para una operación independiente y sin conflicto de intereses. Por ello, se solicitó que en el órgano de gobierno no haya ex-empleados de CFE. 

«Los directivos y personas encargadas de la operación de las plantas de generación eléctrica deberán abstenerse de tener cargos en algún otro competidor; sumado a que no podrán ser designados aquellos que fueron servidores públicos en los últimos 4 años», señala el comunicado.

Paradójicamente, el fallo de COFECE fue celebrado en la mañanera del viernes 16 de febrero por el propio presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) :“Fue un avance, agradecemos al Cofece porque fue un gran paso. Yo no esperaba que aprobaran”.

Si bien se comprometió a cumplir con las condiciones impuestas por el organismo, aprovechó para arremeter una vez más contra el regulador antimonopolios:  “Ayer la Cofece autorizó la compra e impuso limitaciones de que las plantas no pasen a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), porque si no la CFE se convierte en un monopolio, ese es el argumento o la excusa, entonces vamos a idear un mecanismo para cumplir con la Cofece, que espero que no dure mucho”.

A su vez, luego de reconocer la discrepante relación entre Iberdrola y el gobierno en el pasado, el presidente agradeció a la compañía por cumplir con lo pactado y se comprometió a realizar la compra el próximo 26 de febrero.

“En el pasado, se compraron plantas de una empresa española, Iberdrola, porque era, es una empresa predilecta de los gobiernos neoliberales de México y se le daban muchas facilidades. Iberdrola tenía muy buenas relaciones con políticos del más alto nivel”, explicó.

Y añadió: “Me había yo peleado con el señor de Iberdrola y ya cuando firmamos el acuerdo me di un abrazo con él, porque yo estoy aquí para buscar el beneficio del pueblo, no estoy aquí para pelearme y dicho sea de paso se portaron bien y vamos a pagarles el 26 de este mes”.

Buena repercusión del fallo del COFECE

Cabe destacar que las condiciones impuestas por Cofece fueron entendidas como una muy buena noticia para el sector energético ya que confirma que, a pesar de los intenciones del actual presidente, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) no será ni propietaria ni operadora de las centrales que el gobierno comprará a Iberdrola.

En conversaciones con Energía Estratégica, el reconocido experto del sector Carlos Flores brinda su visión al respecto: “La COFECE es la autoridad mexicana en materia de competencia, su objeto es proteger al mercado de prácticas monopólicas. En ese sentido, no sorprende que haya puesto condicionantes a la adquisición pues se asegura que no se cree un jugador preponderante en el mercado eléctrico”.

Y agrega: “ El presidente López Obrador pretendía crear una figura con un inmerecido poder de mercado y lo que consiguió fue crear dos empresas con un poder importante. Ha intentado forzar que la CFE obtenga un papel primordial que no se ha podido ganar compitiendo. Eso fue lo que bloqueó COFECE”, explica.  

De esta forma, este hito es entendido como un rotundo fracaso para el presidente que quería darle mayor preponderancia a CFE y una victoria para el sector energético mexicano porque se garantizan los principios de libre competencia.

Otro fracaso para @lopezobrador_ en el sector eléctrico.

La autoridad en materia de competencia confirmó que @CFEmx no fue, es, ni será la propietaria de las centrales que el gobierno comprará a Iberdrola.

Nunca hubo la «nacionalización» que quisieron hacer creer.

Hilo🧵… https://t.co/7E3J8IsjOL

— Carlos Flores (@ingcarlosflores) February 16, 2024

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 18 de enero la sesión de la Comisión Permanente del Congreso de la República aprobó el primer texto sustitutorio de los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374, dirigidos a promover el uso del hidrógeno verde como combustible y vector energético.

No obstante, el jueves 15 de febrero esta iniciativa fue objeto de una segunda votación, conforme lo estipula el artículo 78 del Reglamento del Congreso, en donde los congresistas llamaron a un cuarto intermedio para cambiar la definición de hidrógeno verde del texto sustitutorio del proyecto de ley que fomenta la investigación, producción, transporte, distribución, comercialización, exportación, almacenaje, acondicionamiento y uso del hidrógeno verde.

De esta forma, se aprobó la decisión de modificar la definición del hidrógeno verde y una vez aplicados los cambios se someterá a una segunda votación para poder dar luz verde a este proyecto de ley.

Cabe destacar que expertos del sector e instituciones como la Asociación Peruana de Energía Renovables (SPR) ya habían advertido este error conceptual en la definición adoptada en el proyecto de ley en la cual se califica como “un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”.

En efecto, la Asociación explicó a través de un comunicado: “Esta afirmación contiene una grave inconsistencia con la definición mundial de hidrógeno verde, el cual se produce a través de la electrólisis del agua utilizando energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero, lo que lo distingue de otras formas de hidrógeno que se obtienen a partir de fuentes no renovables”.

Si bien la SPR está a favor de promover la implementación del hidrógeno verde en múltiples sectores de la matriz energética peruana, considera que debe modificarse el proyecto de ley porque no define al hidrógeno verde de forma correcta, lo cual puede traer implicancias negativas a futuro.

Bajo esta premisa, en la sesión, el congresista Eduardo Salhuana comunicó que se reunió con el flamante ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho y vice ministros, quienes le transmitieron la mencionada preocupación en torno al proyecto de ley.

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

A su turno, el congresista José Cueto agregó: «La definición no está acorde porque abre la posibilidad a otros elementos como el gas natural, que emite carbono y no estaría contribuyendo a reducir las emisiones como el hidrógeno verde. Ese cambio de definición nos ha generado dudas. Por ello, llamamos a cuarto intermedio solamente para regresar a la definición inicial que está mejor elaborada».

De esta forma, el presidente de la Comisión de Energía, Segundo Quiroz Barboza, coincidió con sus pares y llamó a una segunda votación: «Queremos que el proyecto se ejecute de la mejor manera por eso abrimos debate para mejorar el texto. Esta decisión legislativa abre camino a un futuro energético más sostenible y competitivo, promoviendo activamente el uso de hidrógeno verde como combustible».

En este contexto, en conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de la SPR, Brendan Oviedo, se manifestó a favor de la decisión adoptada por los congresistas y espera que una vez realizados los cambios pertinentes se pueda aprobar esta nueva legislación en favor del hidrógeno verde.

Además, se mostró a favor de la actitud del nuevo ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, y llamó a que se sienten las bases para la aprobación de otro proyecto de ley clave para promover las energías renovables que está en discusión en Perú: «Su mensaje ha sido positivo a favor del destrabar proyectos de inversión. Con ello, esperamos que continuaría y fortalecerá el apoyo al proyecto de ley que se encuentra en el Congreso aprobado con dictamen en mayoría y que busca crear bloques horarios y separar potencia y energía».

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), órgano técnico del Ministerio de Energía y Minas (MEM), como regulador del subsector eléctrico tiene entre sus objetivos emitir normas técnicas y fiscalizar su cumplimiento en congruencia con prácticas internacionales aceptadas. 

Es de destacar que durante 2023, la CNEE trabajó nueva normativa para agilizar los procedimientos y reducir los tiempos de conexión y uso de las instalaciones de transmisión en el mercado mayorista; así como en distribución, resolvió ajustes tarifarios y emitió normas técnicas para el servicio de carga de vehículos eléctricos.

Respecto a la actualización de la norma técnica de conexión, esta tuvo su origen en la revisión del marco regulatorio para la conexión y uso de las instalaciones del sistema de transmisión destinadas al Servicio de Transporte de Energía Eléctrica –STEE-. Según precisaron desde la CNEE el principal beneficio fue la simplificación del procedimiento, reduciendo los pasos en un 50%, disminuyendo los tiempos de conexión a menos de 80 días (con opción de modificar los tiempos cuando existe acuerdo entre partes), así como la unificación de aceptación y fijación de peajes, y la implementación de un procedimiento oral para resolver discrepancias. 

Por su parte, para movilidad eléctrica se impulsó la norma para el servicio de carga de vehículos eléctricos para que impacte positivamente en la prestación de un servicio confiable y seguro, la aplicación de estándares internacionales y el libre acceso para los proveedores del servicio de carga. 

Las tareas de actualización normativa se retomaron en el inicio del 2024 y ya en este mes de febrero se aprobó la modificación a la Norma de Coordinación Operativa No. 4 -NCO 4-, «Determinación de los criterios de calidad y niveles mínimos de servicio» (ver) para participantes del mercado mayorista. Y aquello no sería todo. 

Además, este año, en adición a todas las actualizaciones normativas, la CNEE también ha trabajado en la aprobación de nuevas obras para el fortalecimiento del sistema eléctrico. 

Se destacan la aceptación de la ampliación de la capacidad de la subestación Coatepeque II y línea de transmisión Coatepeque (ver), varias obras que forman parte del «Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de TRELEC» (ver) y nuevas instalaciones y obras complementarias de los proyectos contenidos en la Resolución CNEE-194-2021 (ver), Ampliación de la Subestación Río Grande y Jalapa (ver) y los proyectos contenidos en el Lote D de la Licitación Abierta PETNAC-2014 (ver).  

Para los próximos meses, se prevén aún más aportes a la normativa. En exclusiva para Energía Estratégica, Claudia Marcela Peláez Petz, comisionada de la CNEE, adelantó: 

“La Comisión está trabajando en un proceso de revisión del conjunto de Normas Técnicas emitidas por la CNEE con la finalidad de incluir tecnologías nuevas y más eficientes, procesos más cortos y mejoras al subsector eléctrico”.

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