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En el marco del Latam Future Energy Andean Renewable Summit, Sungrow, el principal fabricante de inversores de almacenamiento, identificó a los mercados más prometedores en Centroamérica para la expansión de energías renovables. 

Durante el evento, Oliver Quinteros, responsable comercial para Centroamérica, Caribe y Colombia de Sungrow, destacó en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica la fuerte posición de la compañía en la región.

Sungrow, que ha estado involucrada en proyectos de gran escala superiores a 50 MW, se consolida como líder en Latinoamérica y es reconocida a nivel mundial por Bloomberg por su calidad y desempeño. 

De acuerdo a Quinteros, en su estrategia de expansión, la compañía coloca a Brasil y Chile en su radar, pero señala a la República Dominicana como la «joya de la región», destacando su dinamismo y potencial energético.

“La compañía ofrece una gama variada de inversores y baterías para adaptarse a las necesidades específicas de cada mercado. En economías con sectores renovables más maduros, como Chile y la República Dominicana, los productos de Sungrow han logrado una penetración significativa”, resaltó. 

Y agregó: “La clave de su tecnología reside en la capacidad de las baterías para proporcionar estabilidad al sistema eléctrico, compensando la intermitencia inherente a las fuentes renovables”.

En relación con la rentabilidad de los proyectos de almacenamiento, Quinteros enfatizó la importancia de los servicios complementarios remunerados a través de la regulación, que permiten compensar el alto costo inicial de las baterías.

“Estos servicios son esenciales para mantener la estabilidad de la red, representando una inversión beneficiosa tanto para los inversores como para los Estados”, insistió.

Preparándose para un futuro en el que la mayoría de los proyectos requerirán sistemas de almacenamiento, la firma ha desarrollado tecnología que permite integrar inversores y baterías, proyectando una disminución en el costo de las baterías que hará que su tecnología sea aún más accesible. 

Este enfoque visionario coloca a Sungrow a la vanguardia del mercado, ofreciendo soluciones de almacenamiento sostenibles y económicamente viables que prometen revolucionar la infraestructura energética de Centroamérica.

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¿Qué grandes hitos y aprendizajes destaca de la primera convocatoria RFP tranche 1?

Hay muchas lecciones aprendidas relacionadas con las metas de transformación del sistema de Puerto Rico a uno con mayor participación de fuentes de generación renovable.

En el caso del tranche 1 que mencionas es el que rompió el hielo, como quien dice, y al primero le toca vencer eso obstáculos iniciales que nadie pudo prever con anticipación, pero afortunadamente por un trabajo y un esfuerzo en equipo se han logrado superar cada uno de ellos al punto que hoy tenemos en el Autoridad de Energía Eléctrica sobre 18 proyectos firmados de energía renovable y de almacenamiento por baterías, que en el caso de la producción de energía renovable superan los 800 MW.

El proceso de quiebra de la AE complica la bancabilidad de los proyectos, no obstante entidades locales están trabajando en un acuerdo con el Departamento de Energía de Estados Unidos para que desde el gobierno federal brinden esa espalda financiera para poder viabilizar financiación para los proyectos. ¿Qué opinión tienen desde la AEE?

Apoyamos esa iniciativa desde el Departamento de Energía de los Estados Unidos y de la Secretaria de Energía Granholm que nos ha apoyado en todos estos procesos. En particular esa iniciativa del Departamento de Energía va a traer financiamiento más económico a los proyectos, lo que redundará sin duda en un mayor beneficio a los clientes, porque los costos de construcción del proyecto van a ser más económicos. Por lo tanto, sí es una iniciativa que es excelente. Nosotros la estamos apoyando estamos exhortando a todo el que entienda que esa es la mejor opción de los desarrolladores privados que se muevan en esa dirección y nosotros estamos para apoyar lo que está ocurriendo.

¿Ya están llegando los fondos para proyectos del tranche 1? ¿Podrá extenderse a los siguientes tramos?

Para los siguientes tramos también está disponible. Era al revés, estaba disponible para los demás y el tramo uno no estaba pero lo incluimos. El plan integrado de recursos contemplaba 3.750 MW en seis tramos. Se hicieron tres, ¿vendrán tres más? ¿o se integrarán en un cuarto y último? Se han ido modificando exacto. La última alternativa que estuvimos evaluando es que sea un tramo de mayor capacidad a lo que fueron los primeros con obviamente las lecciones aprendidas para que se pueda lograr esa agresividad. El tramo 1 está a punto de finalizar para que comience la construcción de los proyectos, el Negociado está trabajando activamente con el 2 y el 3 que son los próximos, y por último obviamente el cuarto tramo, que sería ya el final, donde estarían totalizándose los 3.750 MW que es la meta de inicialmente programada.

A esos 3750 MW los anteceden unos tres proyectos que habían sido negociados años atrás con el Negociado. En el marco de la inauguración de Ciro One, que es uno de esos proyectos, ¿qué rol destaca del trabajo junto al sector privado?

Ciro One va a ser el proyecto más grande de Puerto Rico y el Caribe de solar con baterías. Actualmente, el contrato que tenemos con la compañía Ciro es por 90 MW, se enmendó y estamos en ese proceso para incrementar la capacidad del proyecto a 140 MW; lo que sin duda es un avance significativo en el desarrollo de proyectos, porque como puedes notar este proyecto no es que va a comenzar a construirse, este proyecto es que está a punto de terminarse para que pueda entrar en operación comercial próximamente, una vez se termine la infraestructura de interconexión a la red que está en curso ya y así según está ocurriendo con este proyecto va a ir ocurriendo con cada uno de los proyectos del tranche 1 y los siguientes.

¿Como off-taker, como comprador de la energía, se está encontrando en estos procesos competitivos con mejores precios?

Pues mira, el proyecto Ciro One está por debajo de los 10 centavos. Pero los siguientes no. Como mencionó el señor Gobernador, los proyectos cuando fueron aprobados por la Junta de Supervisión Fiscal estaban en un rango entre los 11 centavos y los 13 centavos y a ese precio fue que más o menos se filmaron los proyectos.

Sin embargo, los costos asociados con infraestructura de interconexión añadieron un costo adicional, mínimo obviamente, pero que es parte de la ecuación para el costo completo del proyecto, lo que obviamente subió el costo de los proyectos pero yo te diría que fue en el orden de un 10% pero que es infraestructura que se tiene que construir y que va a formar parte posteriormente de la infraestructura de energía de Puerto Rico ya que una vez esa infraestructura se construya será aceptada por la Autoridad de Energía Eléctrica y se quedará como infraestructura de la Autoridad, o sea que también es una ganancia de la infraestructura del sistema de transmisión y distribución de Puerto Rico.

Además de mejores precios, ¿qué objetivo persiguen?

Como dijo el señor Gobernador, lo que lo que pretendemos es poder alcanzar la meta del 40% para el 2025, es una meta agresiva es una meta yo te diría este bien ambiciosa, pero como notaste todos estamos comprometidos con hacer una realidad las metas de la Ley de Política Pública y en adición hacer una realidad a la transformación del sistema de energía de Puerto Rico para que sea menos dependiente de combustible fósiles y que podamos poner nuestro granito en el mundo, en la contribución de reducirle el calentamiento global y todo lo que está ocasionando el cambio climático.

En lo vinculado a sus centrales térmicas fósiles y en este marco de transición energética, es de público conocimiento que delegaron la sostenibilidad de estos activos a Genera PR pero ¿cómo planifica la AEE su decomisación, será un switch off como está ocurriendo en países como Chile o prevén un recambio tecnológico?

Puerto Rico tiene unas particularidades distintas a otras jurisdicciones que tienen redes interconectadas, la red de Puerto Rico no está interconectada con ninguna otra red por lo tanto la transición de cuando determinar que una central fósil legacy de las que tenemos va a dejar de operar, es un asunto que se tiene que ir evaluando día a día. Hay unas fechas propuestas, pero esas fechas no están escritas en piedra y esas fechas van a depender de que los proyectos que están en desarrollo realmente estén en operación comercial para la fecha estimada y eso es lo que nos va a dar la posibilidad de ir decomisando unidades paulatinamente sin que se afecte el servicio a los clientes. Por lo tanto, sí van a ocurrir decomisaciones y retiros de unidades de combustión, pero no van a ocurrir de manera fija en determinada fecha, no matter what, porque hay unos clientes que son ciudadanos que residen aquí y hay una industria que opera aquí que tiene que continuar recibiendo un servicio de energía confiable.

En cuanto en qué dirección está el recambio tecnológico, pues yo te tengo que decir que el sistema de Puerto Rico no se puede cerrar a ninguna de las alternativas. La solución está en que el sistema sea uno diverso donde todas las tecnologías nuevas para producir energía estén presentes ¿Qué quiero decir con esto? Pues, tiene que estar la energía renovable como solar o eólica, Landfill gas (LFG) de gases de vertedero, tiene que estar también la hidroeléctrica, tiene que estar también la energía convencional posiblemente mediante gas natural e hidrógeno. Ese tipo de tecnología van a continuar porque como te mencioné nosotros estamos en medio del Caribe no estamos interconectados a ninguna otra red y tenemos que proveernos por nosotros mismos el 100% de la energía que consumimos aquí en Puerto Rico para todas las categorías de clientes.

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Durante el evento Latam Future Energy Andean Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en Bogotá, Juan Camilo Navarrete, Regional Sales Director South America de Astronergy Solar, reveló los ambiciosos planes de la compañía china para el futuro cercano.

Astronergy, conocida por ser uno de los principales fabricantes de módulos y celdas solares, tiene como objetivo alcanzar una capacidad de producción de 100 gigavatios (GW) para el año 2025, centrándose en soluciones tipo N topcon.

«La compañía ha invertido específicamente en líneas de producción para la tecnología tipo N y espera alcanzar los 51 GW de capacidad de producción para finales de este año, con un 80% de cuota para tipo N. Para el año 2025, tienen como objetivo llegar a los 100 GW de capacidad de producción, con un 95% dedicado a la tecnología tipo N. Esto refleja la apuesta decidida de Astronergy por esta tendencia en constante crecimiento en la industria solar», reveló.

En este sentido, Navarrete destacó que Astronergy ha estado a la vanguardia en la fabricación de módulos tipo N topcon, apostando por esta tecnología desde sus etapas iniciales de desarrollo. La firma ha invertido considerablemente en investigación y desarrollo para mejorar sus productos y aumentar su presencia en mercados estratégicos, como América Latina.

«Astronergy se encuentra entre los principales fabricantes en capacidad de producción total, ocupando el puesto número 6 cuando se cuentan tanto los módulos tipo P como los tipo N. No obstante, en la categoría tipo N,  se sitúa en el segundo lugar«, afirmó.

Beneficios del Topcon

De acuerdo al especialista, la tecnología tipo N topcon ha desempeñado un papel crucial en el desarrollo de nuevos proyectos solares por los beneficios que aporta al producto.

«Ofrece ventajas significativas en términos de degradación, lo que ha permitido a Astronergy incrementar las garantías de sus productos a 15 años y las garantías de rendimiento a 30 años. Además, esta tecnología permite un balance óptimo en los costos de producción, ya que no requiere modificaciones significativas en las líneas de producción existentes», agregó.

Escuchar al mercado y luego invertir

Además de su compromiso con la tecnología tipo N topcon, Astronergy ha estado invirtiendo en investigación y desarrollo en respuesta a las demandas del mercado. Buscan asegurarse de que sus productos sean compatibles y armonicen con las necesidades cambiantes de la industria.

Navarrete también destacó la misión de Astronergy de ofrecer soluciones integrales y competitivas a nivel mundial. La compañía no se centra únicamente en el precio o la eficiencia, sino que considera una amplia variedad de variables, especialmente en un mercado diverso como el latinoamericano.

Y señaló: «En la región, el costo de capital (CAPEX) es una variable clave, ya que la tecnología de Astronergy debe competir con otras formas de generación de energía que tienen costos nivelados. Por lo tanto, Astronergy trabaja en estrecha colaboración con el mercado y se adapta a sus necesidades para ofrecer soluciones que sean atractivas y competitivas».

A su vez, destacó que Colombia ha sido un mercado importante para Astronergy, con varios años de presencia destacada. Uno de los proyectos más significativos en los que suministró módulos fue el proyecto San Fernando de 63 MW, donde utilizaron módulos bifaciales, lo cual representó una innovación en el mercado colombiano.

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Con el fin de incentivar el uso de tecnologías limpias y energías alternativas, facilitar los mecanismos de participación, incrementar el autoabastecimiento de la demanda, optimizar el uso de los recursos, y minimizar los riesgo de desabastecimiento de energía eléctrica en el períodos de estiaje, el 01 de noviembre de 2023 el Directorio de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables, aprobó la Regulación Nro. ARCERNNR 008/23 “Marco normativo de la generación distribuida para el autoabastecimiento de consumidores regulados de energía eléctrica”, la cual sustituye a la Regulación Nro. ARCERNNR 01/2021, como parte de la mejora regulatoria.

Bajo esta Regulación se permite que los consumidores regulados, previa calificación, puedan instalar Sistemas de Generación Distribuida1 para su autoabastecimiento, a partir del uso de Energía Renovable No Convencional.

Autoabastecimiento se refiere a la condición mediante la cual un consumidor regulado puede generar energía eléctrica de manera autónoma para satisfacer su demanda.

Esta normativa establece las disposiciones para la habilitación, instalación, conexión, operación, y mantenimiento de los SGDA de Consumidores Regulados y aborda las Cinco (5) Modalidades de autoabastecimiento, por medio del autoabastecimiento local y generación en ubicación diferente a la del consumo, al cual se denomina autoabastecimiento remoto:

Modalidad 1a: Autoabastecimiento individual local. El SGDA y el Consumidor Regulado están ubicados en un mismo inmueble.
Modalidad 1b: Autoabastecimiento múltiple local. El SGDA y los Consumidores están ubicados en un mismo inmueble.
Modalidad 2a: Autoabastecimiento individual remoto. El SGDA y el Consumidor Regulado están ubicados en inmuebles diferentes.
Modalidad 2b: Autoabastecimiento múltiple remoto con consumidores concentrados El SGDA y los Consumidores están ubicados en inmuebles diferentes.
Modalidad 2c: Autoabastecimiento múltiple remoto con consumidores dispersos El SGDA y los consumidores están ubicados en inmuebles diferentes (los Consumidores se encuentran dispersos).

La norma determina que en caso que no se inyecte energía a la red eléctrica, los Consumidores Regulados pueden generar potencias de más de 2MW (no hay límites), con base a lo dispuesto en el Acuerdo ministerial.

Sin embargo, esto siempre estará sujeto a la factibilidad de conexión que emita la Empresa Distribuidora, en la cual se analizará si el SGDA que se instale no cause algún problema en la red eléctrica. En el caso que, si exista inyección de energía eléctrica a una red de distribución, la Potencia Nominal estará limitada a 2 MW.

La ARCERNNR realizará un monitoreo periódico a fin de evaluar el impacto técnico por la incorporación de los Sistema de Generación Distribuida para Autoabastecimiento (SGDA) en las redes de distribución y el impacto económico en la sostenibilidad del sector eléctrico, con lo cual se espera identificar oportunidades para una mejora continua a la normativa vigente.

Para mayor información sobre esta normativa invitamos a la ciudadanía a revisar el siguiente enlace: https://www.controlrecursosyenergia.gob.ec/wp-content/uploads/downloads/2023/11/Regulacion-Nro.-ARCERNNR-008-23-signed1.pdf

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Hace dos meses, el gobierno nacional de Argentina modificó el decreto reglamentario de la Ley Nacional N° 27.424 con el fin de facilitar la adhesión de todas las provincias al régimen de fomento a la generación distribuida de energía renovable integrada a la red eléctrica pública.

Por lo que abrió los beneficios promocionales de la GD incluso a aquellas jurisdicciones que estaban adheridas al régimen de forma parcial, siempre y cuando las mismas den cumplimiento a todos los requisitos generales, técnicos y de seguridad allí establecidos.

Misiones fue una de las provincias que se benefició de dicha resolución de la Secretaría de Energía de la Nación, y a partir de ello comenzó una serie de charlas con proveedores de energía e instaladores de equipos en torno a la implementación de la Ley Provincial XVI N°118 de Balance Neto y la adhesión supletoria a la Ley Nacional N°27.424. 

“Estamos contentos porque es algo que trabajamos hace bastante tiempo, de poder incorporar a la provincia dentro de la normativa nacional. Si bien Misiones ya tenía una ley provincial anterior a la ley N° 27424, teníamos dificultades con respecto a los beneficios fiscales e impositivos al no ser una adhesión completa”, explicó Paolo Quintana, ministro de Energía de Misiones, en conversación con Energía Estratégica.

“Pero tras mucho tiempo de gestión con varias provincias, pudimos lograr que se puedan incorporar varias a este régimen sin tener la adhesión total, que no tocaba ningún punto importante sino que era una cuestión de formalidad y las provincias creíamos que la ley nacional avanzaba sobre competencias no delegadas de las provincias a Nación”, agregó.

De igual manera, Quintana vaticinó que también se avanza en la adhesión al Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS) por medio de organismo denominado Fondo de Crédito de Misiones, el cual podría ser utilizado para tener créditos blandos, al igual que aquel implementado por el acuerdo con el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE).

Con ello esperan que se sumen nuevos usuarios generadores – como aquellos que todavía no estaban incorporados bajo ningún decreto reglamentario, sino que ya tenían un sistema de autogeneración instalado, en su mayoría fotovoltaico. 

“Teníamos prácticamente todas las estaciones de servicio de Posadas y gran Posadas cuentan con paneles solares, además de grandes industrias aserraderas y madereras. Por lo que es bueno tener una visión clara y saber dónde acogerse al tener un marco regulatorio. Y la previsibilidad al 2030 es de un 5% de usuarios que podrían sumarse”, manifestó Paolo Quintana. 

“Por otro lado, tuvimos una reunión con la Cámara de Comercio e Industria para llevar adelante la ‘panelización’ de 100 comercios de la ciudad de Posadas, objetivo importante que avanza si todos nos unimos para que haya incentivos y movimiento del lado de los usuarios”, complementó. 

Y cabe recordar que Misiones también cuenta con el Programa de Inserción de Energías Renovables, el cual ya lleva 317 instalaciones de kits solares y la expectativa es alcanzar las 400 instalaciones antes de fin de año mediante una nueva convocatoria. 

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Manuel Peña Suárez, ingeniero electricista y experto en energía, tomó posesión de manera temporal y por un período de tres meses de las funciones de experto comisionado en la planta de personal de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia.

Esta designación no implica la separación de las funciones que actualmente desempeña en su empleo actual como Jefe de la Oficina de Fondos de la Unidad de Planeación Minero Energética UPME, tal como refiere el decreto de nombramiento.

Manuel Peña Suárez tiene una sólida formación académica y una amplia experiencia en el sector energético.

Es Ingeniero Electricista graduado de la Universidad Industrial de Santander y cuenta con especialización en Sistemas de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica de la Universidad de los Andes, así como un máster en Economía de la Universidad Javeriana.

A lo largo de su carrera, Peña Suárez ha ocupado importantes cargos en el sector energético, incluyendo el de Ingeniero de Proyectos Eléctricos en Centrales Eléctricas del Norte de Santander, Jefe de la Oficina de Planeación en el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL), Subdirector de Planificación Corporativa en el Instituto de Planificación de Soluciones Energéticas (IPSE) y Director de Energía en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Cabe destacar que anteriormente, Peña Suárez ya había asumido funciones de encargo en la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) durante un período de seis meses, lo que subraya su experiencia previa y su conocimiento de la dinámica de la CREG.

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Alessandra Amaral fue elegida como la nueva directora ejecutiva de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas por la Asamblea General de Asociados luego del proceso llevado adelante por un Comité de Expertos creado especialmente para evaluar a los candidatos.

Amaral cuenta con más de 30 años de experiencia en minería, servicios públicos y bienes de consumo.

Además, es líder en el sector P&L con una trayectoria diversificada que abarca desde el sector privado hasta el público, en empresas de diversa magnitud.

Durante los últimos 20 años se desempeñó en la industria energética siendo la responsable de dirigir unidades de negocios en Generación y Comercialización de energía eléctrica.

En el sector de distribución, fue responsable de la planificación del mercado y compra de energía en Energisa y Light, donde su último cargo fue vicepresidenta de Generación, Comercialización, Nuevos Negocios y Asuntos Regulatorios.

Por otro lado, durante su trayectoria profesional ocupó diversos espacios institucionales en organizaciones como ABRACEEL (Asociación Brasileña de Comerciantes de Energía), ABRADEE (Asociación Brasileña de Distribuidoras de Energía Eléctrica), APINE (Asociación Brasileña de Generadores Independientes), ONS (Sistema Operador Brasileño) y Norte Energia.

“En esta etapa de mi carrera profesional, sumarme a ADELAT es un reconocimiento y un enorme desafío. Tenemos por delante seguir construyendo conocimiento para impulsar la transición energética a nivel regional y poner en valor el rol de las distribuidoras de energía eléctrica como actores protagónicos de un nuevo paradigma”, expresó Amaral.

Por su parte, el presidente de ADELAT, David Felipe Acosta Correa, destacó: “Estamos muy ilusionados con la llegada de Alessandra a nuestra Asociación y confiamos que nuestra visión compartida continuará construyéndose día a día, a partir del carisma, compromiso y amplia experiencia que hemos identificado en ella”.

Desde ADELAT, le damos la bienvenida a Alessandra y celebramos su incorporación.

Con su sólida experiencia será una pieza fundamental para conducir el trabajo que realizamos hacia la transición energética y en este contexto, seguir generando nuevos intercambios y oportunidades entre nuestros asociados, consultores expertos, organismos multilaterales y otros actores relevantes.

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Se acerca el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, un nuevo mega evento físico organizado por Future Energy Summit (FES). En esta oportunidad, la cita será los días 28 y 29 de noviembre en el Hotel Intercontinental Santiago, Chile. 

La cumbre reunirá más de 400 ejecutivos, funcionarios y diferentes protagonistas de la industria de las energías renovables, especialmente del Cono Sur, que debatirán sobre los principales temas de agenda, desafíos y oportunidades de negocio para el sector. 

Además, el evento contará con amplios espacios para la realización de networking y habrá meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades y desarrollos tecnológicos para el sector, con la presencia de destacadas compañías no sólo de Chile sino también de Argentina y Uruguay, entre otros países

Uno de los focos del evento girará en torno al rol del hidrógeno verde, las normativas, nuevos planes estratégicos, iniciativas y tendencias se avecinan para la región. 

Asunción Borrás, Head de Desarrollo de Negocio H2 en ENGIE Chile; Rossana Gaete, Green Hydrogen Global Manager en AES International Unit; y Marcos Kulka, Director Executive Director en H2 Chile, son los nombres confirmados para dicha mesa de debate, lo que garantiza una conversación de alto nivel. 

CONSULTAR ENTRADAS: comercial@energiaestrategica.com 

Cabe recordar que el H2V está llamado a ser el combustible del futuro, sumado a que varios países del Cono Sur ya cuentan con una hoja de ruta o estrategia nacional, incluso con una ley específica en la materia, a la par que poco concretan diferentes pasos en el camino de hidrógeno y de la transición energética. 

Chile fue uno de los pioneros de LATAM en lanzar su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde (fines del 2020), donde apuntó a contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025 y 25 GW hacia el 2030, con el objetivo de que, a partir de fuentes renovables competitivas, el país pueda producir H2V a menos de USD 1,5 x kg/H2 hacia el 2030. 

Para ello, elaboró un plan de acción concreto para acelerar el despliegue de dicha tecnología y del vector energético en aplicaciones nacionales clave para 2025 y convertirse en uno de los 3 principales exportadores para 2040. Plan que prevé modernizarse en el corto plazo, según explicaron las autoridades del Ministerio de Energía a principios del corriente año. 

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A lo que se debe agregar que hace pocos meses el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó préstamo de USD 400 millones para proyectos de hidrógeno verde en Chile (plazo de amortización a 24 años), la cual se convirtió en la segunda operación de crédito en el marco de la línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión. 

Y si se amplía la mirada hacia los otros países del Cono Sur, también hubo avances al respecto, ya que Argentina publicó su Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno a mediados de septiembre. 

Si bien dicho documento señala que se trabajará en una ley específica, el gobierno ya esbozó que se producirán cinco millones de toneladas hacia el 2050 y, para ello, será necesarios instalar 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de generación eléctrica renovable. 

Mientras que Uruguay, apenas días atrás, lanzó la versión final de su Hoja de Ruta de H2V, con la proyección de 18 GW renovables y 9 GW en en electrolizadores al 2040, es decir magros cambios respecto a la primera versión.

Por lo que, tanto el panel de debate sobre el rol del hidrógeno verde, las normativas y nuevos planes estratégicos, como los amplios meeting points y espacios para la realización de networking podrán ser lugares ideales para dialogar de dichos temas, ya que habrá destacadas asociaciones, empresas y referentes de Chile, Argentina y Uruguay, entre otros países.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico definió brindar una prórroga en el Proceso Informal para la Revisión del Reglamento sobre Desarrollo de Microrredes y Solicitud de Comentarios Públicos.

Hasta la fecha, variedad de actores ya participaron compartiendo sus propuestas, entre ellos destacamos a la Asociación de Almacenamiento de Energía y Solar de Puerto Rico (SESA), al operador LUMA, la organización Volunteers of America y empresas comprometidas con la sostenibilidad del sector como AZ Engineering y JIREH Solar; además de otros profesionales que, en carácter particular, han enviado sus comentarios, tales como el Lcdo. Ángel R. Rivera de la Cruz, Alexandro Pedraza, Ing. Fernando Rivera y la Ing. Nicolette Johnson.

¿Cuál es el motivo de la prórroga? A través de la Resolución y Orden NEPR-MI-2023-0007 se comunicó que el 7 de noviembre de 2023, la Oficina Independiente para la Protección al Consumidor de la Junta Reguladora de Servicios Públicos (“OIPC”) presentó un documento titulado Moción Solicitando Prórroga del Tiempo para Presentar Comentarios de la OIPC, en el que solicitó a la Oficina de Energía Negociado le concediera al menos 15 días adicionales para presentar sus comentarios informales al Reglamento 9028.

Al revisar la Moción del OIPC, el Negociado de Energía concedió al OIPC, a las partes interesadas y al público en general aquella prórroga animando a los participantes del mercado a presentar sus comentarios sobre posibles revisiones al Reglamento 9028 hasta el lunes 20 de noviembre.

Es preciso indicar que con esta iniciativa de «Proceso Informal para la Revisión del Reglamento sobre Desarrollo de Microrredes y Solicitud de Comentarios Públicos» el regulador buscaría tener actualizado el Reglamento 9028 aprobado el 16 de mayo de 2018; por lo que, no se descarta que tras este proceso informal se continúe con un proceso formal de elaboración de normas, según sea necesario y bajo la Ley 38-2017, para estar alineados al avance tecnológico logrado en el último lustro.

¿Qué determinaba el Reglamento 9028? Inicialmente se categoriza cuatro tipo de microrredes: personales, cooperativa, de terceros y cualquier otro arreglo de titularidad y operacional que no haya sido contemplado hasta el momento. A partir de allí, las microrredes están sujetas a varias consideraciones y, salvo que se le indique lo contrario, pueden proveer servicios de energía y/u otros servicios de red tanto a su(s) dueño(s) como a la Autoridad.

Al respecto, es preciso indicar que el Reglamento contempla como «servicio de energía» al servicio de electricidad previsto a un cliente en Puerto Rico por una Compañía de Servicio Eléctrico; mientras que «Servicios de red» incluye servicios auxiliares, respuesta a la demanda y otros servicios de apoyo a la infraestructura de distribución y/o distribución de electricidad.

Aquello no es menor, entendiendo que en los próximos años Puerto Rico espera lograr un 100% de energías renovables y operador del sistema deberá enfrentar ciertos retos que podrán resolverse, por ejemplo con servicios de regulación de frecuencia y voltaje.

Los interesados en aprovechar esta prórroga para enviar sus consideraciones podrán hacerlo vía mail a comentarios@jrsp.pr.gov o por la plataforma https://radicacion.energia.pr.gov

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Jinko Solar, uno de los fabricantes de módulos fotovoltaicos más grandes del mundo y uno de los líderes en la tecnología N-type TOPCon, mantiene un horizonte de innovación y apuesta a lograr una mayor eficiencia de sus productos a lo largo del planeta. 

Tal así que, además de sus conocidos paneles fotovoltaicos, seguirá expandiendo sus fronteras tecnológicas en materia de soluciones de almacenamiento para el sector energético a partir del próximo año con el objetivo de un mayor valor porcentual de eficiencia sobre la competencia, hecho que resulta crucial en proyectos a largo plazo. 

“Por el lado del storage, Jinko Solar tiene un producto de 3,44 MWh en un contenedor de 20 pies y el próximo año fabricaremos nuestras propias baterías, logrando llegar a 5 MWh en un contenedor de 20 pies”, afirmó Jorge Alvarado Venegas, Sales Manager para Energy Storage System para LATAM de Jinko Solar 

“Con ello apostamos a la eficiencia y mayor densidad de energía por metro cuadrado de área, considerando que los sistemas de almacenamiento son cruciales para tener una matriz energética robusta”, agregó.

Estas declaraciones por parte del especialista llegaron durante la primera jornada del mega evento físico “Latam Future Energy Andean Renewable Summit”, organizado por Future Energy Summit (FES) en el JW Marriott Hotel de Bogotá, que se llevó a cabo días atrás.

Allí, Jorge Alvarado Venegas dio a conocer las novedades para la industria que plantean por parte de la firma china y también analizó el papel de la generación distribuida y del almacenamiento como aliados clave de la transición energética.

Bajo ese contexto, el Sales Manager para Energy Storage System para LATAM de Jinko Solar planteó que una gran oportunidad para el sector de las renovables se encuentra en el cambio de electrificación de las plantas del oil & gas, dado que éstas utilizan grupos electrógenos para energizar sus centrales pero que poco a modo optan por otras alternativas más limpias. 

“Las plantas del oil & gas ya están dispuestos a cambiar esa mentalidad y colocar sus propios proyectos fotovoltaicos híbridos con sistemas de almacenamiento, lo que también se observa en el sector comercial – industrial”, sostuvo en la cumbre que reunió a más de 400 referentes del sector renovable.

Jinko Solar se posicionó como la empresa N° 1 en importación de módulos solares en Brasil

Igualmente, también reconoció que, en Colombia, aún existen retos normativos, tributarios y de conexión que pudieran pulirse con el objetivo de lograr un empuje del desarrollo de estas tecnologías en el país.

“Es fundamental trazar la hoja de ruta en cuanto a incentivos, marcos regulatorios, reformas impositivas, como también la expectativa que tiene el gobierno versus las expectativas de los privados y sobre una regulación de precios óptima por tramos horarios. Es un mercado a la alza pero se requiere un marco regulatorio apoyado por el gobierno”, subrayó. 

“Otro punto importante está vinculado a los tiempos de conexión, a tal punto que llegan a ser de 6/8 meses o un año, lo que es mucho tiempo para que una empresa pueda soportar una inversión de millones de dólares. Mientras eso no se regule, solamente tendremos a las grandes compañías que controlan el 90% de generación de energía eléctrica”, añadió.

La entrada Jinko Solar proyecta fabricar baterías de 5 MWh a partir de 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del encuentro semanal, organizado por Olade, el BID y el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay−, se reunieron los representantes de la Asociación Brasilera de Generación Distribuida, ABGD; la Asociación Colombiana de Energía Solar, ACOSOL; la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables, ASOFER de República Dominicana; la Asociación Uruguaya de Energías Renovables AUDER y la Asociación Chilena de Energía Solar ACESOL; quienes firmaron un acuerdo para comenzar a trabajar en el desarrollo de un plan de cooperación conjunta para la promoción de los recursos energéticos distribuidos.

“Se trata de un paso que traerá beneficios para los asociados y los países representados; Brasil, Chile, Colombia, República Dominicana y Uruguay; promoviendo el desarrollo de los negocios sostenibles, así como de estrategias conjuntas para impulsar la implementación de proyectos de generación distribuida” afirmaron las asociaciones firmantes.

Detallaron, además, que junto con promover el intercambio de conocimientos y oportunidades para los países involucrados, la idea es contribuir a la integración, el desarrollo sostenible y la transformación energética de la región.

El objetivo de este compromiso se enmarca en la promoción e impulso conjunto hacia una transición energética, a través de un desarrollo renovable, como herramienta fundamental para la mitigación del cambio climático.

Además de compartir buenas prácticas, es un apoyo para promover inversiones en generación distribuida en Latinoamérica e impulsar marcos regulatorios que sean afines y consistentes con las políticas ambientales, sociales y económicas de cada uno de los países miembros.

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Quilapilún, la primera central solar de gran escala ubicada en la Región Metropolitana, de la compañía Atlas Renewable Energy, en búsqueda de ampliar su contribución al desarrollo sostenible del territorio, ha implementado un plan piloto con la técnica de pastoreo solar dado que la actividad se ha visto afectada en la zona a causa de la escasez hídrica que se está viviendo en Chile.

Justamente en el contexto de la gran sequía que afecta al país, la compañía identificó una importante reserva de vegetación y césped en un área del parque fotovoltaico y es así como surge la idea de ir en apoyo de la comunidad cercana a Quilapilún ayudando al pastoreo de ovejas. La iniciativa se está desarrollando en un área de 80 hectáreas, en un sector cercado y separado del resto del proyecto.

Mediante  el “pastoreo solar”, -solución sostenible que Atlas ya había implementado anteriormente en centrales de Uruguay- el rebaño de veinte ovejas, se alimentan a diario en este sector del parque aprovechando el pasto y la vegetación disponible. Esta acción sin duda genera valor compartido entre la comunidad y la compañía, aportando alimento para los animales y generando un método natural de control de vegetación contribuyendo a los procesos de mantenimiento de ese sector de la planta.

Para tener un control y seguridad de las ovejas, el plan piloto se está realizando en un sector apartado de la planta en el que Atlas realiza actividades de innovación y desarrollo para testear iniciativas que luego serán usadas en sus proyectos, ya que es un sector cercado, lo que permite minimizar el tránsito de vehículos. Se estima que el proyecto se mantendrá activo hasta diciembre de este año mientras la disponibilidad del césped así lo permita. Finalizado el proyecto se evaluará la continuidad de este plan piloto para continuar generando valor compartido y promoviendo el desarrollo de la economía circular.

Atlas Renewable Energy es una compañía internacional de generación de energía 100% renovable que desarrolla, construye, financia y opera proyectos de energía limpia en Latinoamérica. Cuenta con más de 4 GW de proyectos contratados, de los cuales, 2.2 GW se encuentran actualmente en operación, siendo uno de los mayores productores de energía solar en la región.

Actualmente tiene tres proyectos solares de gran escala en Chile. Javiera, ubicada en la Región de Atacama generando 161 GWh por año. Quilapilún, ubicada en la Región Metropolitana, la cual genera 243 GWh por año y Sol del Desierto, ubicada en la Región de Antofagasta, la cual genera 714 GWh por año. En la actualidad, se está desarrollando su primer portafolio eólico en el sur de Chile (ALPACA), compuesto por Los Alpes (La Araucanía), El Guanaco (El Maule) y Altos de Tablaruca (Los Lagos), los que sumarán otros 417 MW de energía limpia para Chile.

En cada proyecto, la empresa busca ser un aliado en los territorios donde se emplazarán a través de un relacionamiento temprano con las comunidades promoviendo el diálogo, participación y la inversión social.

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Durante el reciente Latam Future Energy Andean Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en Bogotá, Juan Carlos Ruiz, Regional General Manager de Soltec, compartió perspectivas clave sobre el futuro de la energía solar en la región Andina. 

En su intervención en el panel «Nuevas soluciones y desarrollos tecnológicos para maximizar la competitividad del sector solar en la región Andina«, Ruiz destacó el papel significativo de Soltec en el avance de la transición energética en Colombia.

«Somos la empresa que más trackers ha suministrado en Colombia, con más de un gigavatio (GW) instalado, lo que nos convierte en la estructura móvil más utilizada en el país», afirmó Ruiz. 

Esta hazaña no sólo subraya el liderazgo de Soltec en el mercado colombiano, sino que también refleja su compromiso con la innovación y la sostenibilidad. Con una plantilla de más de 650 empleados en Colombia, Soltec se ha posicionado como un actor clave en el sector energético. 

En este sentido, Ruiz enfatizó sobre la necesidad de una colaboración más estrecha entre el gobierno y las empresas privadas para impulsar la transición energética en Colombia. 

«Necesitamos que el gobierno innove en sus regulaciones para facilitar la implementación de nuestros proyectos y para que las empresas puedan mejorar continuamente», señaló.

Además, el ejecutivo destacó que Soltec no solo se destaca por su capacidad de instalación, sino también por su enfoque en la innovación y el desarrollo tecnológico. 

«Contamos con 50 patentes activas en nuestros trackers y más de 290 registros de propiedad intelectual», destacó Ruiz, evidenciando el compromiso de la empresa con la vanguardia tecnológica en el sector.

A su vez, según el experto,  Soltec está explorando nuevas áreas de innovación, como el hidrógeno verde y el desarrollo de baterías para el almacenamiento de energía solar, lo que representa un avance significativo para aliviar las redes eléctricas. 

La empresa también está trabajando en un proyecto llamado Ecovoltaica, que integra aspectos ecológicos y comunitarios en el diseño de sus plantas solares.

Por último, Ruiz concluyó su intervención con un llamado a la acción: «No podemos ser un sector tradicional; debemos ser disruptivos e innovadores para democratizar la energía. Si no lo hacemos nosotros, nadie lo hará».

 Este mensaje resuena con la visión de Soltec de ser un líder en la transición energética, no solo en Colombia sino en toda la región.

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Panamá dio inicio oficialmente a la implementación de la línea de acción número uno de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde vinculada a crear el Plan Maestro Conceptual de Hidrógeno Verde y derivados.

Para impulsar hubs de hidrógeno verde a partir del desarrollo de toda su cadena de valor, el plan incluirá cuáles son las inversiones en infraestructura que tiene que hacer el país, cuáles pueden ser provistas por el sector público y cuáles pueden ser provistas por el sector privado, así como cuál es el rol de la ciudadanía y las empresas.

“Es importante ir afinando los números. Si bien es cierto que, hace unos meses, presentamos los análisis de prefactibilidad para producir algunos derivados del hidrógeno verde en nuestro país; hoy, nos toca la tarea de poder proveer números del total de la inversión para hacer esto posible”, señaló Rosilena Lindo Riggs, subsecretaría de Energía de Panamá.

Para lograrlo, Panamá cuenta con el apoyo del Banco Mundial y la expertise del consorcio conformado por R – Ricardo Energy & Environment, PRDW – Consulting Port and Coastal Engineers y MTBS – Maritime & Transport Business Solutions. 

Aquellas entidades que estarán elaborando el Plan Maestro Conceptual de Hidrógeno para Panamá tienen como compromiso entregar en el mes de febrero del 2024 el informe de inicio, propuesta inmediata y renderización del plan para llegar a la propuesta final del plan maestro conceptual.

Con la intención de recopilar ideas se invita a todas las partes interesadas a colaborar con contenido relevante a comunicarse con los hacedores del plan al correo electrónico godert.vanrhede@mtbs.nl para agendar entrevistas uno a uno para apuntar sus comentarios.

“Este es un proceso constructivo e inclusivo, no es solo la Secretaría de Energía y los colaboradores del consorcio que nos está apoyando y el Banco Mundial. Quiero que vean esto como una plataforma para poner sus dudas, sugerencias y expectativas de qué sería interesante poder contar como insumo para que puedan ser parte también sus empresas, sus organizaciones e instituciones de este hub de hidrógeno verde y derivados (…) y nosotros desde la Secretaría Nacional de Energía coordinar con el resto de las instituciones del sector público cómo podemos hacer de esta cadena de suministros para el hidrógeno verde y derivados mercado naciente en Panamá”, exhortó Lindo Riggs.

El potencial de desarrollo de una industria de hidrógeno verde en Panamá es prometedor. En instancias preliminares el consorcio identificó zonas aptas para su despliegue en Balboa y Colón por lo que ya trabajan en un informe provisional que dé cuenta de su prefactibilidad.

El transporte será eje para las primeras iniciativas vista gran la confluencia de flotas de barcos y aviones que transitan el país y el enorme impacto que puede significar la incorporación de hidrogeno verde y derivados para la disminución de emisiones en este sector.

“Estamos mandando señales muy precisas al sector marítimo y al sector aviación de que aquí en nuestro país pueden encontrar un supermercado de energéticos limpios para llegar a cumplir esa misión que como país y como planeta nos hemos propuesto”, aseguró Rosilena Lindo, subsecretaría de Energía de Panamá.

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La generación distribuida jugará un papel fundamental en la ecuación para que Colombia alcance la ambiciosa meta de 6 GW de renovables a la que el gobierno actual de Gustavo Petro se planteó llegar antes de la finalización de su mandato. 

Desde Baywa RE participaron en el mega evento físico “Latam Future Energy Andean Renewable Summit”, organizado por Future Energy Summit (FES) en el JW Marriott Hotel de Bogotá, donde analizaron los retos y oportunidades a los que se enfrenta la GD en el país.

“Valoramos de forma positiva el segmento de autogeneración. Vemos un gran potencial por el mayor interés de los hogares colombianos en pasarse a la energía solar y por la necesidad de encontrar otras fuentes alternativas y sostenibles que ayuden a una mayor independencia energética”, señaló Carlos Parra, director general de Baywa RE. 

“Hay un par de tendencias en la industria solar que pasan en el mundo y que también afectan a Colombia. La primera es la transformación de los hogares e industrias en microgeneradores, lo que hace que no sean entes pasivos que reciben energía sino que también se convierten en factores activos”, insistió. 

A pesar de ello, el especialista planteó que la sostenibilidad, el acceso a la tecnología y que la instalación de la misma tenga sentido en el costo son factores importantes para el segmento de la autogeneración. 

Como también la importancia de discutir una hoja de ruta y políticas claras en la materia que permitan acelerar el crecimiento de los microgeneradores de energía para agilizar el proceso en Colombia, considerando que se vislumbra que el mercado es 60% residencial y 40% comercial – industrial. 

“Además, se ve un crecimiento exponencial tanto on-grid como off-grid en sistemas de almacenamiento para autogeneración y estamos preparados con productos de primera calidad para absorber este crecimiento”, apuntó el director general de la empresa distribuidora de productos fotovoltaicos con más de 25 años de experiencia y presencia en más de 30 países. 

Justamente, desde Baywa RE ofrecen tecnología de punta para afrontar esa creciente demanda, tales como paneles solares de primera calidad, inversores, estructuras de montaje y todo lo necesario para una instalación fotovoltaica. 

Sumado a que el servicio técnico pre y post venta se vuelve un valor agregado, ya que, el mismo tiene “el objetivo de mejorar el conocimiento de los instaladores y que las instalaciones cumplan con todos los requerimientos y los equipos con su función de forma óptima”, según mencionó Carlos Parra.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil presentó su anteproyecto de ley para abordar el marco legal – reglamentario del hidrógeno bajo en carbono en el país, considerando que su avance es una de las prioridades del Plan Trienal 2023-2025 del Programa Nacional del Hidrógeno (PH2).

Es decir que la iniciativa del ejecutivo contempla al H2 producido a partir de tecnologías y fuentes de energía con bajas emisiones de gases de efecto invernadero, o con la adopción de tecnologías de eliminación de carbono (captura y almacenamiento), incluido el carbono negativo, que abarca: 

Renovables, 
Combustibles fósiles con captura, almacenamiento o uso de carbono;
Energía nuclear;
Residuos;
Hidrógeno natural; 
Pirólisis de gas natural y biometano y microondas residuales, procesos híbridos o blends entre distintas fuentes

El MME le presentó el borrador al Grupo de Trabajo sobre Transición Energética del Consejo Económico Social Sostenible (CDESS), conocido popularmente como «Conselhao» (recibirá consultas hasta el 17 de noviembre) y de este modo, se convierte en el tercer anteproyecto sobre el H2 tras lo hecho por el Senado Federal (18/10) y la Cámara de Diputados (31/10). 

Este anteproyecto de ley busca promover la adecuada expansión de la producción y uso de hidrógeno bajo en carbono en la matriz energética nacional, contribuir con previsibilidad para su participación competitiva en los mercados de combustibles e insumos industriales; como también contribuir al cumplimiento del Acuerdo de París. 

Pero a diferencia de las otras iniciativas legislativas, en esta oportunidad la entidad encargada de la cartera energética de Brasil puso el foco en la certificación del hidrógeno, a tal punto que propone la creación del Sistema Brasileño de Certificación de Hidrógeno (SBCH2) y la estructura, gobernanza y competencias de los órganos que formarán parte del mismo. 

“El certificado se emitirá para informar la intensidad de las emisiones relacionadas con la cadena de productos del hidrógeno (…) El sistema de certificación a que se refiere el caput será voluntario para los productores de hidrógeno y/o sus derivados producidos en el territorio nacional, y podrá ser utilizado con fines de información y difusión”, señala el documento al que accedió Energía Estratégica. 

“Las reglas y gobernanza establecidas en la SBCH2 serán de obligado cumplimiento para todos los agentes económicos de la cadena de valor del hidrógeno que deseen emitir certificación para el hidrógeno o sus derivados producidos en territorio nacional”, agrega. 

Mientras que para el posible uso de hidrógeno de origen importado, el reglamento abordará el proceso de reconocimiento de la certificación adoptada en el territorio de origen.

Por otra parte, la certificación del hidrógeno producido en Brasil deberá contener, como mínimo los siguientes aspectos: 

Modelo de cadena de custodia que será adoptado
Alcance de las emisiones de GEI que serán consideradas
Frontera del sistema de certificación
Unidades certificables que serán relatadas en el certificado
Criterios para la suspensión y cancelación de los certificados de hidrógeno emitidos
Instrumentos de flexibilidad que pueden ser adoptados en casos de pérdida temporal de la especificación del hidrógeno.

Exploración y producción de H2

El borrador de la ley prevé que se desarrollará este vector energético tanto de manera onshore como offshore, ya sea en el mar territorial como en la plataforma continental o la zona económica exclusiva de Brasil.

Y la Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural y Biocombustibles (ANP) será la responsable de regular, autorizar y supervisar el ejercicio de la exploración y producción de hidrógeno natural en el territorio nacional (deberá establecerse las modalidades de otorgamiento las concesiones). 

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En respuesta al aumento de los costos de la energía en todo el mundo, los propietarios de viviendas recurren cada vez más a soluciones de energía solar sostenible. Al buscar alternativas económicas, confiables y seguras, están reconociendo los beneficios de los sistemas fotovoltaicos (PV).

Sin embargo, un sistema fotovoltaico, que normalmente comprende múltiples componentes procedentes de varios proveedores, puede ser intrínsecamente complejo y plantea desafíos durante los procesos de instalación y gestión. Además, los usuarios potenciales de sistemas fotovoltaicos residenciales pueden encontrarlos abrumadores debido a la falta de experiencia para navegar por las complejidades de la selección del sistema.

Al reconocer este problema, GoodWe, uno de los principales actores del sector solar mundial, ha desarrollado soluciones integrales, que comprenden generación, almacenamiento, carga y gestión inteligente de energía, para simplificar y mejorar la experiencia del sistema solar. Dentro de esta línea integral, la solución EcoSmart Home está diseñada específicamente para satisfacer las diversas necesidades de los propietarios. Ofrece una gama de productos GoodWe, que incluyen inversores, baterías, energía fotovoltaica integrada en edificios (BIPV), cargadores de vehículos eléctricos y otros accesorios. Se pueden generar soluciones personalizadas según los requisitos específicos de uso de energía.

En el centro de la solución EcoSmart Home se encuentran los inversores híbridos de alta eficiencia de GoodWe, conocidos por su excelente rendimiento y confiabilidad. Combinados con baterías LiFePO4, estos inversores permiten que el sistema almacene de manera eficiente el exceso de energía para uso doméstico posterior, lo que garantiza rentabilidad y un suministro de energía ininterrumpido. Durante una tormenta o un apagón, se activará automáticamente un modo de respaldo, que proporcionará un suministro continuo de energía sin interrupción perceptible.

Además, EcoSmart Home ofrece opciones BIPV, incluidas tejas fáciles de instalar que se integran perfectamente en la apariencia de la residencia y al mismo tiempo priorizan la seguridad. Estos productos establecen aún más a la empresa como un proveedor integral de soluciones integrales.

Como complemento a los componentes de hardware, EcoSmart Home incluye un sistema de gestión de energía (EMS) inteligente para monitorear y controlar todo el sistema. A través de esta plataforma fácil de usar, los propietarios pueden acceder de forma remota a funciones y soporte a través de una interfaz visualizada, optimizando su solución de almacenamiento de energía. Este software de gestión distingue a GoodWe como una de las pocas empresas que posee componentes tanto de hardware como de software en el sector.

La seguridad es una prioridad máxima para los propietarios de viviendas y EcoSmart Home aborda esta necesidad a través de funciones avanzadas como el sistema inteligente de administración de baterías (BMS), protección contra rayos, apagado rápido a nivel de módulo y tecnología de interrupción de circuito por falla de arco (AFCI). Recientemente, GoodWe lanzó su última generación de AFCI que se integra con IA y aprendizaje profundo; Los sistemas fotovoltaicos de GoodWe que cuentan con esta tecnología pueden prevenir de manera más efectiva incendios eléctricos causados ​​por fallas de arco de CC.

La solución EcoSmart Home ha estado en el mercado desde 2022 y su oferta se actualiza continuamente para adaptarse a una gama más amplia de necesidades del hogar. Más recientemente, la gama EcoSmart Home se amplió con la introducción de la última generación de inversor híbrido ET y batería Lynx-F de alto voltaje. Según la empresa, estas incorporaciones permiten que las soluciones satisfagan necesidades de rango de energía más amplio y proporcionen una mayor capacidad de almacenamiento.

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La Asociación de Iberoamericana de Energía (ASIDE), la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE) y la Asociación Española de Derecho de la Energía (AEDEN) oficializaron el pasado 07 de noviembre un Acuerdo de Cooperación a fin de profundizar una alianza que permite, unir a los reguladores de la región para intercambiar ideas sobre los desafíos y los perfeccionamientos del marco regulatorio Iberoamericano.

La finalidad de esta unión es formular actividades y estrategias que permitan establecer vínculos de cooperación entre ASIDE, ARIAE y AEDEN, con el propósito de formular estrategias y actividades que contribuyan a desarrollar una regulación energética eficiente, flexible, justa, descarbonizada y que promueva las inversiones necesarias para la transición energética en los países de Latinoamérica y El Caribe.

De esta forma, las organizaciones se han comprometido a colaborar a través del intercambio de conocimientos, ideas y lecciones aprendidas en el marco de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) en su Agenda 2030 “Transformar nuestro mundo”, especialmente los referidos a: Energía asequible y no contaminante, Industria, innovación e infraestructura y ciudades y comunidades sostenibles).

ARIAE es una entidad de derecho privado sin ánimo de lucro, compuesta por 26 autoridades reguladoras energéticas de 20 países: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, España, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Perú, Portugal, Puerto Rico, República Dominicana, Uruguay y el regulador multinacional de América Central (CRIE).

El acuerdo firmado por la Presidencia de ASIDE, William Villalobos, el presidente de ARIAE, José Fernando Prada, y el Presidente de AEDEN, Vicente López-Ibor Mayor también busca elaborar proyectos conjuntos en áreas de interés común, unificar esfuerzos y experiencias, apoyar la difusión de mejores prácticas regulatorias y colaborar en la organización de talleres, conferencias y seminarios de formación, entre otros tantos objetivos.

“Hoy damos un paso medular en nuestro compromiso de aportar al rediseño de las mejores formas de intervención regulatoria en el sector energético. Esta alianza con ARIAE es una valiosa oportunidad que permitirá compartir experiencias y cooperar en actividades de interés común, incluyendo la investigación y el desarrollo necesario para una transición energética justa y exitosa en los países de nuestra región”, destacó la William Villalobos, Presidente de ASIDE.

ASIDE, ARIAE y AEDEN trabajarán en la organización y realización, a nivel regional, de estudios, análisis e investigaciones que involucren mejoras en la regulación nacional y regional, para tratar de alcanzar los ODS en los ámbitos energético y medioambiental, así como colaborar en la difusión de las mejores prácticas regulatorias, incluido el desarrollo institucional de los reguladores en la región.

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