El módulo de doble vidrio bifacial de tipo N de DAS Solar es altamente recomendado por sus excepcionales resultados, con una eficiencia máxima de hasta el 22.8%, lo que garantiza una producción de energía sólida y estable.

La tasa bifacial alcanza hasta el 80%, lo que proporciona una producción de energía adicional un 30% mayor que la de los módulos convencionales.

Además, los módulos exhiben un rendimiento excepcional en condiciones de poca luz, con una producción de energía superior a la de los módulos convencionales en condiciones de luz débil, como la neblina y el clima nublado.

Los módulos de doble vidrio bifaciales de tipo N son confiables y han pasado la prueba de la nueva norma IEC en tres ocasiones, con una garantía de materiales de 15 años y una garantía de potencia de 30 años.

Los módulos de doble vidrio bifaciales de tipo N son ampliamente aplicables y adecuados para diversos entornos, como BIPV, instalación vertical, áreas cubiertas de nieve, alta humedad y zonas con viento fuerte y arena.

Es importante destacar que los productos de DAS Solar ahora están aprobados para su uso en cualquier proyecto respaldado por el Banco Europeo para la Reconstrucción y el Desarrollo (EBRD), ya que Innovation Energy LLC ha completado el proceso de inclusión en el Selector de Tecnología Verde del EBRD.

China y Georgia han construido relaciones durante más de 30 años. Según datos de la Oficina Nacional de Estadísticas de Georgia, China se ha convertido en el tercer socio comercial más importante de Georgia en enero y febrero de 2023. Mientras implementa activamente su estrategia global, DAS Solar ha utilizado el RMB (yuan chino) como método de comercio internacional. Esta es la primera vez que DAS Solar utiliza el RMB para el pago de pedidos, lo que ayudará a promover y mejorar aún más la internacionalización del RMB.

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Chile actualmente cuenta con 150 generadores y comercializadores, 71 de los cuales realizan retiros. Por lo tanto, existe competencia en la oferta de suministro, que podría ser aprovechada por las pequeñas y medianas empresas que aún no pueden participar del mercado libre. 

Y hasta el momento, se han conocido dos instancias emanadas tanto del Senado como de la Cámara de Diputadas y Diputados, respectivamente, que impulsan revisar el límite para ser considerado cliente libre.

“Si bajamos el límite le estamos dando una alternativa a los clientes que están en torno a los 100 y 500 kW, principalmente pymes”, comentó Camila Alvarado, jefa de Gestión y Mercado de Emoac, en el contexto del webinar “¿Qué falta para que puedas elegir tu suministro eléctrico?” organizado por la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía.

Según datos de Emoac, en el sistema existen alrededor de 6,5 millones clientes regulados y sólo el 3% corresponde a clientes no residenciales que están en el rango entre 100 y 500 kW, esto es, alrededor de 130.000 usuarios finales. Este universo representa 30,8 terawatts/hora/año de energía y únicamente el 18% corresponde a los usuarios entre 150 y 500 kW. 

La historio muestra que el año 2016 sólo un 5% de los clientes mayores a 500 kW migraron, iniciando un tránsito que duró 4 años a un promedio de 25% por año.  Por ello, el impacto de la migración de clientes regulados a libres produce inquietud en algunos actores del sector, sobre todo, debido al efecto que tendría sobre los contratos de compraventa de energía firmados entre las empresas distribuidoras y generadoras. Sin embargo, según Alvarado, en un escenario extremo donde se dé el plazo de 1 año para esta migración, “el efecto real sería de un 4,1% en la reducción de los contratos que existen entre generadoras y distribuidoras, que no es un porcentaje tan significativo respecto al beneficio que podría tener un pyme que ha sido muy afectada desde el 2020 a la fecha”.

Por otro lado, en un escenario más conservador de una reducción de 100 kW al año, en el año de mayor impacto “este efecto sería sólo del 0,8%. No es algo que impacte a los generadores que participan en las licitaciones reguladas”, indicó Alvarado.

Camilo Charme, Gerente General de la Asociación de Generadoras, señaló que “lo importante es que las políticas sean coherentes para que el avance en una línea no afecte algunos avances ya logrados o los desafíos de otras políticas públicas. Sobre los contratos a clientes regulados tendríamos que ver cuáles serían los efectos. Si una política paralela empieza a modificar las condiciones base de estudio, obviamente que vamos a tener medidas de transición que permitan mantener ciertas bases de los cálculos iniciales de esos contratos que ya están adjudicados, por lo tanto, dieron derechos adquiridos a sus titulares”.

Por su lado, Javier Bustos, Director Ejecutivo de Acenor, subrayó que “para que haya competencia deben haber menores asimetrías de información. Hoy en día hay 2.500 clientes libres que representan el 60% del consumo eléctrico del sistema. Nuestros asociados lo único que están buscando son contratos de suministro renovable. Por lo tanto, los que están hoy día traccionando de alguna manera la inversión, no son solo estos contratos regulados, sino también los contratos libres”.

En tanto, Charme comentó que los contratos regulados chilenos “se van conformando como una piscina con diferentes oleajes. Hemos podido ver en la experiencia de otras latitudes que también fue un paraguas, una barrera de contención contra el shock de precios circunstanciales”.

De acuerdo con Bustos, el cliente debería migrar más fácilmente pero siempre con el resguardo de que esto no afecte ciertos contratos o ciertas políticas públicas que son parte de la institucionalidad chilena. “No hay una contradicción entre cliente libre y regulado, como lo que gana uno, lo pierde el otro. En realidad, todos los clientes están sometidos a una regulación similar y aquí hay oportunidades donde algunas veces los precios de los clientes libres podrían estar por arriba de los clientes regulados y a veces de la otra manera”. 

Desde el punto de vista de Generadoras de Chile, Charme recalcó que “cualquier cambio de política pública tiene que ser lo más coherente con las políticas públicas que han sido exitosas como es el caso de aquellas que han permitido la entrada de competencia, no solamente en cantidad, sino que en calidad en Chile en el sector generación”.

Por último, Bustos señaló que “la posibilidad de que algunos clientes puedan optar, clientes regulados y libres, está dentro de las cosas que podrían ayudar bajo ciertas condiciones habilitantes, bajo cierto cambio en la lógica que no es necesariamente la que ha venido imperando por los últimos 30 años”.   

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A poco más de cuatro años de su puesta en vigencia, el Régimen de Generación Distribuida de Energías Renovables establecido por la Ley 27.424, que opera en la órbita de la Secretaría de Energía de la Nación, alcanzó los 21.228 kW de potencia instalada, aportados por 1.167 usuarios generadores (UG) en 13 provincias. Estos 21,2 MW equivalen a la demanda eléctrica anual de 14.000 hogares y representan un total de 16.000 toneladas de emisiones de dióxido de carbono (tCO2) evitadas.

Según el último Reporte de Avance, correspondiente al mes de marzo, el 47% de la potencia instalada lo aporta la provincia de Córdoba (10.057,7 kW), seguida por la provincia de Buenos Aires con el 25% (5.252,9 kW), la Ciudad Autónoma de Buenos Aires con un 8% (1.800,6 kW), la provincia de San Juan con el 8% (1.716,9 kW) y la provincia de Mendoza con un 5% (1.110,1 kw) con reuniendo entre estas cuatro jurisdicciones el 93% del total de potencia incorporada a la red eléctrica pública nacional hasta la fecha.

Actualmente se encuentran inscriptas en el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable 225 distribuidoras y cooperativas eléctricas y son quince las provincias adheridas a los beneficios promocionales previstos por la Ley.

Además, recientemente se actualizó el monto del Certificado de Crédito Fiscal (CCF), beneficio promocional que incentiva la instalación de equipos de generación distribuida.

En esta ocasión la medida se implementó a través de la Disposición 34/2023. La actualización elevó el valor por unidad de potencia instalada de $65 a $120 por cada watt, lo que significó un aumento de aproximadamente al 85%. Adicionalmente se estableció también el nuevo del tope máximo a otorgar por cada usuario – generador beneficiario, pasando de $4.500.000 a $8.500.000, con un incremento porcentual de más del 88%. Estos nuevos montos son aplicables para las solicitudes de reserva de cupo aprobadas a partir del 1º de enero de 2023 y hasta el 31 de diciembre de 2023.

Respecto a la implementación de este beneficio, en los primeros cuatro meses de 2023 se otorgaron más de 63 millones de pesos, correspondientes a 38 CCF. Hasta la fecha se han otorgado un total de 94 CCF por un monto superior a los 130 millones de pesos equivalentes a 3,8 MW.

Adicionalmente, se recuerda que se encuentra vigente una línea de crédito del Banco de Desarrollo BICE con tasa subsidiada por el fondo FODIS para la compra e instalación de equipamiento de generación distribuida. Los requisitos para la solicitud de la misma se encuentran descritos en el siguiente link.

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Cautela. Es la palabra que define a Liliana Alemán, una experimentada del sector renovable colombiano. Actualmente, su principal actividad pasa por el asesoramiento a promotores de proyectos solares fotovoltaicos y pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH), área que conoce desde hace más de una década.

Pero la especialista también tiene un gran conocimiento del sector eólico. Años atrás se desempeñó como Country Manager de la portuguesa EDP Renováveis, donde bajo su gestión la empresa se hizo de dos grandes proyectos: Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW, ambos ubicados en La Guajira.

Tras su salida de EDPR, Alemán comenzó a dedicarse a la consultoría. Hace unos años asesoró a un fondo de inversión privado interesado en parques eólicos marinos en Colombia. Pero tensiones políticas generaron incertidumbres que disuadieron las pretensiones del grupo europeo.

El domingo pasado, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, anunció el lanzamiento de una subasta eólica marina para el segundo semestre, cuyos pliegos licitatorios se darían a conocer en agosto.

¿La convocatoria despertará un gran interés por Colombia en la eólica marina? La especialista elige la prudencia y advierte sobre tres elementos clave a los que el Gobierno deberá darles respuestas si es que pretende una subasta exitosa.

Por un lado, Alemán advierte sobre el diseño de los pliegos licitatorios para que las ofertas sean realmente competitivas. Básicamente se centra en plazo y divisa con la que se retribuirá el precio de la energía que generen los parques eólicos marinos.

En diálogo con Energía Estratégica, la especialista indica que, en lo que respecta a la divisa, debería instrumentarse un esquema similar al de la subasta de Cargo por Confiabilidad: un pago de la energía indexado al dólar estadounidense.

“Estos tipos de proyectos requieren tarifas en dólares. Es tan grande la inversión en capital que difícilmente un inversionista acepte una tarifa en pesos”, tal como se remuneran las subastas a largo plazo de energías renovables.

En cuanto a plazo, para la consultora no alcanzarán los acuerdos de venta de energía (PPA) a 20 años, como ocurre en las convocatorias de Cargo por Confiabilidad, sino que deberían ser por 30 años, “para lograr el retorno de la inversión y precios de ofertas competitivos”.

El segundo factor por el que deberá velar el Gobierno es el licenciamiento de los proyectos.

“Si uno se pone a ver la experiencia internacional: como lo hicieron en algunos  países  europeos que desarrollaron la eólica marina, en muchos casos es el mismo Estado quien asume el licenciamiento de los proyectos absorbiendo los riesgos asociados a obtener todos los permisos que se requieren”, indica Alemán.

En esa línea, la experta aboga por “comenzar por conocer el suelo marino en Colombia, ya que hay muy poca información que pueda realmente servir para hacer un licenciamiento como corresponde”.

Otro punto crítico pasa por las consultas previas. En este caso, la ministra Vélez indicó que la subasta se realizaría en el departamento del Atlántico, disminuyéndose así la complejidad de procesos de consultas previas con comunidades.

De acuerdo a un análisis elaborado por Energía Estratégica, existen más de 3 GW presentados en la zona. No obstante, todo dependerá de cuál sea el ratio considerado por el Gobierno colombiano.

Más allá de esta estrategia, para Alemán una acción favorable será que “el Gobierno conceda un certificado de no presencia de comunidades y no necesidad de consultas previas en los pliegos”, considera y remata: “Eso sería un gran alivio para el proceso de licenciamiento”.

El tercer eje remarcado por la experta para que el Gobierno pueda desarrollar su primera subasta eólica marina de manera exitosa es que se desarrolle infraestructura portuaria.

“Se tienen que acondicionar los puertos porque este tipo de tecnología requiere de turbinas que son de mayores dimensiones que las de onshore (potencias de 15 MW por aerogenerador), son extra sobre dimensionadas. Hoy Colombia no tiene ningún puerto que te pueda recibir esas turbinas para el desarrollo de al menos 1GW de capacidad”, advierte la consultora.

Según la hoja de ruta eólica costa afuera (ver), Colombia debe llegar al 2030 con 1 GW operativo; y alcanzar los 3 GW al 2040.

Luego, para 2050, el objetivo que fija el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, aumenta a entre 6 GW y 9 GW en total.

Contemplado estas metas, para Alemán el 2030 “incluso podría parecer corto” ante los desafíos que se proyectan hacia adelante.

“Tenemos que capitalizar las lecciones aprendidas de los proyectos eólicos onshore en La Guajira porque no se pueden repartir errores en la planeación y factibilidad del desarrollo y construcción de proyectos, los riesgos para los inversionistas deben estar claramente definidos”, cierra la consultora.

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En el marco del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, realizado en Santo Domingo, autoridades políticas y portavoces de las principales empresas del sector energético destacaron las grandes oportunidades de inversiones renovables que se presentan en Latinoamérica.

Una de ellas fue Elisa Figueroa, gerenta de ventas para Centroamérica, el Caribe y México de Nordex, uno de los mayores fabricantes de aerogeneradores del mundo, quien en diálogo con Energía Estratégica, habló sobre la presencia de la firma en la región: ”Contamos con una capacidad instalada general de 9.8 GW en toda Latinoamérica”.

“Con un excelente mapeo estudiamos muy bien la región. Tenemos los productos para atender cada una de las necesidades nucleares sujetas a diferentes condiciones climatológicas y retos gubernamentales de cada país, lo cual nos da competitividad”, agregó. 

En concreto, para la especialista, estas regiones expuestas a vientos extremos requieren robustez en los distintos equipos para tener confiabilidad en la generación y en sus proyecciones financieras y técnicas. 

Para cumplir con dichos objetivos ofrecen rotores de gama y dimensión entre los 133 y 149 metros. En cambio, cuando se trata de vientos menores con velocidades bajas, sugieren rotores que van de los 155 a 175 metros.

“Dependiendo de la cortadura que existe en el sitio, también tenemos una variedad de torres que van desde los 93 hasta los 163 metros para ofrecer flexibilidad. La capacidad que hay en estos equipos puede ir desde los 4 hasta los 7 MW”, añadió.

Esta tecnología permite hacer uso y aprovechamiento de la capacidad instalada para poder producir más en los sitios donde hay una restricción de territorio.

A modo de ejemplo, Figueroa señaló: “En República Dominicana, tienen una restricción de topar estos proyectos eólicos a 50 MW. Si bien no presenta un impedimento, es importante que estos desarrollos se puedan hacer de manera secuencial y segmentada para poder poder aprovechar los beneficios de una economía de escala”. 

Evaluación de los mercados más atractivos

La vocera de Nordex revela el creciente apetito que existe por los países ubicados en el centro y en el sur de América para el desarrollo de proyectos eólicos.

“Vemos mucho interés en República Dominicana. Si bien hay ciertas propuestas de modificaciones regulatorias, es un esquema que hoy en día funciona y muchos proponentes están desarrollando proyectos”, enfatizó.

A su vez, anticipó que a mediados de este año se llevará adelante una prometedora subasta en Panamá por lo que varios jugadores se han anticipado y han avanzado mucho en sus desarrollos haciendo ajustes finos para estar listos y salir a participar en el mercado.

A su vez, Figueroa remarcó: “Con intenciones de cumplir metas de descarbonización, en Perú, Guatemala y Honduras hay un pipeline de proyectos muy interesantes que seguramente también tendrán cierto avance en el corto plazo”.

“México también se está empezando a mover. Últimamente empezaron a tocar la puerta para ciertos proyectos que estaban un poco frenados cerca del Istmo y Yucatán. Buscan estar listos para reaccionar ante una posible reactivación del mercado en el país”, concluyó.

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El gobierno federal de Brasil dispondrá un presupuesto multimillonario para la ampliación del sistema de transmisión en el noreste del país y así poder explotar el potencial renovable de la región y evacuar la energía que se genere en el futuro. 

Alexandre Silveira de Oliveira, ministro de Minas y Energía de Brasil, dio a conocer algunos puntos del Plan Nacional de Inversión en Transmisión, donde detalló que las licitaciones pertinentes acarrearán cerca de R$ 56 mil millones.

“En el primer semestre del corriente año, se subastarán R$ 16 mil millones y otros R$ 20 mil millones a fines del 2023; mientras que el 2024 ya se programaron otros R$ 20 mil millones en una nueva convocatoria”, manifestó durante una conferencia de prensa en Ceará.

“Recibí una directriz clara del presidente Luiz Inácio Lula da Silva de transformar el noreste brasileño en la mayor fuente de energía limpia y renovable del mundo. Por lo que trabajamos para hacer posible la instalación de este increíble potencial de 30 GW renovables, que se espera desbloquee más de 120 mil millones de reales en inversiones privadas en la materia”, complementó. 

Gracias a ello se prevé no sólo consumir esa energía renovable sino también la posibilidad que se genere hidrógeno verde y que la economía de la región crezca, ya sea mediante la propia industrialización, la creación de nuevos puestos de trabajo y, por ende, mayores ingresos para su población. 

Y cabe recordar que durante febrero de este año, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil confirmó la primera subasta de transporte del 2023 (a realizarse el 30 de junio) para la construcción de casi 6200 kilómetros de nuevas líneas y 400 MVA en capacidad de transformación de subestaciones. 

Mientras que en marzo puso a consulta pública la que podría ser la convocatoria de transmisión más grande de su historia en términos de proyectos y montos de inversión, dado que en total se licitarán 4471 kilómetros en líneas y 9.840 MW de capacidad, por aproximadamente R$ 19,7 mil millones.

Paraíba pidió prórroga para los parques renovables

João Azevêdo, gobernador de la entidad federativa del noreste de Brasil, remarcó la “urgente necesidad” de ampliar el sistema de transporte para evacuar la generación y no perder inversiones que permitan dar un salto en la ecuación económica de Paraíba . 

“Necesitamos el apoyo de Lula da Silva para crear las condiciones estructurales y necesarias que resulten en la expansión de las inversiones en renovables. Necesitamos aumentar la competitividad y consolidar los emprendimientos de las compañías actuales y futuras”, remarcó. 

“Reforzamos nuestro reclamo de la prórroga de, al menos, 36 meses de las subvenciones de empresas que presentaron proyectos renovables hasta el 2 de marzo de 2022. De esa forma, podremos reconciliar el principio de las operaciones de las empresas con la entrada en funcionamiento de las líneas de transmisión que serán subastadas en los próximos meses y que serán concluídas entre 2028 y 2030”, reclamó Azevêdo. 

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Perú tiene un enorme potencial renovable: no sólo su radiación solar en el sur es la más alta del planeta: 5,5 a 6,5 kWh/m2 sino que además, los departamentos Ica, Piura y Lambayeque se destacan por sus óptimas condiciones para proyectos eólicos.

A su vez, el agua es la principal fuente de generación de energía en el país: en 2020, se generaron aproximadamente 27049 GWh (55%) a partir de centrales hidroeléctricas.

En este escenario, según un estudio del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), hoy existen en el mercado nacional alrededor de 22 GW renovables listos y rentables con intenciones de avanzar en el país. No obstante, no pueden ponerse en valor por falta de demanda eléctrica. De ese número, 8900 MW son eólicos, 10500 MW solares y 2900 MW hidroeléctricos.

En el marco del Webinar «Explorando el futuro de la energía con hidrógeno verde en Perú: Oportunidades y desafíos»  organizado por IEEE PES UNAC (ver transmisión), el ingeniero Fernando Maceda, gerente general en H2 PERÚ  destacó al respecto: “La única manera de poner en valor esos 22 GW es con la incorporación de hidrógeno verde como vector energético”. 

“Hoy el mercado eléctrico peruano tiene solo alrededor de 7500 MW. Estar tan lejos de las metas propuestas en el Acuerdo de París es preocupante. Tenemos que cambiar la manera de hacer las cosas”, agregó.

De acuerdo a la Asociación, desarrollar la industria del hidrógeno verde es posible y generaría grandes oportunidades como un gran número de empleos directos, diversificación económica en zonas que hoy dependen de la minería, fomento de innovación técnica y nuevas competencias y proveedores, entre otras virtudes.

“También creemos que es posible exportar a otros países de Europa que también tienen el compromiso de ser carbono neutral pero no tienen los recursos para producirlo”, afirmó.

Desafíos para impulsar la industria

Según el experto, en los últimos años se viene acelerando la inversión en el desarrollo de soluciones en torno al hidrógeno verde y ese crecimiento también trae aparejado retos.

“Para lograr el desarrollo del hidrógeno verde en Perú es necesaria una mayor reducción del costo de las renovables y seguir trabajando en la innovación de los electrolizadores que actualmente tiene eficiencias bajas”, señaló.

Salinas asegura que esos son los principales desafíos para detonar la producción y comercialización del vector energético en Perú. Para el ingeniero, sólo se lograrán esos objetivos con un marco normativo que tenga reglas claras a largo plazo y otorgue incentivos a la industria.

Con intenciones de que Perú avance en una regulación clave para promover el hidrógeno verde, la Asociación presentó el decreto supremo de emergencia climática integrando H2V (MINAM) y publicaron la propuesta de Hoja de Ruta y bases para la elaboración de estrategia por H2 Perú.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de la Resolución Exenta N° 174, emitió el Informe Técnico Final que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional, correspondiente al año 2022, el cual contempla un total de 48 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.485 millones.

En el caso del Sistema de Transmisión Nacional, en el documento se presenta un total de 21 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.094 millones, de las cuales 14 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$ 209 millones aproximadamente, y 7 corresponden a obras nuevas, por un total de US$885 millones aproximadamente.

Respecto de los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 27 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$391 millones, de las cuales 12 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$58 millones aproximadamente, y 15 corresponden a obras nuevas, por un total de US$333 millones aproximadamente.

Además, se estima que las obras contenidas en el citado informe iniciarán su construcción a partir del primer semestre de 2025.

En relación con el Informe Técnico Preliminar, sobre el cual se recibieron alrededor de 300 observaciones por parte de los distintos participantes, interesados y usuarios del proceso, el Informe Técnico Final no presenta variaciones sustantivas en términos de las obras que componen el plan, lo que da cuenta de la robustez del análisis realizado por la Comisión. Como siguiente hito dentro del proceso anual correspondiente al año 2022, las empresas e interesados podrán presentar sus eventuales discrepancias ante el Panel de Expertos hasta el 25 de mayo.

El Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, destacó la emisión del documento, señalando que incluyen importantes obras de ampliación en el Sistema Eléctrico Nacional, “como la ampliación de la Subestación Kimal, en la región de Antofagasta, en que se contempla la conexión de uno de los enlaces entre esta instalación y la subestación conversora Kimal, asociada a la obra de la futura línea HVDC Kimal-Lo Aguirre”.

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El Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) otorgó un reconocimiento al distribuidor nacional Exel Solar por su destacado liderazgo como Distribuidor mas posicionado en México en Top of Mind y Share of Mind durante el año 2022 de acuerdo a la investigación Monitor Solar que realiza la institución con información de toda la industria de energía solar en generación distribuida.

En el evento Casino Night, el Presidente del Consejo, Aldo Díaz Nuño, develó y entregó la placa de reconocimiento a Horacio Duhart, Director General de la compañía.

“El distribuidor ha desarrollado acciones muy puntuales en su estructura de calidad, tecnología de marca en sus líneas de producto, un modelo logístico de expansión en todo el país y el resultado ha sido contundente, hoy son la marca mejor posicionada en México por la industria y esta noche queremos reconocerles el esfuerzo y el profesionalismo” , señaló el Presidente de CPEF al entregar el reconocimiento.

Exel Solar cuenta con 14 años de experiencia en el país siendo distribuidor de equipos fotovoltaicos, con más de 3,000 integradores a quienes capacita y certifica a nivel nacional.

Actualmente, cuenta con 7 sucursales y un Centro de Distribución CEDIS en el país dando cobertura desde Cancún hasta Tijuana con más de 100 colaboradores. Dentro de las marcas que distribuye se encuentran Risen, Phono Solar, JA Solar, Jinko Solar, TW Solar, Solar Ark, Huawei, SMA, Solis, SunGrow, JnTech, Growatt, Victron, Enphase, ApSystem, Hoymiles, PylonTech, Soluna, Aluminext, S-5, Ejot, Unirac, entre otras.

Este reconocimiento se entregó en el marco de Solar Power + Storage México la cuál aconteció del 26 al 28 de Abril en la ciudad de Guadalajara Jalisco

“Para nosotros ser reconocidos como la marca número 1 en México demuestra el claro compromiso que tenemos con nuestros clientes, el esfuerzo que ponemos todos los días por apoyarlos y llevarles soluciones confiables, con respaldo técnico y con un sistema logísitico eficiente que les permita tener un respaldo de inventarios robusto y en tiempo, el resultado se nota y estamos agradecidos por darnos ese lugar, esperando seguir cumpliendo con las expectativas del mercado y por supuesto, con su preferencia”, señaló Alfonso Rodriguez, Director Comercial de Exel Solar.

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La Agencia de Cooperación Alemana para el Desarrollo, GIZ, junto con H2LAC, invita a participar de su primer concurso de innovación para el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados en América Latina y el Caribe.

Bajo el título: “Hidrógeno verde en la academia: haciendo el puente entre el sector académico y el sector privado en LAC“, la convocatoria tiene como objetivo fortalecer el vínculo entre ambos sectores de esta región en el campo del hidrógeno verde.  

De esta forma, se buscan ideas innovadoras que puedan apoyar el desarrollo de esta nueva industria, que necesiten realizar pruebas y ensayos en un centro de investigación especializado.

En conversaciones con Energía Estratégica, el Líder del Grupo de Trabajo que encabeza la convocatoria, Javier Salas de GIZ México, destaca: “Llevamos dos años impulsando el fortalecimiento de capacidades, el intercambio de experiencias y la creación de redes de contactos entre el sector público y el sector privado en América Latina y el Caribe en torno a este vector energético”. 

“Este año nos pareció importante considerar a la academia por su crucial rol en el desarrollo tecnológico de la industria y tenemos la intención de fortalecer este vínculo para fomentar el hidrógeno verde como una alternativa para la descarbonización en ALC”, agrega.

Requisitos

Dirigido a estudiantes de pre y posgrado con matrícula en universidades y representantes de emprendimientos legalmente constituidos interesados en el desarrollo del hidrógeno verde o PtX, las propuestas deben deben cumplir obligatoriamente estos requisitos: 

Alineación con las Políticas/Estrategias/Hojas de Rutas de hidrógeno verde y PtX de su país de origen (donde esté disponible). 
Cumplimiento de los criterios de sostenibilidad del PtX Hub de Berlín: Ver documento
Proponer una innovación relacionada con la cadena de valor del hidrógeno verde y/o PtX. 
Estar inscrito en una institución educativa o pertenecer a una empresa con sede en los siguientes países: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, El Salvador, Honduras, México y Perú. 

Para ser consideradas las aplicaciones deberán ser enviadas antes del 18 de junio de 2023, a través de un formulario disponible en www.h2lac.org.

Premio 

Un representante de cada grupo de estudiantes o empresa por país seleccionado participará en agosto de 2023 en un curso de capacitación teórica y práctica de cuatro días de duración en la Universidad Federal de Rio de Janeiro (UFRJ). Se incluyen los pasajes aéreos, el alojamiento y transporte durante la capacitación y el taller será cubierto.

El curso abordará temas relevantes en la producción y aprovechamiento de hidrógeno verde. En la universidad podrán trabajar con los equipos técnicos que están disponibles, como electrolizador, autobús de hidrógeno, laboratorio de catalizadores, etc.  

“Esta convocatoria es una oportunidad para ver cómo los países avanzan con pasos firmes hacia una transición energética utilizando el potencial de las energías renovables para la producción de hidrógeno verde como vector energético”, concluye Salas.

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El Consejo Mundial de la Energía (WEC por sus siglas en inglés) mantiene desde hace años un programa Future Energy Leaders (FEL) con el que busca apoyar y promover a jóvenes profesionales y futuras generaciones del sector.

Y en el caso de Argentina, Nicolás González Rouco, Country Manager de Martifer, y Mariela Colombo, ingeniera en materiales y actualmente estudiante de postgrado en EE.UU. , fueron elegidos para integrar el programa FEL-100 y representarán al país en el camino hacia el Congreso Mundial de Energía que el próximo año se celebrará en Rotterdam (Países Bajos).

«Haber podido aplicar y quedar seleccionados es una satisfacción muy grande, con ganas de participar de las reuniones, networking, proyectos y temáticas sobre la energía que ayuden a la conciencia y que sea sea cada vez más accesible en el mundo», coincidieron los nuevos Future Energy Leaders en conversación con Energía Estratégica.

«Es un programa tan diverso y con ello podemos aportar nuestra visión y experiencia, como también aprender de cómo avanza la transición energética en otros países y entender los distintos roles y perfiles dentro del sector energético», complementó Colombo.

Para ser precisos, el FEL-100 está formado por personas de más de 60 países, enfocándose en la diversidad geográfica y de género, sumado a que no sólo abarca a lss renovables sino que allí congregan diversos rubros energéticos, tanto a nivel público como privado. 

Con ello el WEC prevé abordar la necesidad de humanizar la energía, encontrar soluciones y proyectos innovadores para una mayor neutralidad energética y climática en el contexto de la asequibilidad y la igualdad, además de participar en actividades y eventos nacionales, regionales y mundiales en beneficio de la comunidad global.

«Vemos que el gas es un combustible de transición, pero se lleva a que eso se modifique con la electrificación a partir de recursos renovables, el hidrógeno y la eficiencia energética. Por lo que muchos de los proyectos tratarán de cómo llevar a cabo la transición de fuentes fósiles a fuentes más limpias, sin descuidar la equidad los precios, como también sin perjudicar la economía», manifestó González Rouco. 

«La mirada está puesta en acompañar el proceso y buscar las soluciones más adecuadas y eficientes», agregó Mariela Colombo durante la entrevista con este portal de noticias.

Además, ambos especialistas plantearon que Argentina cuenta con un papel muy importante en el WEC a través del CACME, que «es un referente energético y se le presta atención», fundamentalmente por los recursos naturales y el potencial de generación que posee el país.

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A pocos días desde que se conocieron los 204 proyectos que compiten en la licitación RenMDI, la Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe lanzó una nueva convocatoria para proyectos renovables. 

Puntualmente, se trata para el abastecimiento de energía eléctrica generada a partir de cuatro parques solares fotovoltaicos, ubicados en zonas pertenecientes o aledañas a las localidades de Arrufó, Firmat, San Guillermo y San Javier.

Y se retomará un modelo similar a lo que fue el Generfe, ya que la potencia requerida total a adjudicar es de 20 MW, repartidos entre pequeñas centrales de 5 MW de capacidad en cada una de las localidades previamente mencionadas, conectadas a líneas  de transmisión de 33 KV. 

En tanto que el abastecimiento de energía eléctrica renovable tendrá un plazo de 20 años contados a partir de la fecha de habilitación comercial, la cual no deberá ser mayor a 24 meses desde la adjudicación de la oferta. 

Para esta licitación pública Nº 7210000000 (Expediente Nº 1-2023-1094074), la provincia de Santa Fe destinó un presupuesto de $13.466.735.449,57 (IVA incluido), que son aproximadamente USD 62.235.000 al tipo de cambio oficial. 

“El objetivo principal es potenciar la infraestructura, reducir costos, contribuir a mitigar el cambio climático a partir de la sustitución de combustibles fósiles y desarrollar una innovadora cadena de valor dentro del territorio provincial”, habían explicado desde el gobierno santafesino en pasadas conversaciones con Energía Estratégica.  

Bajo ese contexto, los oferentes deberán presentar una garantía de oferta constituida, como mínimo, por el equivalente al 1 % del valor del presupuesto oficial, o del monto del o los rubros en que se divida el mismo para el caso de aquellos oferentes que no coticen todos los lotes (impuestos incluidos). 

Asimismo, cabe destacar que presentación de oferta “lleva implícita la obligación de mantenerla válida” por un plazo mínimo 60 días contados desde la fecha de apertura de sobres A de la licitación. 

El plazo para presentar proyectos es el lunes 29 de mayo, y un día más tarde, el martes 30/5, a las 10 horas, se realizará la apertura de sobres A, tanto de forma presencial en la sede de EPE (Avda. Francisco Miguens 260 – Dique II Puerto de Santa Fe) como también de manera virtual. 

Aunque se podrán realizar consultas hasta (7) días hábiles antes de la fecha fijada para la apertura de sobres, debiendo la EPE expedirse al respecto con al menos cuarenta y ocho (48) horas de anticipación a la mencionada fecha.

Mientras que la apertura de ofertas económicas está prevista para el jueves 6 de julio. Una vez transcurra ese hecho, se evaluarán tales propuestas hasta el 14 de dicho mes, y una semana después comenzará el proceso de adjudicación de los proyectos ganadores. 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) dio a conocer una nueva propuesta para reformar el mercado eléctrico mayorista de Chile a corto plazo y así analizar cómo incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en su matriz. 

La entidad lanzó una licitación internacional para la elaboración de un estudio que permita diseñar un MEM de energía en base a ofertas, que incluya tanto energía como servicios complementarios y, “si se requiere”, un mercado de capacidad, con el fin de “asegurar” una transición energética “eficiente, segura y confiable”. 

“Se requiere un cambio sustancial en la forma de planificar y operar la red y la manera en que se desarrolla el mercado eléctrico. Una reforma al mercado energético para contar con un sistema remunerativo y los incentivos adecuados para hacer frente a los desafíos de la transición”, explicaron desde el Coordinador. 

“A través de esta convocatoria, se prevé realizar un benchmark internacional, priorizando las normas ISO de Estados Unidos o Canadá y los modelos de ofertas existentes, con énfasis en cómo integrar medios de almacenamiento, energías renovables, recursos distribuidos y demanda, identificando dificultades y propuesta de solución junto con reformas futuras a la estructura de dichos mercados”, complementó Paulo Oyanedel, director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del CEN. 

Además, se pretende identificar un modelo de mercado de ofertas que se pueda adoptar a la realidad de Chile, considerando ventajas y desventajas con respecto al mercado de corto plazo vigente. 

De igual manera, el estudio deberá contar con estimaciones de horizonte en cada caso y, a partir de ello, establecer una serie de hitos a cumplir desde la actualidad hasta el 2030 que acompañen las metas de carbono neutralidad asumidas por el país tanto a nivel local como internacional,

“La idea es que se pueda conversar y tomar la opinión de los diversos stakeholders que tiene el CEN para efectos de considerar al consultor al momento del desarrollo del reporte”, sostuvo Paulo Oyanedel durante una conferencia de prensa.

¿Qué plazos se proyectan? 

Es importante destacar que es una licitación por invitación, y se propone un tope máximo de 5 meses para la concreción del estudio en cuestión, por lo que desde la entidad y desde el gobierno chileno esperan que esté listo a fin de año, “a más tardar”. 

“También cabe aclarar que estamos en un estado inicial y la idea es ver hasta dónde llegamos”, agregó el director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador Eléctrico Nacional de Chile. 

La entrada En estudio: El CEN propone una reforma al mercado eléctrico de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar del potencial que tiene México para la producción de hidrogeno verde, TÜV Rheinland la empresa europea especializada en calidad, seguridad y sustentabilidad aplicada en diferentes sectores alerta que México se encuentra retrasado 15 años en la industria de hidrógeno verde frente a países como Alemania y EUA.

En este marco, México debe ser parte, no sólo como productor sino como generador de normativas apropiadas al mercado e incentivador de las certificaciones para que el país pueda convertirse en un líder regional en energía limpia.

En conversaciones con Energía Estratégica, Danae Díaz, Gerente de Servicios Ambientales y Energía de TÜV Rheinland México destaca: “Cada vez más cobra relevancia la producción de hidrógeno verde como alternativa y específicamente en México es fundamental fortalecer el mercado de este combustible”. 

“Estamos en el momento perfecto para avanzar hacia esa transformación; ya que se estima que para el 2030 en México la producción de hidrógeno verde podría tener costos inferiores hasta un 64% frente a otros países que no tienen el mismo potencial energético”, agrega.

Según la especialista, la industria podría tener inversiones de aproximadamente 60 mil millones de dólares y generar alrededor de tres millones de empleos lo cual facilitaría la comercialización interna y su exportación a los países vecinos como Estados Unidos.

Los retos que enfrenta el sector

No obstante, desde la empresa experta en certificaciones para hidrógeno verde alertan los grandes desafíos que enfrenta el sector para impulsar este vector energético.

“Una de las complicaciones que están atravesando las empresas es la demora en la entrega de electrolizadores. La demanda ha crecido tanto y sumado al desorden que generó la pandemia se está tardando 8 meses en obtener los equipos. Desafortunadamente, eso retrasa los procesos de certificaciones”, explica.

A su vez, el costo de producir hidrógeno verde sigue siendo alto, ya que de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, se estima que cada kilo de hidrógeno verde cuesta entre tres y siete dólares, mientras que el hidrógeno azul (proveniente del gas natural), va de 1.5 a 2.9 dólares y el marrón (extraído del petróleo) oscila entre 1.2 y 2.2 dólares.  No obstante, es el Hidrógeno Verde el que cuenta con mayor demanda en mercados europeos por lo que vale la pena producirlo.

Díaz cree que es fundamental que se aborden los desafíos sobre normatividad y certificación que se requieren para sentar las bases de esta industria, con el objetivo de incentivar la competitividad y posicionar al país como un productor de combustibles con bajo impacto ambiental.

Si bien se presentó un proyecto de decreto para impulsar el mercado del hidrógeno verde en el país, el cual busca crear, instrumentar y promover un programa nacional de uso de este combustible, no se debe olvidar que en caso de ser aprobado, la política nacional respecto a la utilización será planteada seis meses después, así que habría que retomar casos de éxito de otros países para tomar las mejores prácticas e implementarlas en México, considerando los aspectos sociales, económicos y medioambientales del país.

“Se trata de tomar como referencia los aprendizajes y acciones que han tenido en otras latitudes sin copiar su metodología, ya que de lo contrario se limitaría la industria en México y se desarrollarían otros desafíos a largo plazo que provocan un bache en el crecimiento de este combustible“, enfatiza la experta.

En tanto al reto de incentivar la certificación para las empresas, explica: “En TÜV Rheinland generamos un estándar denominado ‘TÜV Rheinland standard H2.21 Renewable and Low-Carbon Hydrogen Fuels‘, el cual fue aprobado tanto por la Comunidad Europea como por la entidad acreditadora alemana DAKKs”.

“Este estándar, cuya nueva versión se aplica a partir de este año, es una base para que las empresas puedan demostrar, por medio de una verificación, el cumplimiento de requisitos para poder comercializar el hidrógeno producido como „Renovable“ o como de „Bajo Carbono“ y sus denominaciones Verde“ o „Azul“ dependiendo de sus caracteristicas, asi como usar este estándar para otros gases como Amonia con la posibilidad de obtener la misma certificación“, añade.

Esta certificación, que tiene una vigencia de tres años, considera nuevos límites de emisiones y su ámbito de aplicación aumenta a los derivados del hidrógeno (por ejemplo, amoníaco, metano y metanol); asimismo, ayuda a las empresas productoras de hidrógeno verde a comercializarlo, ya que pueden brindar la certeza a sus clientes de que el combustible fue generado realmente a través de fuentes renovables de energía.

“El gran obstáculo sobre la certificación es que se realiza de manera voluntaria, es decir, las empresas productoras no están obligadas a realizarla, ni las compañías compradoras están acostumbradas a solicitarla a sus proveedores; por lo que se requiere reforzar el compromiso ambiental y económico que tienen las diferentes industrias para que la voluntad se convierta en una responsabilidad adquirida con mayor frecuencia“, enfatiza Danae Díaz.

La entrada Alertan que México se encuentra atrasado 15 años en la industria de hidrógeno verde y piden por normativas  se publicó primero en Energía Estratégica.

Un informe recientemente publicado por Solarbe, recabando información hasta el 28 de abril, señala que JinkoSolar lideró el mercado global de paneles fotovoltaicos en el primer trimestre, superando a «JA, Trina, Longi y otros vendedores principales» (Solarbe, 2023).

JinkoSolar entregó 13.04 GW de paneles solares en el primer trimestre de 2023, entre los cuales casi el 50% son paneles N-type Tiger Neo, la mayoría de todas las marcas de paneles solares.

Esto representa un crecimiento del 72,7% en comparación con el primer trimestre de 2022. Y este impresionante rendimiento convierte a JinkoSolar en el número 1 en envíos globales y en la cima del mercado premium N-type, impulsado en gran parte por el éxito de sus paneles Tiger Neo.

Los paneles N-type Tiger Neo de JinkoSolar, incluida su serie N-type BIPV, están expertamente desarrollados e ingenierizados para el rendimiento de generación de energía y la confiabilidad mejorada.

Características como una eficiencia y potencia nominal más altas, un factor bifacial más alto, un coeficiente de temperatura más bajo, una degradación más baja, especialmente la degradación inducida por la luz y LeTID, y un rendimiento mejorado en condiciones de poca luz han sido elogiadas por los clientes.

De hecho, los paneles N-type Tiger Neo de JinkoSolar han impresionado a los expertos de la industria con la generación de datos reales recopilados de una serie de proyectos desplegados y conectados.

Este año, JinkoSolar está llevando su serie Tiger Neo al siguiente nivel con características mejoradas para liderar el mercado N-type. Viene con la eficiencia de panel más alta de hasta el 23.23%, potencia máxima de 625Wp, coeficiente de temperatura inferior al 0.29 %/°C y factor bifacial del 80±5%. El Tiger Neo de JinkoSolar continuó liderando el mercado global de los paneles N-type más vendidos.

«No es sorprendente que JinkoSolar ocupe ese lugar tan alto», dijo Dany Qian, vicepresidente de JinkoSolar.

Y remató: «La marca, a pesar de toda la feroz competencia y los recién llegados agresivos, todavía impulsa y lidera el avance técnico y ocupa el primer lugar en el mercado premium N-type TOPCon. Gran parte de esa fortaleza proviene de la serie Tiger Neo, que representa casi el 50% de nuestras ventas totales por primera vez en el primer trimestre».

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En conversaciones con Energía Estratégica, Jose Adolfo Rojas Álvarez, presidente de AEDIVE-PERU, Asociación de Emprendedores para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico en dicho país, habló de la necesidad de bajar los impuestos para poder competir con el resto de los países de la región.

“Estamos batallando: a la fecha se han presentado 16 proyectos de ley de los cuales la Asociación ha apoyado solo tres, pero no logramos que el Congreso de la República apruebe ninguno”, explica.

“Necesitamos incentivos y una reducción del Impuesto General a las Ventas (IGV) que representa el 18%; del arancel que es el 6% y del impuesto al patrimonio vehicular que es el 1%, entre otras medidas”, agrega.

Según el experto es menester que el Gobierno reduzca estos impuestos, ya que el mayor recaudo de energía va a contrarrestar esa falta de ingresos.

Con este propósito, Rojas asegura que hay que presionar a las instituciones competentes como el Ministerio de Transporte y Comunicaciones, el Ministerio de Ambiente y el Ministerio de Energía y Minas para que se puedan cumplir los compromisos al 2030 en materia del cambio climático.

En tanto los dos proyectos de ley que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas, los califica como poco efectivos.  Asegura que son bastante genéricos y no “piden los incentivos tributarios”, los cuales venían exigiendo desde hace años.

Situación del mercado de los vehículos eléctricos peruano

Rojas Alvarez revela que el año pasado cerraron con 2680 vehículos de los cuales el 90% son vehículos híbridos solamente, el 5% híbridos enchufables y el otro 5 % puramente eléctricos.

En el primer trimestre de este año tienen 47 vehículos 100% eléctricos, por lo que, de acuerdo al especialista solo se vende en promedio un vehículo 100% eléctrico cada dos días.

A su vez, destaca: “Sacamos un consolidado de 300 vehículos con valores promedio que van desde los 20 mil dólares hasta los 100 mil dólares. El costo de un vehículo promedio en Perú róndela ahora los 35 mil dólares, por lo que todavía es un costo bastante alto para el ingreso promedio de los peruanos”.

Fuerte diferencia con los países latinoamericanos

Para el referente del sector, debido a la alta carga impositiva y la falta de incentivos en Perú, el costo de los vehículos eléctricos es muy alto, a diferencia de otros países de la región.

“Una misma camioneta eléctrica en Ecuador cuesta 42 mil dólares y en Perú 57 mil dólares. Hay una gran desventaja. Con incentivos la situación cambiaría rotundamente. El país tiene que pasar de tener 300 a 1500 por lo menos en el próximo año. La ciudad boliviana de Cochabamba tiene más vehículos 100% eléctricos que todo Perú, tiene más de 450 y nosotros bordeamos los 300 en más de 3 años”, compara.

A su vez, advierte que Colombia se puso metas muy agresivas para poder incrementar el número de sus vehículos y buses eléctricos y es uno de los líderes, por debajo de Brasil y México.

“Si Perú cerró en 2680 entre híbridos, híbridos enchufables y 100% eléctricos, Colombia está cerrando con 30 mil vehículos por año sumando las tres mismas tecnologías. Hay una diferencia enorme entre los países que otorgan incentivos y los que no”, reitera.

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Enphase Energy, Inc.(NASDAQ: ENPH), una compañía global de tecnología de energía y el proveedor líder en el mundo de sistemas solares y de batería basados en microinversores, anunció hoy que los instaladores de productos Enphase en México han visto un creciente despliegue de sistemas de energía solar residenciales impulsados por los microinversores IQ8.

Los microinversores IQ8 son los microinversores más inteligentes y potentes de Enphase hasta ahora, y están diseñados para coincidir con la última generación de módulos solares de alta producción, ofreciendo una superior fiabilidad, seguridad y calidad para sistemas solares residenciales. La familia de productos IQ8 ofrecidos en México incluye IQ8+, IQ8A y IQ8H, que cuentan con una potencia pico de salida de corriente alterna de 300 W, 366 W y 384 W, respectivamente.

«La arquitectura distribuida de Enphase nos permite personalizar cada instalación para satisfacer mejor las necesidades de nuestros clientes», dijo Francisco Bauza, gerente de proyecto de Grupo Bawer. «Además, los potentes microinversores IQ8 de Enphase pueden respaldar proyectos de diferentes tamaños, desde negocios hasta hogares unifamiliares, para proporcionar una mayor independencia energética».

«Estamos ayudando a las personas a maximizar el valor de la energía limpia gracias al sistema de energía basado en IQ8 de Enphase», dijo Roger Sherman, propietario de Ecocentro Solar SA de CV. «La tecnología de microinversores de Enphase es fácil de instalar y mantener, lo que nos ahorra tiempo y recursos en cada proyecto y brinda una experiencia superior al cliente».

«Apreciamos la dedicación de Enphase a la seguridad y calidad, y los microinversores IQ8 son una prueba de sus altos estándares», dijo Gilberto Sánchez, CEO de Sanba Energía. «Los microinversores IQ8 son más confiables, seguros y ofrecen un valor excepcional en comparación con otras soluciones en el mercado».

Los sistemas de microinversores de Enphase se integran con el IQ™Puerta, que se puede conectar a Internet para permitir actualizaciones inalámbricas y conectarse a la plataforma de monitoreo de la aplicación Enphase® . IQ Gateway e IQ Microinverters hacen que el monitoreo y análisis de la energía por panel y los conocimientos para operaciones y mantenimiento sean simples para los propietarios de viviendas.

«Estamos orgullosos de ofrecer sistemas solares basados en IQ8 a los propietarios de viviendas en México, ya que ofrecen una seguridad, durabilidad y confiabilidad incomparables», dijo Mauricio Llovera, CEO de Inversol. «A medida que crece nuestra base de clientes, el diseño de IQ8 proporciona un proceso de instalación más simple y rápido para que nuestro equipo pueda implementar rápidamente despliegues en Nuevo León».

«Desde el lanzamiento de Enphase Installer Network en México hace casi dos años, seguimos sirviendo a la creciente base de clientes en esta región», dijo Ken Fong, vicepresidente de ventas de América del Norte en Enphase Energy. “Estamos ampliando el suministro de los revolucionarios microinversores IQ8 para que los instaladores de productos Enphase tengan acceso continuo a la mejor calidad para sus clientes”.

Enphase también inauguró recientemente un nuevo centro de capacitación de última generación en Querétaro, México, para proporcionar programas de capacitación y educación continua para los distribuidores e instaladores de productos de Enphase en todo México. Los entrenamientos comenzarán el 11 de mayo de 2023 y seguirá ofreciéndose cada jueves en el futuro. Para inscribirse en las capacitaciones, visite el Universidad de Enfase.

Acerca de Enphase Energy, Inc.

Enphase Energy, una empresa mundial de tecnología energética con sede enFremont, California, es el proveedor líder mundial de sistemas solares y de baterías basados ​​en microinversores que permiten a las personas aprovechar el sol para producir, usar, ahorrar y vender su propia energía, y controlarlo todo con una aplicación móvil inteligente. 

La compañía revolucionó la industria solar con su tecnología basada en microinversores y crea soluciones solares, de batería y de software todo en uno. Enphase ha enviado aproximadamente 63 millones de microinversores y se han implementado aproximadamente 3,3 millones de sistemas basados ​​en Enphase en más de 145 países. Para obtener más información, visite https://www.enphase.com y siga a la empresa en Facebook , LinkedIn y Twitter .

© 2023Enphase Energy, Inc.Reservados todos los derechos. Enphase, el logotipo «e», la aplicación Enphase, IQ8, IQ8+, IQ8A, IQ8H, IQ Gateway y algunos otros nombres y marcas son marcas comerciales deEnphase Energy, Inc.Otros nombres tienen fines informativos y pueden ser marcas comerciales de sus respectivos propietarios.

Declaraciones prospectivas

Este comunicado de prensa puede contener declaraciones prospectivas, incluidas declaraciones relacionadas con las capacidades y el rendimiento esperados de la tecnología y los productos de Enphase Energy, incluida la seguridad, la calidad y la confiabilidad; la disponibilidad y adopción en el mercado de los productos de Enphase enMéxico; crecimiento en los despliegues de sistemas de energía solar residencial alimentados por microinversores IQ8 enMéxico. Estas declaraciones prospectivas se basan en las expectativas actuales de Enphase e inherentemente implican riesgos e incertidumbres significativos.

Los resultados reales y el momento de los eventos podrían diferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones prospectivas como resultado de ciertos riesgos e incertidumbres, incluidos los riesgos descritos con más detalle en el Informe trimestral presentado más recientemente por Enphase en el Formulario 10-Q para el trimestre terminó31 de diciembre de 2022, su Informe Anual en el Formulario 10-K para el año finalizado31 de diciembre de 2022y otros documentos en los archivos delSEGUNDOperiódicamente, que están disponibles en el sitio web de la SEC en https://www.sec.gov/ . 

Enphase no asume ningún deber ni obligación de actualizar las declaraciones prospectivas contenidas en este comunicado como resultado de nueva información, eventos futuros o cambios en sus expectativas, excepto según lo exija la ley.

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Schneider Electric comenzó el segundo trimestre de 2023 con importantes anuncios en materia de sostenibilidad tras dar a conocer que su Planta Santiago recibió el estatus de filial Cero CO2, un logro que se traduce en la mitigación de más de mil toneladas de emisiones de este gas a la atmósfera, junto con el cumplimiento de una serie de requisitos que acreditan a la planta como emisora de cero toneladas de CO2 relacionadas con el consumo de energía y Hexafluoruro de azufre, o gas SF6, relacionado con la intensificación del efecto invernadero.

El estatus sigue un indicador interno, auditado por la consultora PWC, que reconoce unidades que utilizan 100% energía renovable, monitorean digitalmente todo su consumo eléctrico y no pierden SF6. Este se enmarca en el plan de sostenibilidad de la compañía, cuyo foco se basa en la mejora continua de parámetros ESG.

Plan que se suma a la estrategia global de Schneider Electric, que busca consolidar al menos 150 filiales de este tipo al 2025, contando 71 sucursales a nivel mundial y cuatro en América Latina a la fecha, incluyendo Chile como una de ellas.

“El cuidado por el medio ambiente siempre se ha ubicado en el ADN de la compañía. No por nada en 2021 fuimos elegidos como la empresa más sostenible del mundo por el prestigioso ranking Global 100 de Corporate Knights, estando dentro del top 5 durante 2022. Esto refleja que nos tomamos muy en serio el desafío de combatir el cambio climático a través del aporte que podemos hacer como empresa a todas las dimensiones del ESG. Un ejemplo muy concreto de esto es nuestra planta en Santiago, una de las más modernas y sostenibles del país, lo que queda demostrado con la certificación filial Cero CO2 que recibimos y que nos motiva a seguir por el mismo camino”, dijo Mario Velázquez, Country President de Schneider Electric en Chile.

La planta de la compañía, ubicada en la comuna de Quilicura, utilizó 230 toneladas de resinas plásticas recicladas en sus procesos productivos entre 2021 y 2022, logro que se acerca velozmente a la meta de alcanzar el uso de 240 Tn. para 2025.

Esto junto con incorporar otras acciones en línea con su compromiso por el medio ambiente, como la integración de transporte eléctrico en su logística y la reducción de su consumo energético en torno a su línea base, con la meta de alcanzar un 9% de eficiencia durante este año y así superar la cifra de 8.5% obtenida entre 2021 y 2022.

“Actualmente, la Planta Santiago es 100% limpia en materia energética gracias al convenio con Enel Chile, ya que la energía utilizada proviene de energías renovables. Además, se utiliza una gran cantidad de material reciclado en los distintos procesos que se llevan a cabo día a día, logrando superar 74 toneladas en 2022. Además, utilizamos nylon reciclado proveniente de redes de pesca recuperadas del sur del país para producir parte de los componentes del tomacorriente Génesis”, manifestó Carlos Rizik, jefe de Planta en Schneider Electric Chile.

La compañía además fue calificada como filial Waste to Resource en 2022 por su compromiso con el reciclaje y excelencia en la gestión de residuos. Hito que se enmarca al objetivo de la compañía por alcanzar 200 filiales de este tipo a nivel global, lo que se traduce en que al menos el 99% de los residuos generados sean reutilizados para no terminar depositados en vertederos. La empresa también tiene la meta apoyar a sus clientes en evitar 800 millones de toneladas métricas de CO2 al 2025. Esto, a través de sus soluciones de eficiencia energética, electrificación, automatización industrial y servicios de consultoría en energía y sostenibilidad.

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A principios de este año, la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan completó el 95% de las primeras naves de la fábrica de paneles solares y definió la modalidad de la instalación y pruebas a realizar para la línea de módulos fotovoltaicos. 

Y para este 2023, la entidad estaba por adquirir dos nuevas máquinas que le permitiría pasar de 71 MWp a 115 MWp de producción anual de paneles, desde la puesta en marcha prevista para el tercer trimestre del corriente año. 

Sin embargo, Juan Carlos Caparrós, presidente de EPSE, reconoció que a pesar de tener casi todo el equipamiento, aún encuentran ciertas trabas para continuar las obras necesarias para iniciar la operación. 

“Es una fábrica que tenemos como proyecto producir inicialmente 70 MW anuales y alcanzar 350 MW en cinco años, pero estamos con algunas dificultades para seguir avanzando, como por ejemplo la conversión del dólar y la importación de ciertos insumos requeridos”, aseguró durante un evento. 

Una vez se complete esa faceta y la fábrica comience a funcionar, el modelo y circuito del negocio comenzará con la compra de celdas fotovoltaicas, la elaboración de los paneles solares y su posterior derivación a parques para seguir generando energía renovable. 

Pero a ello se debe agregar que desde la Empresa Provincial Sociedad del Estado está en la búsqueda de financiamiento para producir sus propias celdas, considerando que potencial minero del silicio y que la provincia posee licencia para su explotación. 

Y cabe recordar que con los propios módulos FV que se fabriquen, se pretende construir una planta solar de 350 MW de capacidad, a través de etapas de 70 MW durante cinco años hasta alcanzar la totalidad de la potencia. 

Relación con el sector minero

Más allá de la propia extracción del silicio, desde EPSE proyectan lograr una mayor vinculación con la industria minera, que cada vez se interesa más en utilizar energías renovables para abastecer su consumo, ya sea que se produzca en San Juan o que llegue a la provincia. 

Caparrós no fue ajeno a ello y señaló que existe un “potencial interesante” para realizar inversiones en territorio sanjuanino. Y una de las puntas de lanza para ello es la construcción de una línea de transmisión hacia el norte provincial que permita conectar más parques para el sector minero. 

“Está contemplado que para lograr una licitación para una línea de transmisión que va hacia el norte, la inversión sea reconocida como una regalía minera. Por lo que no sería un gasto para la provincia sino que sería una inversión que aporte fondos a la línea eléctrica, lo que nos daría la posibilidad de vincularnos en el norte y crecer en la materia”. 

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Esta semana, el Ministerio de Energía y Minas del Perú (MINEM) y Acciona suscribieron los contratos de concesión de dos proyectos eléctricos para suministrar energía en el centro del país por un valor de US$73 millones.

De esta forma, la  Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) por encargo del MINEM, adjudicó los proyectos: “Enlace 220 kV Ica – Poroma, ampliaciones y subestaciones asociadas” e “ITC Enlace 220 kV Cáclic – Jaén Norte, ampliaciones y subestaciones asociadas” que permitirán atender con eficiencia y calidad el continuo aumento de la demanda de energía eléctrica en los departamentos de Ica, Amazonas y Cajamarca.

A su vez, este año el MINEM tiene previsto adjudicar ocho proyectos eléctricos más por casi mil millones de dólares para acompañar el crecimiento económico del Perú.

Si bien se trata de una buena noticia, el presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), César Octavio Butrón Fernández, alerta:  “Aunque estos proyectos son necesarios y está muy bien que se hagan, vienen atrasados, corresponden a un plan de transmisión del 2020 y recién hoy se están licitando”. 

“Nos preocupa que esas líneas lleguen más tarde de lo que deberían. Hay temor que por esos retrasos empiecen a producirse condiciones desformadas como congestiones que provocan sobre costos y que eventualmente pueden producir hasta interrupciones de suministro”, agregó

Según Butrón, este retraso se dio porque el Ministerio de Economía y Finanzas de Perú tenía que dar una aprobación previa a PROINVERSIÓN para que pueda  lanzar la licitación. Esta aprobación tuvo lugar luego de 3 años y medio por exceso de controles.

En este sentido, el experto señala: “Este retraso es inaceptable y no tiene justificación porque, a excepción de la intervención por Ecuador, todos los proyectos de transmisión son idénticos en la parte administrativa y financiera, entonces no tendrían por qué hacerles tantos controles”.

De esta forma, aclara que provienen de un sistema de planificación que existe hace 15 años y que ha funcionado siempre con una metodología demostrable. 

La posibilidad de utilizar estas obras a futuro para proyectos renovables

Para Butrón, si todo nuestro plan de transmisión se ejecuta tal como se ha propuesto, no habrá limitaciones para inyecciones renovables.

“El sistema puede aceptar hasta 1400 MW más de energías renovables a futuro. La planificación del COES contempla los lugares donde hay potencial renovable, anticipa y propone que se instale suficiente transmisión para que haya suficiente capacidad”, destaca.

No obstante, anticipa que la única limitante es la disminución de demanda renovable que viene experimentando el país.

”El problema es si hay suficiente demanda para más renovables. La demanda no está creciendo tanto como acostumbraba. Perú solía crecer del 6 al 8 % anualmente y ahora en los últimos años ha aumentado alrededor del 4 %. El país viene de una época de más o menos unos 5 o 6 años con sobrecapacidad instalada de generación” , explica

De acuerdo al especialista, el consumo de las minas en el Perú es el 35 por ciento del total, es el principal driver del crecimiento. Como resultado de “políticas internas injustas”, el desarrollo de nuevos proyectos mineros “está totalmente paralizado y no hay nuevas inversiones”.

“Para revertir esta situación, hemos propuesto un cambio de ley y estamos en conversaciones con ellos para simplificar los requisitos que el Ministerio de Economía y Finanzas pide. Estamos en esa gestión en este momento, esperemos que acepten la abreviada para reducir estos plazos”, concluye. 

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Celsia, mediante sus empresas en Centroamérica, concretó un acuerdo con EnfraGen, para la venta de algunos de sus activos de generación en Panamá y Costa Rica:

Conjunto hidroeléctrico Dos Mares en Chiriquí (Panamá), con una capacidad de 119 MW.
Granjas solares: Divisa y Celsolar en Chiriquí (Panamá) de 19,7MW en conjunto.
La Planta Eólica Guanacaste (Costa Rica) de 49,5 MW de capacidad.

Con los recursos de la venta de estos activos, Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, continuará desplegando su estrategia enfocada en energías renovables, en especial solar y eólica en sus diferentes geografías, y buscará oportunidades para fortalecer el portafolio de gestión de activos y eficiencia energética en Panamá y en otros países de la región. El valor de la transacción asciende a USD 194 millones y el proceso de cierre deberá tomar alrededor de tres meses.

«Reorientamos nuestra estrategia de inversión en Panamá, Costa Rica y Honduras hacia la energía solar para clientes empresariales principalmente, y en la expansión de nuestro modelo de gestión de activos de transmisión y distribución, y soluciones de eficiencia energética. Nuestro foco será ofrecer un portafolio competitivo, flexible y que se ajuste a las necesidades de los clientes centroamericanos», afirmó Ricardo Sierra, Líder de Celsia.

Y justificó: «Por eso, decidimos vender parte de nuestros activos de generación a EnfraGen, una empresa que conocemos bien, que comparte nuestros valores y la forma de hacer las cosas. Con esta operación vamos a poder mejorar nuestra flexibilidad financiera y al hacerlo nuestros indicadores de rentabilidad mejoran sustancialmente. Es una rotación sana y que nos permitirá desarrollar una forma diferente de abordar la diversificación geográfica buscando el desarrollo de proyectos greenfield».

Así mismo, manifestó su reconocimiento a las personas que trabajan en estas operaciones y que seguirán haciéndolo para la nueva compañía: «no es fácil decirle hasta luego a un grupo de personas que han dado lo mejor para que estos activos estén en operación y le presten a Panamá y a Costa Rica un servicio de energía que hoy es referente. Nuestro reconocimiento, cariño y gratitud porque han desempeñado de manera sobresaliente sus roles, y eso es lo que hoy nos permite hacer una venta en las mejores condiciones para ellos y para la compañía».

Esta transacción le permitirá además a Celsia:

Fortalecer su posición de liquidez.
Mejorar la rentabilidad sobre el capital invertido (ROCE) que pasaría de 14,8% a 18,8%, a pesar de que tendría una reducción en ebitda de $222,000 millones (Según resultados del 2022).
Reducir la deuda consolidada a $4,7 billones (17% menos frente a diciembre 2022), lo cual permitirá disminuir el gasto financiero en $69 mil millones (11% menos).
Pasar de 3,02 veces a 2,44 veces el indicador deuda neta sobre ebitda, que, sumado a una duración de la deuda cercana a 6 años, habilita una excelente posición para los retos y oportunidades del futuro.
Aportar recursos para la readquisición de acciones de Celsia S.A. y otros usos que disponga la Junta Directiva.

Hoy en día Celsia atiende a un número importante de clientes en la región centroamericana, con soluciones fotovoltaicas para empresas y hogares, y más de 34 MW instalados, que representan 45 GWh al año. Con los proyectos que actualmente están en ejecución sumará 55 MW al cierre de 2023 y prevé tener instalados 200 MW para 2026. Además, la compañía continúa operando la capacidad del Complejo Térmico Colón en Panamá, que presta servicio de respaldo al sistema.

Por su parte, EnfraGen es una compañía privada que opera proyectos de energías renovables y de estabilidad de red en Latinoamérica. Cuenta con una trayectoria sólida y con valores corporativos alineados a los de Celsia. En Latinoamérica tiene una presencia destacada en el sector energético, en particular en los mercados de generación de energía eléctrica en países como Colombia, Chile y Panamá.

Para la transacción contó con la asesoría de Banca de Inversión Bancolombia S.A. Corporación Financiera como asesor financiero, Skadden, Arps, Slate, Meagher & Flom LLP como asesor legal en Nueva York, Alcogal como asesor legal en Panamá y BLP como asesor legal en Costa Rica.

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El Caribe se prepara para el inicio de una nueva temporada de huracanes que podrían impactar sobre las costas de las islas del Atlántico entre el 1 de junio y el 30 de noviembre de este año 2023.

En este periodo, investigadores de la Universidad de Colorado pronosticaron el desarrollo de 13 tormentas con nombre, seis huracanes y dos huracanes mayores (ver más).

Estos fenómenos climáticos, si bien están ligeramente por debajo del promedio de años precedentes, siguen encendiendo una alerta en el Caribe para prepararse debidamente ante estos fenómenos climáticos en el Atlántico.

A un mes del inicio de aquella temporada en el Caribe, Energía Estratégica invitó a su ciclo de entrevistas “Protagonistas” a Angel Zayas, fundador de AZ Engineering, para repasar algunos reglamentos y buenas prácticas para la instalación de sistemas de energía solar frente a condiciones climáticas adversas.

“En este tiempo es cuando más instalaciones ocurren”, aseguró Zayas. 

En lo que respecta a fincas solares, el periodo de enero a junio sería el ideal para lograr el mayor grado de avances de construcción en terreno y así evitar tener que enfrentar las particularidades estacionales de lluvias constante y probabilidades de tormentas tropicales o hasta huracanes.

En generación distribuida, el periodo se extendería unos meses más hasta julio y agosto, dado que se podría hacer una instalación más controlada cuando no se esté expuesto a eventos críticos que pudieran complicar la seguridad.

De allí la importancia de reforzar algunos conceptos clave y compartir las lecciones aprendidas para la instalación de sistemas de energía solar en estas épocas.

Por ejemplo, las particularidades del Reglamento 7796 para la certificación de sistemas de energía renovable fue uno de los principales puntos que se analizaron durante la entrevista, ya que detalla una serie de requisitos para el registro y certificación de instaladores, requisitos para la certificación de equipos y determinados parámetros para los diseños de nuevos sistemas (ver más).

¿Cuánta resistencia a cargas mecánicas se recomiendan en paneles solares para soportar las presiones que generan altos niveles de viento? ¿Qué recaudos principales se deben tener para la elección de estructuras de fijación o trackers? Fueron algunas de las preguntas que respondió el referente de AZ Engineering que acumula más de 20 años de experiencia en el diseño eléctrico y más de 12 años en ingeniería completa para sistemas de energía solar en techo, estacionamientos, microrredes y en terreno.

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Elbia Gannoum, vicepresidenta de Global Wind Energy Council (GWEC) y presidenta ejecutiva de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), tomó posesión de un asiento en el Consejo de Desarrollo Económico Social Sostenible (CDESS), también conocido como «Consejo de Lula». 

Elbia fue invitada por el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, para representar al sector energético dentro del Consejo, el cual fue lanzado originalmente durante el primer gobierno de Lula y que desde aquel entonces reunió a representantes de diferentes ambientes nacionales para sugerir medidas destinadas al desarrollo del país. 

“Con alegría y mucha energía me presento ante el CDESS que promete cambiar el rumbo de las políticas públicas en Brasil. Sigo dispuesta y lista para contribuir no sólo con ideas que visualicen el desarrollo de soluciones energéticas en el país, sino también que puedan estructurar el marco para el desarrollo industrial bajo en carbono”, aseguró Gannoum a través de sus redes sociales. 

“Espero poder contribuir y que este Consejo logre sus objetivos de ayudar a Brasil a crecer nuevamente, generando empleos e ingresos en los más diversos estratos de la sociedad con sostenibilidad ambiental y social. Que la diversidad representativa refleje las aspiraciones de todo el país y seamos capaces de demostrar que las diferencias, cuando juntas, son aún más fuertes y pueden transformar vidas para mejor”, agregó. 

ABEEólica trabaja para tener la primera licitación de energía eólica offshore en el segundo semestre del año

Cabe recordar que Lula da Silva marcó a la sustentabilidad como una de sus premisas de campaña electoral; mientras que una vez elegido en octubre del 2022, tomó una posición fuerte en la agenda de cambio climático y transición energética. 

Incluso, durante su programa de gobierno, el petista  planteó una serie de promesas para vigilar el sector energético del país, que van ‘brasilizar’ los precios de los combustibles hasta reducir las emisiones en la matriz. Hecho que ratificó días atrás en una conferencia en Portugal. 

Sin más control sobre Eletrobras, Lula prevé hacer de la semi-estatal Petrobras una empresa energética integrada, retomando inversiones en fertilizantes, biocombustibles y energías renovables, áreas en las que la empresa vendió sus activos en los últimos cinco años. Y las inversiones en energía eólica marina e hidrógeno son posibilidades que está evaluando la compañía.

“Su discurso de toma de posesión y el hecho de que el tema sea transversal a 19 ministerios demuestran el compromiso del gobierno con el tema. Lo cual es una visión acertada y estratégica, ya que Brasil es el país que tiene mayor potencial para obtener beneficios de la transición energética dada la riqueza de su biodiversidad y recursos energéticos renovables”, opinó Elbia Gannoum en diálogo con Energía Estratégica.

¿Cómo puede evolucionar la energía eólica en los próximos años? 

Brasil ocupa el sexto lugar del ranking global de capacidad eólica onshore instalada, con 24,13 GW en más de 9770 aerogeneradores de 869 parques de generación, operativos en 12 entidades federativas del país. 

Pero tras las últimas subastas de nueva energía (centrales a instalarse entre 2026 y 2028) y la llegada del petista a la presidencia, se espera una alza de inversiones y de proyectos en operación comercial. 

“El crecimiento de las renovables será virtuoso durante los próximos 10 a 20 años, ya que son fuentes competitivas y abundantes en el país. Y con el compromiso del gobierno de Lula con esta agenda, este crecimiento podría ser aún mayor y apalancar el crecimiento de la economía brasileña. Permitiendo el aumento de los ingresos y la riqueza del país y la reducción de la desigualdad social”, manifestó la nueva asesora del Consejo de Desarrollo Económico Social Sostenible.

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LONGi, la empresa líder mundial en tecnología solar, realizó a través de ASOFER (Asociación para el Fomento de las Energías Renovables) y de Fundación Sostenibilidad 3Rs, una donación de 5,5kWp de módulos Hi-MO 5m al Politécnico Gloria María Calcaño, con el fin de mejorar y potencializar el uso de la tecnología en el aprendizaje de las y los 326 estudiantes y 21 docentes, mediante la instalación de un sistema fotovoltaico en el plantel.

La escuela está situada en el municipio de Sánchez, provincia Samaná, y presenta algunos desafíos debido a los constantes cortes de energía eléctrica. El centro educativo, que cuenta con ocho aulas, seis laboratorios (tres de informática, dos de contabilidad y uno de ciencias), área de oficina, comedor y un salón multiuso, enfrenta apagones eléctricos que afectan aproximadamente el 51% del tiempo de la jornada estudiantil, por lo que sus actividades escolares y las prácticas de laboratorio, se ven interrumpidas frecuentemente.

“La implementación de este proyecto ayudará, en gran medida, a resolver el problema de abasto de energía eléctrica en el centro, puesto que, le proporcionará autonomía eléctrica al laboratorio de Ciencias, utilizando energía solar como materia prima. Además, servirá para suministrar carga eléctrica a los sistemas de almacenamiento de energía del centro cuando se ausente el servicio energético convencional. También será una base para implementarlo progresivamente en todo el plantel”, mencionó José Antonio Aragonés, Director del Politécnico Gloria María Calcaño.

Rodrigo Sotelo, Sr. Sales Utility Manager, mencionó que “LONGi es un entusiasta defensor de las causas sociales y está especialmente ocupado en reducir la pobreza energética mediante la implementación de la tecnología solar, promoviendo una educación de calidad y contribuyendo al crecimiento de la comunidad. Esta donación nos llena de orgullo y es un paso más para consolidar las acciones del programa Latam Green Future de la compañía, cuya misión es cooperar activamente con la mejora social, económica y ambiental de las comunidades de Latinoamérica en las que opera, dentro de su gestión ESG”.

Marvin Fernández, Presidente de ASOFER, indicó que uno de los ejes estratégicos de esta nueva directiva es realizar acciones que tengan un gran impacto social y produzcan una transformación en la sociedad. La energía es sinónimo de desarrollo y, la mejor manera de impulsar a República Dominicana, es a través de la educación.

“Esta acción nos parece transformadora en el sistema educativo. Creemos y fomentamos alianzas estratégicas entre el sector público y privado para caminar juntos hacia la sostenibilidad. Todos estamos conscientes de los riesgos del uso de combustibles fósiles y su impacto en el cambio climático. Migrar al uso de energías renovables en lugares que no tienen garantías de energía limpia y que son fuente de educación para nuestros estudiantes es, más que un lindo y emotivo acto, una urgencia. Esta iniciativa es un ejemplo perfecto de cómo desde la Fundación visualizamos la transformación de nuestra sociedad para el bienestar de todos”, mencionó Ginny Heinsen, Presidenta de la Fundación Sostenibilidad 3Rs.

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En su gira por la Península Ibérica, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, confirmó este domingo que el país va a tener el primer proceso competitivo para proyectos de generación de energía eólica costa afuera.

“Eso lo estamos organizando desde que llegamos el día uno al Gobierno y los pliegos para salir a la subasta van a estar listos en agosto. Es un área que va a estar subdividida, creemos que ahí van a poder caber entre cuatro y seis proyectos de generación eólica”, reveló la ministra.

La funcionaria recalcó que la convocatoria se centraría en el área del departamento del Atlántico y que sería la primera “concedida costa afuera en Colombia y en América Latina”.

De acuerdo a datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), al momento se han presentado al informe de registro de proyectos de generación, 11 proyectos eólicos costa afuera que representan 5.035 MW de capacidad –VER LISTADO AL PIE DEL ARTÍCULO-.

De todos estos emprendimientos, sólo uno se ubica en el Atlántico: OWF Galeon, de 825 MW, que se emplazaría en Barranquilla y cuya fecha de puesta en operación está fijada para el 2032.

Pero también se destacan otros proyectos hacia el sur, en Bolívar: el de la compañía BlueFloat, de 200 MW, denominado Vientos Alisios, que se pondría en marcha en 2025 en Santa Catalina; y otro en Cartagena: OWF Bitácora, de 510 MW, a operar en 2032.

Y pueden mencionarse otros dos proyectos lindantes hacia el norte, en el departamento de Magdalena: OWF Bergantin y OWF Goleta, ambos de 825 MW cada uno, ubicados en Santa Marta y dispuestos a comenzar a operar en 2032.

En efecto, estos cinco emprendimientos presentados hasta ahora ante la UPME suman unos 3.185 MW, suficientes para dar cumplimiento a los objetivos que se propone la hoja de ruta eólica costa afuera (ver) de llegar al 2030 con 1 GW y al 2040 con 3 GW operativos.

Luego, para 2050, el objetivo que fija el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, aumenta a entre 6 GW y 9 GW en total.

Según el reporte de la UPME, se contabilizan otros seis proyectos en Uribia, La Guajira, que suman 1.850 MW. Otro dato iumportante a resaltar es que los 11 emprendimientos se encuentran en fase 1, es decir, en etapa de factibilidad.

“Lo importante es decirles a los inversionistas que es el momento de Colombia”, expresó Vélez luego de informar el pronto lanzamiento de la primera subasta eólica marina de Latinoamérica.

Fecha Proyecto
Nombre Proyecto
Estado
Tecnologia
Capacidad MW
Departamento
Municipio
Nombre Promotor
Entrada Operacion

4/6/2022
OWF GALEON
Fase 1
COSTA AFUERA
825
ATLANTICO
BARRANQUILLA
OWF GALEÓN SAS ESP
8/6/2032

19/5/2022
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS
Fase 1
COSTA AFUERA
200
BOLIVAR
SANTA CATALINA
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS SAS
8/12/2025

14/6/2022
OWF BITÁCORA
Fase 1
COSTA AFUERA
510
BOLIVAR
CARTAGENA
OWF BITÁCORA SAS ESP
8/6/2032

4/6/2022
OWF ASTROLABIO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF ATROLABIO S.A.S. E.S.P.
8/2/2032

16/6/2022
OWF BARLOVENTO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
8/2/2032

14/9/2022
OWF BARLOVENTO I
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO II
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO III
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO IV
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

4/6/2022
OWF BERGANTIN
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF BERGANTIN S.A.S. E.S.P.
8/6/2032

4/6/2022
OWF GOLETA
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF GOLETA SAS ESP
8/2/2032

Hidrógeno verde a Europa

Por otra parte, Vélez manifestó el potencial de exportación a Portugal que tiene el país, con la generación de hidrógeno verde, cuyos proyectos pioneros fueron propuestos en el Plan Nacional de Desarrollo para darle una aceleración a ese propósito.

“Haber estado aquí en Portugal y en España ha sido muy importante porque Portugal se piensa a sí mismo como la región productora de hidrógeno verde para Europa y además quiere ser el puerto a donde lleguen las importaciones de hidrógeno verde para distribuir en el resto del continente europeo. Nosotros podemos ser, por otro lado, ese lugar de donde salga el hidrógeno verde para exportar”, precisó la ministra de Minas y Energía.

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