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El Negociado de Energía de Puerto Rico reafirmó mediante Resolución y Orden (ver detalle) que LUMA deberá proceder con la actualización de la red del sistema de transmisión para respaldar la interconexión de los 18 proyectos aprobados en la convocatoria de Solicitudes de Propuestas «tranche 1».

A pesar de que señaló que este mandato podrá terminar de cumplirse junto a estudios de interconexión que se vayan poniendo al día, el ente regulador refuerza su idea de agilizar tareas y no demorar la integración de recursos renovables y almacenamiento.

De acuerdo con LUMA, la complicación habría surgido porque los estudios de interconexión para los seis proyectos BESS adicionales que fueron aprobados aún estarían en una etapa muy temprana y la preparación del “Estudio de instalaciones e impacto del sistema actualizado” tardaría aproximadamente 20 semanas más en completarse.

Siguiendo el análisis de LUMA, la mayor complicación sería que la adición de los seis Proyectos BESS que no se contemplaron previamente para el Estudio de Instalaciones e Impacto del Sistema inicial impactarían negativamente en los costos de las actualizaciones de la red estimadas originalmente.

Ahora bien, esta solicitud fue recibida por el Negociado como una dilación en el proceso de las RFP, ya que esos casi cinco meses adicionales para estudiar mejoras en la red darían aún más demoras en la interconexión del nuevo parque de generación y almacenamiento aprobado para Puerto Rico.

Retos de financiamiento para infraestructura de red

En la Moción del 22 de junio -que fue negada por el NEPR-, LUMA presenta varios argumentos. Más específicamente, LUMA declaró que, según la consulta preliminar con sus expertos en la materia, existe un riesgo sustancial de que los proyectos de mejora de la red propuestos no califiquen para los fondos de FEMA en virtud de la Ley de Presupuesto Bipartidista o la Sección 406 de la Ley Stafford.

Además LUMA argumentó que los requisitos del proceso para buscar financiamiento federal probablemente retrasarían los Proyectos Aprobados y crearían más incertidumbre y costos para los desarrolladores, lo que va en contra del interés del Negociado de Energía en acelerar dichos proyectos.

Según LUMA, el comienzo de las obras de un proyecto para el cual se solicitan fondos federales antes de la aprobación podría poner en riesgo la determinación de elegibilidad al limitar la elección de alternativas a considerar cuando FEMA revise el proyecto y que reciba fondos federales para actualizaciones de la red tiene el potencial de limitar la financiación o excluir otros proyectos que se necesitan de manera más crítica para reparar y restaurar el sistema T&D de los daños causados ​​por el huracán María».

Finalmente, LUMA expresó su preocupación sobre la utilización de fondos federales para proyectos de mejora de la red, ya que puede «considerarse como hacer viables los proyectos privados de productores de energía independientes o desplazar las fuentes de fondos disponibles de forma privada para usar fondos federales».

La estrategia de «Covid lockdown», de las que se sirve China para controlar el aumento de casos en zonas de alto riesgo de contagio por variantes del Covid-19, repercute en las actividades de distintos sectores productivos. Entre ellos, el rubro de manufactura fotovoltaica se ha visto afectado durante toda la pandemia.

No obstante, desde la industria aseguran que se encuentran en una senda de normalización de la actividad en la que ya ha sido posible retomar el ritmo de envíos y cotizaciones de módulos solares hacia estas latitudes.

“Está mejorando la situación tanto en los costos como en los tiempos de entrega”, sostuvo Ignacio Mesalles, gerente de ventas para Centroamérica y Colombia de Canadian Solar.

Así mismo, Mesalles observó que la dinámica de los mercados centroamericanos también estaría demostrando una sincera recuperación y, aunque aclaró que no sería a niveles de plazas como Colombia, ya estarían cerrando nuevos contratos.

“Las barreras todavía están pero vemos bastante interés en la región. Hemos estado conversando con varios desarrolladores y epecistas en Centroamérica cotizando proyectos, así que definitivamente se ha retomado el movimiento”, consideró el referente de Canadian Solar en la región.

En lo que respecta al suministro de equipos, este fabricante fotovoltaico chino-canadiense asegura haberse adaptado a los tiempos de entrega requeridos por sus clientes en la región, dando cumpliendo al timeline exigido para cada proyecto.

Tal sería el caso de un proyecto de MPC Energy Solutions en El Salvador. El cual consiste en dos plantas solares fotovoltaicas denominadas Santa Rosa y Villa Sol y que tienen una capacidad combinada de 21,07 MWp.

Para este proyecto ubicado en la región de Quezaltepeque, Canadian Solar ha garantizado el suministro de sus módulos Serie 7N bifacial de 645 a 655 watts. Y en estos momentos estaría llevando a cabo la entrega de 32,767 módulos de dicho modelo.

Además de haber cerrado contratos de suministro de módulos el antes mencionado en El Salvador, Canadian Solar avanza en conversaciones con empresas en otros mercados de la región:

“Tenemos un panorama de proyectos interesantes en Panamá, Honduras, Guatemala y Costa Rica. En este último suplimos hace un año a dos parques solares que suman cerca de 15 MW. Ahora buscamos nuevas oportunidades porque vemos más movimiento”.

El almacenamiento de energía busca seguir ganando terreno en los mercados energéticos de Latinoamérica, tanto en el segmento de la utility scale como en la mediana y baja escala. 

Y en particular en México, ante las inconsistencias y fallas en la infraestructura de transmisión y distribución, la sobrecarga de los circuitos eléctricos y la negativa hacia las aceptación de nuevas interconexiones, desde el sector proponen independizarse de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) a partir del almacenamiento de energía. 

Francisco Vargas, director de operaciones de Innovación Solar, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y reconoció que “el objetivo no es sólo hablar de un respaldo de energía, sino que queremos independizarnos de la CFE para realmente vivir una transición hacia las energías renovables”. 

“Y esa misión la llevamos a todos los mercados energéticos del país, no sólo a Baja California, sino también a Ciudad de México, Vallebravo, Monterrey, Guadalajara, Cancún, Tulum y Mérida, entre otros estados”, agregó. 

De este modo, se prevé quitarle carga a la Comisión Federal de Electricidad en diferentes sectores, como el industrial, hotelero o residencial, y utilizar ese remanente para lograr una mayor estabilidad de la red del ciudadano común y de los servicios críticos, tales como hospitales.

Es decir que, el mercado de la compañía está enfocado en sustituir el uso de combustibles fósiles por sistemas renovables en aquellos usuarios que posean problemas con la energía, como por ejemplo fábricas o industrias que no pueden detener su producción ante posibles fallos de la CFE, lo que derivaría en pérdidas económicas “importantes”. 

“El horizonte es que todos los que tienen un sistema fotovoltaico conectado transicionen a la independencia de la CFE. No estamos enfocados a tener un share o una cuestión económica, sino que la misión debe suceder para que, en 30 o 40 años, la sociedad no sufra las consecuencias de la irresponsabilidad actual”, manifestó Vargas. 

“La visión no es económica, sino que buscamos proyectos en donde se pueda apoyar y donar la tecnología para un bien común y social, como escuelas y hospitales que viven marginados y tengan problemas eléctricos”, insistió el especialista. Y según explicaron desde Innovación Solar, en México comenzarán la serie de emprendimientos en una escuela de Los Cabos a la que asisten cerca de treinta niños y niñas de la zona, y la cual se abastece de energía a través de un sistema off-grid “muy arcaico”. 

El Gobierno Nacional, por medio del Ministerio de Minas y Energía, sigue impulsando la diversificación de la matriz energética de Colombia, hacia una que sea más limpia y amigable con el medio ambiente. 

Para lograr este objetivo, el Ministerio ha avanzado en la regulación de las nuevas tecnologías que le permiten al país avanzar hacia la carbono neutralidad, tal y como lo son la geotermia y el hidrógeno de cero y bajas emisiones, razón por la cual reglamentó los artículos 14,15, 21 y 23 de la Ley de Transición Energética. 

“La nueva reglamentación incluye lineamientos para el desarrollo y la exportación de hidrógeno de cero y bajas emisiones en el país, así como la reglamentación para el desarrollo de actividades orientadas a la generación de energía eléctrica a través de geotermia. Desde el inicio del Gobierno nos propusimos diversificar la matriz energética del país y hoy estamos dejando a Colombia con una matriz de las más sostenibles del mundo”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa. 

En materia de hidrógeno, la nueva reglamentación establece el marco institucional para el desarrollo del mercado de este energético en Colombia, definiendo las competencias de los distintos ministerios que juegan un rol importante en la economía de este nuevo vector energético.

De igual manera, el decreto establece lineamientos para que entre el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y Energía se definan temas claves para la exportación futura de hidrógeno sostenible, como lo es la definición de los certificados de origen. Así mismo, estos ministerios estarán encargados de definir el umbral de emisiones permitido para catalogar el hidrógeno de bajas emisiones, con el fin de continuar promoviendo tecnologías alternativas de producción de hidrógeno que aporten a la descarbonización del país. 

Otro de los temas claves que define el decreto es la creación de un sistema de reporte de información para el mercado del hidrógeno, con el objetivo de organizar y obtener información sistematizada de las diferentes actividades de la cadena de valor a nivel nacional. 

El decreto también da lineamientos para que las entidades, según sus competencias, analicen temas como: el almacenamiento de hidrógeno, programas de fomento a la innovación y sandbox regulatorios (Este instrumento permitirá a los emprendedores explorar modelos de negocio innovadores en industrias reguladas)

Por otra parte, en materia de geotermia, el segundo decreto define el procedimiento para solicitar los permisos de exploración y explotación y su registro en el registro geotérmico, su duración, las actividades que se incluyen dentro de las fases de exploración y explotación del recurso, la información que debe reportar el desarrollador, las reglas de superposición de proyectos y de cesión de estos, así como, el régimen sancionatorio. 

Con la expedición de esta normativa se dará seguridad jurídica a los inversionistas y se promoverá el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica con fuentes geotérmicas, a su vez que se incrementa el conocimiento del subsuelo colombiano. 

Es de recordar que este Gobierno logró inaugurar los dos primeros pilotos de producción de hidrógeno verde en el país (ubicados en Cartagena), así como también los primeros proyectos de generación eléctrica por medio del uso de la geotermia (ubicados en Casanare).

El congreso está organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (Auder), una institución orientada a la promoción y la facilitación de las energías renovables y los desarrollos tecnológicos dirigidos a la sustentabilidad.

También se desarrollará el II Congreso (World Energy Council) Capítulo Uruguay, que en esta instancia estará enfocado en el “Hidrógeno en el horizonte”.

El evento reunirá a las autoridades nacionales de energía, que expondrán su visión sobre la política energética de los próximos cinco años, y también a las principales consultoras internacionales, que abordarán los desafíos energéticos de la pospandemia.

La agenda incluye temas de movilidad eléctrica en nuestro país, tecnologías para la descarbonización, inversión y financiamiento en proyectos de hidrógeno, así como aspectos vinculados a la planificación, la promoción y la regulación energética.

También tendrá lugar la presentación del Programa H2 Uruguay, que establece “las líneas de trabajo para el desarrollo del hidrógeno verde y derivados de forma interinstitucional en Uruguay”. Según el director de la Auder, Diego Oroño, “el plato fuerte” del congreso es la descarbonización y las posibilidades del hidrógeno para cambiar la matriz del transporte nacional.

El evento se realizará en una modalidad híbrida, que tendrá su pata presencial en el auditorio del LATU y será transmitido en línea para el resto de los participantes de Uruguay y la región. Por más información: www.latamrenovables.com.

La Empresa de Pesquisa Energética, el Foro Económico Mundial (WEF) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) identificaron barreras, riesgos y soluciones para estimular la inversión en el sector eléctrico del país. 

El foco estuvo puesto en la modernización de centrales hidroeléctricas (UHE), la generación distribuida y sistemas aislados de la red. Y entre los resultados presentados se encuentran propuestas de acciones que podrían servir de base para futuras iniciativas de política, planificación energética, regulación y actuación del sector privado.

En lo que respecta al segmento de gran escala, se propone modernizar la infraestructura existente para aumentar su eficiencia y disponibilidad. Hecho que requeriría cerca de $15 mil millones de inversión, pero generaría un aumento de 4,7 GW de capacidad, así como también la disminución de 57 MMt de CO2 gracias al desplazamiento de la generación a gas natural.

Para ello, el documento elaborado por las entidades aconseja una serie de cambios normativos “para eliminar las barreras a la comercialización de los servicios de las centrales hidroeléctricas posteriores a la modernización, renovación o repotenciación, aumentando así el apetito tanto del operador como de los inversores para realizar/financiar obras de modernización”:

Participación de las UHE en Subastas de Reserva de Capacidad, que implicaría reconocer/permitir la obtención de ingresos adicionales por la disponibilidad de capacidad de reserva resultantes de la modernización y/o repotenciación. 
Aclaración de los conceptos de “Ampliación” y “Mejoras” utilizados en los contratos de concesión y ampliación del plazo hasta 20 años para amortizar la inversión. 
Asignación de la garantía física derivada de mejoras y ampliaciones al generador para su libre disposición y una remuneración adecuada por la prestación de servicios auxiliares y el atributo de “flexibilidad”.

A lo se debe agregar la propuesta de “sensibilizar” a los inversionistas y emisores potenciales en Brasil sobre los Criterios de Energía Hidroeléctrica Estándar de los Bonos Climáticos. 

Y cabe recordar que la hidráulica es la tecnología que posee mayor capacidad instalada en todo el país, con más de 109500 MW operativos, por lo que abarca el 53,9% de la matriz eléctrica de Brasil. 

La generación distribuida es otro de los segmentos en los que la Empresa de Pesquisa Energética puso la mirada, ya que se prevé que alcance 37,2 GW de potencia al 2031, lo que representa un incremento de más del 200% en la próxima década (hoy en día se ubica en 11,3 GW). 

“Entendiendo ese panorama, se requerirán unos 23.200 millones de dólares de inversión. Por lo que se recomienda la creación de una caja de herramientas de las mejores prácticas de financiación existentes en las diferentes etapas de los proyectos de GD”, detalla el documento. 

“La misma apoyará a los desarrolladores, bancos y financistas de capital mientras acelera la estandarización y la ampliación de las buenas prácticas existentes y los modelos de financiación exitosos”, agrega.

Mientras que para los sistemas aislados, también se sugiere la creación de un nuevo esquema, en este caso de una plataforma que englobe a los Productores de Energía Independientes (IPP) existentes (post-subasta) para encontrar equipo humano, integrar las renovables y “crear modelos de generación híbrida”.

Teniendo en cuenta que el Ministerio de Minas y Energía de Brasil estima que se requerirán cerca de $1.9 mil millones de inversión en los próximos seis a ocho años para brindar acceso a la electricidad a los sistemas que están fuera de la red. 

México vuelve a retroceder en su camino a la descarbonización. La Comisión Reguladora de Energía (CRE) rechazó permisos de generación eléctrica a siete proyectos renovables que sumaban 880 MW de capacidad, durante la sesión ordinaria del jueves 21 de julio.

Se trata de seis centrales fotovoltaicas y una eólica que fueron desarrolladas por el sector privado y que se distribuyen a lo largo de seis entidades federativas del país: Campeche, Coahuila, Hidalgo, Tamaulipas, Tlaxcala y Zacatecas. 

Los proyectos solares en cuestión son el P.S.“El Trojano” (108.41 MW de potencia en Tlaxcala), Zacatecas 360 (76,5 MW), el emprendimiento de la empresa Future Renewable Vision (FRV) denominado “San Isidro” (120 MW – Tamaulipas), Scutti Solar 3 (114.45 MW – Hidalgo).

A ello se debe agregar que la firma española Aljaval vio la negativa de sus parques de generación fotovoltaica Lomas de Ocampo III (30 MW – Coahuila) y Recursos Solares PV de México V (230,75 MW – Campeche). 

Mientras que la central eólica de gran escala se refiere a uno de 200 MW de potencia que pertenece a la firma Kalos Desarrollos Eólicos y se encuentra en el estado de Coahuila.

Y cabe destacar que casi todos los parques presentaron la solicitud de generación de energía eléctrica en distintos meses del 2020, a excepción de la planta que utilizará aerogeneradores, que hizo lo propio en febrero de 2021. 

Además, el ente regulador de México también rechazó la modificación de la Condición Tercera relativa al aprovechamiento de la energía eléctrica y Cuarta, vinculada con planes de expansión, de permisos de generación y de autoabastecimiento a otras dos centrales renovables:

Parque Eólico Dominical I de 100 MW de potencia, perteneciente a Dominica Energía Limpia, filial de Enel Green Power México
Parque Eólico Santa Catarina de 22 MW, del Grupo Comexhidro

Esta decisión llega en medio de la controversia internacional en la que Estados Unidos y Canadá solicitaron consultas de resolución de disputas con México bajo el Acuerdo Comercial Estados Unidos-México-Canadá (T-MEC), relacionadas a la política energética del país que preside López Obrador y ciertas medidas y “trato discriminatorio” hacia empresas estadounidenses para beneficiar a CFE y PEMEX.

Sin embargo, esta no es la primera vez que la Comisión Reguladora de Energía rechaza permisos de proyectos renovables en el año, dado que, en lo que lleva transcurrido el año, negó solicitudes fotovoltaicas y eólicas por más de 2 GW. Siendo enero y marzo los meses en los que la magnitud de potencia fue menor, mientras que a mediados de junio la CRE le puso el freno a más de 15 emprendimientos que superaban 1 GW de capacidad.

A mediados del 2020, el Wp fotovoltaico llegó a cotizar tan sólo 17 céntimos de dólar. Actualmente, dos años después, el precio ronda los 27 céntimos, un 60% más. No obstante, este crecimiento no supone una mayor rentabilidad para las compañías fabricantes de módulos fotovoltaicos que, según sus balances, no obtienen ganancias mayores al 5%.

Alberto Cuter, director general para Latinoamérica de Jinko Solar, explica a Energía Estratégica que el aumento de precios de los paneles es consecuencia de la suba de los costos de la materia prima y de la energía.

Explica que, por lo contrario, la carrera de continuar ofertando a precios competitivos ha hecho que las compañías se pongan creativas y no vuelque al mercado las subas de costos reales.

Señala que, entre todos los insumos que han subido, el de mayor trascendencia es el silicio, que representa alrededor del 40 a 45% del costo de los paneles. A mediados del 2020 este metaloide estaba a 7 dólares por kilo. Hoy cuesta 42 dólares.

“El fabricante puro de paneles está en una situación bastante complicada”, indica Cuter. Señala que, por este motivo, Jinko ha decidido ingresar en el segmento upstream de la industria, iniciando la construcción de una fábrica de producción de silicio y aluminio.

La intención de la compañía es controlar los costos de producción de los componentes principales y mantener el nivel cualitativo de la producción de los módulos en todas las etapas de producción.

“En esta industria es fundamental estar integrados verticalmente con la intención de producir lingotes, obleas, celdas y módulos directamente a partir del silicio”, observa Cuter.

Y resalta: “De esta forma, además de controlar los costos, es posible mantener excelentes niveles de calidad y ofrecer al mercado productos a precios competitivos y de alta calidad”.

Precios que no bajarán en el corto plazo

Para el director general para Latinoamérica de Jinko Solar “al menos en los próximos dos años no regresaremos a precios bajos” de módulos fotovoltaicos, “porque el valor del silicio, los componentes para fabricar módulos, como aluminio, vidrio, cobre, plata siguen siendo altos, el costo de la energía para producir también es alto y la demanda también sube”, justifica.

No obstante, Cuter observa: “Puede ser que el año que viene los precios bajen un poco, pero los valores que vimos a mediados del 2020 no lo vamos a ver”.

Por su parte, Mauricio González, Gerente de Ventas Chile de Trina Solar, durante el evento Latam Future Energy Summit Southern Cone, evento producido por Energía Estratégica y Invest In Latam, opinó en consonancia con Cuter: “El precio del módulo está estable y se espera que el precio del módulo a partir del Q1 empiece a bajar; eso es un hecho”.

El punto de vista también fue compartido por, Víctor Sobarzo, Gerente Sénior de Desarrollo de Negocios de JA Solar, quien agregó que desde la industria están haciendo esfuerzos por aumentar la eficiencia de los módulos fotovoltaicos, optimizar costes de logística para sus traslados y aumentar la producción.

Adelantó que JA Solar fabricará un 20% más de paneles, pasando de 40 a 50 GW anuales.

En tanto, Jinko Solar también aumentará su producción, de 37 a 43 GW por año desde el 2023.

El silicio limita el crecimiento al tiempo que los mercados florecen

Un cuello de botella a todo este crecimiento es que actualmente la industria del silicio es capaz de ofrecer al mercado fotovoltaico una cantidad para fabricar entre 240 a 250 GW anuales, pero la matriz productiva fotovoltaica es capaz de fabricar 400 GW.

“Este es uno de los temas más complicados que aparecen en la industria”, observa Cuter.

No obstante, el director general para Latinoamérica de Jinko Solar indica que hay voluntad de las empresas que extraen silicio en continuar produciendo.

Parte de ello se explica porque el costo de extracción y producción del metaloide gira en torno a los 10 dólares por kilo, y el de venta a los 40 dólares.

Y esta coyuntura se da en un momento de demanda plena de los mercados mundiales preocupados por instalar masivamente parques solares fotovoltaicos.

Según Cuter, el mercado que más demandará a la industria es el chino. El gigante asiático prevé la instalación de 108 GW de energía solar este año, duplicando su record del año pasado de 54,8 GW. Pero el objetivo de Beijing es llegar al 2030 (si no antes) a los 1.200 GW fotovoltaicos.

Luego, a los ojos del director general para Latinoamérica de Jinko Solar, Europa viene en segundo orden de importancia por los objetivos que se fijan allí. La UE plantea duplicar la capacidad solar fotovoltaica para 2025 (de 189 GW a 320 GW, lo que significa que en el continente se deberían instalar 44 GW anuales de esta tecnología) e instalar 600 GW para 2030.

Luego le sigue Estados Unidos, que se propone conectar 30 GW por año de capacidad solar al 2025, y 60 GW anuales entre 2025 y 2030. Quiere, al 2035, que el 40% de la generación provenga de fuentes fotovoltaicas.

Finalmente, Cuter indica que Latinoamérica también tendrá un papel importante en la demanda de la industria. Si bien el bloque de países no tiene objetivos concretos de crecimiento, ABSOLAR propone que en Brasil se llegue al 2030 con al menos a los 30 GW fotovoltaicos dentro de la matriz eléctrica brasileña.

“Este crecimiento de la demanda es una de las razones por lo que el precio del módulo seguirá siendo alto”, remata el especialista.

Según las estimaciones de IHS Markit (que ahora forma parte de S&P Global), Growatt fue clasificado como el proveedor de inversores residenciales número 1 a nivel mundial en 2021, consolidando su posición de líder del mercado por segundo año consecutivo. La empresa debe el logro a su amplia cartera de productos de alta calidad y fiabilidad, así como a su extensa red global y a sus servicio de primera para el usuario.

«En Growatt, proporcionamos soluciones fotovoltaicas inteligentes y fiables para que los propietarios de sistemas residenciales reduzcan sus facturas de electricidad y su huella de carbono. Más de 2,8 millones de familias en todo el mundo disfrutan ya de energía sostenible gracias a nuestros productos y soluciones», comentó Lisa Zhang, vicepresidenta de marketing de la empresa.

La oferta residencial de Growatt, que cumple con la normativa de la red y los requisitos de varios mercados, incluye inversores monofásicos con una capacidad de potencia que va de 750W a 11,4kW e inversores trifásicos de 3kW a 15kW.

En particular, los inversores listos para un futuro con baterías de la serie XH de la empresa se han hecho cada vez más populares entre los hogares que buscan actualizar las plantas solares de los tejados con sistemas de almacenamiento de energía en el futuro.

«Nuestro inversor residencial tiene un diseño elegante y compacto, y es fácil de instalar y poner en marcha. Además, cuenta con características de seguridad mejoradas, como la protección AFCI, lo que da tranquilidad a los clientes», añadió Zhang.

Hasta la fecha, los inversores Growatt se han instalado en más de 150 países y regiones, y aproximadamente 1,4 millones de usuarios finales han conectado los sistemas fotovoltaicos a la plataforma en la nube de la empresa, el sistema de servicio inteligente en línea (OSS).

«Nuestro sistema OSS permite a los instaladores, integradores y distribuidores gestionar y mantener las plantas solares de forma remota e inteligente para mejorar la eficiencia del servicio», explicó Zhang.

Además, la empresa ha establecido 34 oficinas de representación en todo el mundo para ofrecer un servicio más eficaz y cómodo.

«En Growatt, nuestro equipo trabaja arduamente para que todo el mundo pueda beneficiarse de la energía sostenible y la transición a un estilo de vida más ecológico. Y creemos que, junto con nuestros socios de todo el mundo, podemos marcar la diferencia», concluyó Zhang.

Durante su intervención en el marco de la Semana del Clima de América Latina y el Caribe 2022, auspiciada por los gobiernos de República Dominicana y Estados Unidos, el ingeniero Almonte destacó la importancia de la transformación energética mediante el uso de las renovables, que contribuyen a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, diversificar el suministro energético y disminuir la dependencia respecto a los combustibles fósiles.

Dijo que debido a la confianza que les brinda la actual gestión a los inversionistas, han recibido solicitudes de varias firmas privadas locales y extranjeras para la instalación de electricidad basada en fuentes renovables, adicionales a los 622 megavatios contratados en el último año.

Adelantó que en los próximos días se abrirá una vista pública para el conocimiento de la propuesta de modificación de los reglamentos de aplicación de la Ley sobre el Incentivo a las Energías Renovables para introducir la figura de las licitaciones para el acceso a los contratos de compra y venta de energía y para incluir la opción de baterías para almacenamiento de las renovables, particularmente de la energía solar.

“La revolución de las energías renovables en República Dominicana, como un paso firme para el desplazamiento de fuentes contaminación o generación de gases de efectos invernaderos, incluye una inversión acelerada en proyectos eólicos y solares, la readecuación del sistema regulatorio y normativo para institucionalizar la penetración masiva de las energías limpias al sistema eléctrico nacional”, dijo el ministro durante su ponencia en el Hotel El Embajador.

En el foro “Mecanismos Innovadores de Financiamiento para la Energía Renovable”, organizado por la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID), Almonte resaltó que para que esos proyectos se realicen hay que pensar en mecanismos innovadores de facilitar financiamiento a los inversionistas privados que quieren invertir en energías verdes.

El ministro Almonte estuvo acompañado de los viceministros de Energía, Rafael Gómez y de Ahorro y Eficiencia Energética, Alfonso Rodríguez, así como del director del director de Relaciones Internacionales del MEM, Gustavo Mejía Ricart.

La Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH2) estableció sendos Memorandos de Entendimiento con la Japan External Trade Organization (JETRO) México y con el Clúster Energético del Interoceánico, los cuales permitirán intercambiar información, conocer experiencias y promover iniciativas diversas relacionadas con la industria del hidrógeno verde.

El acuerdo entre la AMH2 y la JETRO México establece una relación de colaboración estrecha, en calidad de aliados estratégicos internacionales, para intercambiar información sobre la industria del hidrógeno en México y en Japón, a fin de promover posibles iniciativas conjuntas que beneficien a la relación comercial entre ambos países en este sector.

De esa manera, ambas partes sostendrán reuniones periódicas para intercambiar información relevante sobre la industria del hidrógeno en México y en Japón, compartir mejores prácticas de ésta como energía limpia, e identificar oportunidades de comercio e inversión que contribuyan a su desarrollo.

Además participarán en actividades de promoción de la industria del hidrógeno verde, como foros, seminarios, conferencias, entre otras, e impulsarán de manera conjunta proyectos fomentando alianzas estratégicas entre empresas japonesas y mexicanas.

El presidente de la AMH2, Israel Hurtado, destacó que el Memorando de Entendimiento con JETRO México favorecerá el impulso a la industria del hidrógeno verde en México, con la experiencia y tecnología de empresas japonesas. Hurtado agradeció a Takao Nakahata, director general de JETRO México, así como a Neysa Tallaneli Criollo Padilla, por la disposición para la firma del documento que seguramente traerá beneficios para México y su transición energética.

Por separado, la AMH2 y el Clúster Energético del Interoceánico acordaron colaborar a través del intercambio de información, experiencias y de actividades conjuntas que permitan hacer viable la ejecución de proyectos e iniciativas en favor del desarrollo del hidrógeno.

También promoverán y vincularán a empresas proveedoras locales, regionales, nacionales e internacionales de las industrias energética y de tecnologías de la información y comunicaciones, y afines, con la finalidad de que se integren a la cadena productiva de dichas industrias a desarrollarse en todo el país y en el extranjero.

Asimismo promoverán programas de capacitación de recursos humanos vinculados al tema, el desarrollo y la transferencia tecnológica entre las partes, y la innovación tecnológica en los sectores energético y de las tecnologías de la información y comunicaciones, y afines.

Este acuerdo es de particular relevancia, pues la colaboración que prevé puede generar o complementar esfuerzos para el apoyo y desarrollo de las comunidades en una zona con grandes necesidades como la sureste del país, pero también con potencial renovable para  producción y consumo de hidrógeno verde, y con oportunidades como las que traería el Corredor Interoceánico del Istmo de Tehuantepec.

Ginlong Technologies (Solis) Co., Ltd es el ganador de los premios Asia Responsible Enterprise Awards (AREA) 2022 en la categoría Green Leadership. Es un momento de orgullo para Solis ya que este premio es un reconocimiento internacional al compromiso a largo plazo de la empresa con la Responsabilidad Social Corporativa.

Este año, el tema de Asia Responsible Enterprise Awards 2022 (AREA) 2022, «The ZERO Shift», significó que los ganadores del premio exhibieron un enfoque de sostenibilidad neta cero en todos los aspectos y en todo el ciclo de sostenibilidad. Dieron igual importancia a cero emisiones, cero residuos y cero desigualdad.

En esta ocasión, Lucy Lu, directora de marketing global de Solis, dijo: «Estamos muy orgullosos y honrados de recibir este premio. Solis, como líder mundial en inversores de cadena, está contribuyendo activamente al desarrollo sostenible a largo plazo y está acelerando la aplicación de tecnologías innovadoras mediante la promoción de soluciones sostenibles, Solis continuará trabajando con sus socios en la búsqueda de un mundo con cero emisiones netas”.

Solis no solo ha sido reconocido por defender prácticas comerciales sostenibles y responsables, sino también por su inmensa contribución al bienestar de la sociedad.

Algunas de las iniciativas emprendidas por Solis incluyen ayudar a los menos afortunados, luchar contra el COVID-19 y participar en programas de alivio de la pobreza fotovoltaica.

La compañía donó $155,000 a principios del 2020 para combatir el COVID-19. También donó grandes cantidades de suministros médicos al personal médico de primera línea. Solis ha donado $465,000 en becas a universidades y colegios, así como inversores donados para varios proyectos fotovoltaicos sin fines de lucro.

Recientemente, Solis ha suministrado sus inversores de cadena para la central eléctrica Tidal Flats de 300 MW en el condado de Xiangshan, provincia de Zhejiang. El período de utilización anual promedio de la estación de energía fotovoltaica es de aproximadamente 1120 horas y aproximadamente 340 millones de kWh de electricidad limpia pueden suministrarse a la red eléctrica en promedio anual. Este suministro de energía equivale a la mitad de las necesidades de electricidad limpia del condado.

Cada año, el proyecto ahorrará el uso de unas 100.000 toneladas de carbón y reducirá las emisiones de CO2 en unas 270.000 toneladas. También se espera que el sistema ahorre alrededor de 2.300 toneladas de dióxido de azufre y 1.000 toneladas de óxido de nitrógeno.

Este proyecto utiliza la serie de inversores de cadena trifásicos Solis 215-255kW, que tiene un máx. eficiencia del 99%, relación CC/CA > 150 %, admite compatibilidad con módulos bifaciales y de alta potencia y ofrece una función anti-PID para mejorar la eficiencia del sistema. LONGi Solar ha suministrado los módulos fotovoltaicos para este proyecto.

Con la implementación de tales proyectos, Solis está comprometida con su éxito y también continúa cumpliendo con sus compromisos de Responsabilidad Social Corporativa.

Solis ha estado a la vanguardia en el cumplimiento de sus compromisos de Responsabilidad Social Empresarial. Utiliza los medios públicos, las organizaciones profesionales y su sitio web para generar conciencia sobre los problemas y preocupaciones ambientales.

Solis seguirá cumpliendo con sus compromisos de responsabilidad social corporativa incluso en el futuro contribuyendo activamente a la sociedad y dedicándose a proyectos de bienestar público.

El Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, y el Presidente de la República, Iván Duque Márquez, inauguraron este jueves los sistemas solares fotovoltaicos instalados en cuatro de los principales edificios administrativos del municipio de Gómez Plata, Antioquia: la sede principal de la Alcaldía, el Comando de la Policía, la Casa de la Cultura y el Parque Educativo Génesis.

Como resultado del taller ‘Construyendo País’, liderado por el presidente Iván Duque Márquez en noviembre de 2020, el Ministerio de Minas y Energía adquirió el compromiso de dar apoyo técnico al municipio de Gómez Plata para desarrollar el acompañamiento de la implementación del proyecto ‘Energía eficiente y sostenible que transforma el país. Capítulo de entidades territoriales’, el cual se desarrolló gracias a la gestión y canalización de recursos del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), en la que uno de los beneficiados fue este municipio antioqueño.

“Hicimos en estos cuatro años la mayor inversión, más de $91.000 millones, que ha hecho un Gobierno por el municipio de Gómez Plata en la historia. Los hechos hablan por sí solos y hemos apoyado el desarrollo de las regiones con grandes inversiones. Por ejemplo, en materia de infraestructura, hemos invertido en estos cuatro años más de $6 billones, la cifra más alta en la historia”, dijo el Presidente Duque.

Con una inversión de $165,3 millones, este municipio ubicado hacia el norte del departamento de Antioquia y con una población cercana a los 10.000 habitantes, cuenta con cuatro sistemas solares fotovoltaicos y una capacidad instalada total de 32,5 kWp, repartida en 15 kWp para la Alcaldía, 6 kWp para el Comando de la Policía, 5,5 kWp para la Casa de la Cultura y 6 kWp para el Parque Educativo Génesis; generando así un ahorro en el consumo de la energía del 80%, que en la factura de energía eléctrica es aproximadamente de $23,5 millones de pesos al año, equivalente al consumo mensual de 22 familias.

“Seguimos haciendo realidad la masificación de las energías renovables en el país. Así como las entidades administrativas de Gómez Plata, otras instituciones como el Ministerio de Hacienda y el Ministerio de Minas y Energía ya han adoptado la instalación de paneles solares para la generación energética. A la fecha hemos instalado miles de paneles solares en todo el país que le llevan el servicio de energía eléctrica a más de 34.600 familias colombianas”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Se espera que los paneles solares instalados en Gómez Plata, y construidos por Empresas Públicas de Medellín (EPM), ayuden a disminuir la emisión de 6.85 toneladas de CO2 por año, equivalentes a sembrar 41 árboles.

A través de la presentación de socialización de los beneficios de este proyecto a otras entidades territoriales y el potencial que mostró en temas de ahorros económicos y en reducción de emisiones de CO2, el FENOGE estructuró la Convocatoria de Retos y Necesidades Energéticas enfocadas a fuentes de energía no convencionales para municipios y departamentos de Colombia.

Katharina Grosso Buitrago, directora ejecutiva de FENOGE, concluyó sobre este proyecto: “Nuestro objetivo es que este tipo de implementaciones como la del municipio de Gómez Plata, se difundan entre las demás administraciones públicas del territorio, y así se multipliquen las solicitudes y postulaciones para acceder a los recursos del Fondo. Como Gobierno Nacional debemos potenciar cada vez más el uso de las fuentes no convencionales de energía y la gestión eficiente para poder llegar a todos los rincones de Colombia transformando con hechos la energía”.

Días atrás se dieron a conocer algunas disposiciones que contemplaría la reglamentación de la adhesión de la provincia de Buenos Aires a la ley nacional de generación distribuida, la cual el Senado bonaerense aprobó, de manera parcial, en los últimos días de abril. 

Bajo ese contexto, Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, brindó una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, en la que se refirió a las expectativas y oportunidades de las renovables en el territorio bonaerense.

“Necesitamos poner en práctica la generación distribuida en Buenos Aires. La provincia puede aportar mucho en la transición energética a través de ella. Incluso ya hay sectores que están a la espera de que salga la reglamentación de la adhesión”, aseguró. 

“Si bien desde los usuarios es un segmento minoritario, se necesita realizar un trabajo en conjunto entre la adopción del marco normativo, el financiamiento y beneficios económicos y el propio fomento a esta alternativa”, aclaró. 

Es por ello que Ghioni planteó que, una vez la reglamentación esté lista, se promocionará la GD para generar cierto conocimiento del tema, no sólo para el sector residencial, sino también a pequeñas unidades productivas. 

Y cabe recordar que según pudo saber este portal de noticias, el Decreto estaría publicado aproximadamente en dos meses, en tanto que la resolución ministerial correspondiente sería en los sesenta días posteriores a la promulgación del decreto. 

¿Qué contemplará dicha reglamentación? Tal como se explicó días atrás, más allá de dos exenciones impositivas, también se prevé la creación de registro de usuarios-generadores (RUGER) para acceder a los beneficios y ciertos cambios en los segmentos tarifarios.

Pero a ello se podría agregar la posibilidad de la generación distribuida colaborativa o comunitaria, alternativa que el subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires a la que consideró que puede hacer más “tentadora” a la adhesión. 

“Permitiría unificar algunos sectores o comunidades donde haya varios usuarios que estén interesados en la materia, como por ejemplo en los edificios de las zonas urbanas. Creo que es factible y deseable”, manifestó. 

De continuar con esa iniciativa, Buenos Aires se uniría a Córdoba (GD Comunitaria) y Santa Fe (ERA Colaborativo) como las provincias que dan luz verde a que varios usuarios inyecten energía a la red a partir de un mismo sistema de generación renovable

Aunque Ghioni reconoció que será difícil la inversión en este tipo de tecnologías en el corto plazo, debido al contexto internacional, pero también sostuvo que ve “mucha perspectiva” a mediano y largo plazo.

“El resto de parque de generación renovable seguirá creciendo bajo la Ley N° 27191. Todo va encaminado hacia se intercalará el aumento de la demanda con la oferta de renovables. Es un camino que ya se abrió”, concluyó. 

El hidrógeno verde cada vez toma un lugar más relevante en la discusión energética global, principalmente pensando en rol a futuro, tanto para la generación de energía eléctrica como reemplazo de los combustibles fósiles en la movilidad. 

Pero una de las cuestiones que resulta fundamental en el desarrollo de dicho vector energético es la certificación, para la cual la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) ya identificó dos modelos principales.

El primero de ellos es un sistema de “book and claim”, en el que la reclamación sobre el consumo de energía renovable reservada por un proveedor de energía está separada del flujo físico. Mientras que el segundo se trata de un “equilibrio de masas” en el que siempre debe probarse un vínculo físico entre la producción y el consumo de energía verde.

Y ante ello, una de las grandes preguntas que surgen es qué países de la región se posicionan con mejores perspectivas, teniendo en cuenta que se espera que el costo nivelado del H2 (LCOH) disminuya en el futuro. 

Luiz Barroso, CEO de PSR y ex presidente de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil, conversó con Energía Estratégica y reconoció que “los países mejor ubicados son Brasil, Chile, Colombia, Paraguay, Costa Rica”, pero destacó a Chile como aquel más adelantado en el proceso de certificación, porque sostuvo que “ya tiene un esquema a través de un proyecto piloto”.

“Mientras que en Brasil, la certificación está como prioridad para la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica, que es el operador del mercado. Todos los años lanza 5 o 6 temas en agenda, y por primera vez, este año se puso a la certificación, es decir que trabaja para ello, pero aún no hay adelantos”, agregó. 

A ello amplió que existen otros países de Latinoamérica, como por ejemplo México o Argentina, que poseen tanto potencial renovable a coste competitivo como mucho gas natural. A lo que, dependiendo el contenido de carbono aceptado en la producción del H2, esos últimos dos países podrían ser “fuentes importantes” o una mezcla de renovables con gas.

“De igual manera, toda la inversión en hidrógeno son números y consumos muy grandes. Y allí, Brasil y Chile podrían salir adelante en la capacidad de entregar la oferta de electricidad que el consumo del hidrógeno necesitará. En tanto que Colombia podría tener un poco más de dificultad para entregar la oferta de electricidad para la escala necesaria”, aclaró. 

Y continuó: “La agenda del hidrógeno no es a corto plazo, por lo que definiría esta década donde los marcos regulatorios, la infraestructura sean preparadas para que el hidrógeno se produzca con más escala a partir del final de la próxima década”. 

Asimismo, dentro de ese proceso de certificación se debe esclarecer la diferencia entre la certificación vinculada a un contrato de compra de energía proveniente de fuente de producción de energía limpia, de aquella en la que se garantiza que la electricidad que suministra el electrolizador sea verde 24×7. 

“La certificación es el gran tema en la producción del H2V, aunque también el más complicado, ya que significa medir que la energía es limpia. Pero no hay ningún país que tenga un esquema que sea capaz de hacerlo con gradualidad horaria sobre el grado de carbono al que está sujeto un consumidor de hidrógeno. Aunque Chile es el que está más adelantado en el tema en Sudamérica”, concluyó Barroso. 

Se presentaron otras cuatro Manifestaciones de Interés (MDI) para desarrollar integralmente  proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables y almacenamiento de energía del SADI y reemplazar la generación de energía contaminante. 

Mario Cabitto, tesorero del Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA) y prosecretario de la Federación de Cooperativas de Prestadores Eléctricos de PBA Limitada (APEBA), conversó con Energía Estratégica y confirmó que se tratan de cuatro parques eólicos que en total suman 45 MW de potencia. 

Dichos proyectos se ubican en las localidades de Espartillar, Saladillo, Olavarría y Tandil. Para los primeros tres se financiaron estudios de prefactibilidad desde el PROINGED y FREBA; en tanto que el último no llegó a competir en una de las rondas del Programa RenovAr, pero no frenó su avance desde aquel entonces hasta la actualidad. 

“Vimos la oportunidad de presentarlos como MDI. Y si bien es cierto que la Resolución SE 330/22 hace foco en eliminar generación forzada, las centrales Espartillar y el de Saladillo lo harían”. 

“Mientras que en el de Olavarría y Tandil, no, pero nos pareció importante que las autoridades los conozcan”, aseguró quien también es gerente administrativo, financiero y laboral en la Usina Popular y Municipal de Tandil. 

Para ser precisos, la propuesta de la central de Espartillar es de 10,8 MW de capacidad, de la Cooperativa de Provisión de Servicio Eléctrico y Otros Servicios y Obras Públicas de Espartillar Ltda (CESP). Y su generación anual estimada es de 51561 MWh. 

Por su parte, el parque eólico Olavarría es promovido por Cooperativa Limitada de Consumo de Electricidad y Servicios Anexos de Olavarría (Coopelectric), con una potencia de 12,6 MW y una producción de 57395,5 MWh/año. 

El P.E. Saladillo, en cambio, tiene a la Cooperativa Eléctrica de Saladillo (CES) como promotor del proyecto, que también tendría 10,8 MW de capacidad y una producción de 44844,2 MWh/año. 

En tanto que el parque ECO Usina Tandil lo lleva adelante la propia cooperativa de la cual Mario Cabitto forma parte. Dicha alternativa renovable también es de 10,8 MW de potencia, con la diferencia de que la generación anual de energía eléctrica sería de 47777 MWh/año. 

Es decir que, entre los cuatro proyectos eólicos suman 45 MW de potencia y una generación de exactamente 108956,9 MWh/año, según los estudios realizados.

«Y con este tipo de iniciativas también se genera mano de obra local, por lo tanto lleva un proceso importante de capacitación interna. Sumado a que se evita el costo de transporte porque es generación local, se abre una buena oportunidad para que, a partir de la Res. 370/22, ofrecer energía renovable a los GUDI, y se colabora con la disminución de los gases de efecto invernadero», concluyó el especialista.

Hoy cierra la convocatoria

El plazo para presentar las manifestaciones de interés finaliza este jueves 21 de julio, luego de que la Dirección Nacional de Generación Eléctrica diera una prórroga de casi un mes con respecto a la fecha inicial pautada.

Y desde el sector se espera que los resultados generales de las MDI ingresadas a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. se dé a conocer en el corto plazo. 

Hasta este lunes las empresas podrán presentar proyectos para conexión eléctrica bajo el esquema que propone la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) a través de la Resolución 075.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucho interés del sector privado por obtener un espacio en el espectro eléctrico para poder comercializar luego energía, muchos de ellos a través de fuentes renovables.

Tal es el caso de la empresa Egal, que presentó 11 proyectos por alrededor de 200 MW renovables.

En diálogo con este portal, Iván Martínez, presidente de la compañía, explica que era necesario un cambio sobre la vieja mecánica de asignación pero confiesa que está en desacuerdo con el nuevo esquema.

“Antes había una gran capacidad de proyectos que no se iban a hacer y a eso lo sabíamos todos. No tenían ni el soporte financiero ni técnico para sacarlos adelante; eran meramente especulativos. Y todos le pedimos al Gobierno que exija más con las garantías y con las fechas de puesta en operación (FPO), y que sean un filtro para depurar”, indica.

“El Gobierno lo hizo –destaca-: subió las garantías de un dólar a diez dólares (por kW), y subió las exigencias para cambiar la FPO. Eso nos pareció muy bien. Pero lo que esperábamos era que los que estábamos esperando desde hace años por un lugar -en el espectro eléctrico- tuvieran prioridad. Pero no se hizo eso”.

“Nos sacó a todos, más allá de si estábamos dispuestos a afrontar las nuevas exigencias, y nos manda a un nuevo proceso -de competencia-. Entonces muchos inversionistas no están tomando a este proceso como serio. Hicieron demandas, las perdieron. Entonces cogieron sus maletines y se fueron a otros países. Eso ha hecho un daño gravísimo porque no ven estabilidad en las reglas”, opina Martínez.

El titular de Egal admite: “Nos vamos a presentar con varios proyectos porque de esto vivimos. Y si el Gobierno fija que las únicas condiciones son estas, tendremos que acatarlas. Pero la verdad es que nadie tiene en claro cómo va a ser la selección”.

Cuenta que la nueva mecánica consiste en cargar los proyectos a un sitio web de la UPME pero que “hay unos criterios – de selección- que son bastantes ambiguos” y que el riesgo es alto donde, por caso, los estudios de conexión cuestan entre 10 a 30 mil dólares y deben afrontarse sin conocer si más de un proyecto está compitiendo en una misma subestación.

“¿Si hay 20 compitiendo con estudios similares a quién se lo van a dar?”, pregunta. Y confiesa que le sentaba mejor el viejo esquema en cuando el ingreso priorizaba a los proyectos que llegaban antes, donde Egal ya contaba.

Lo hecho

Por otra parte, en su cuenta de Linkedin, Martínez hizo un repaso sobre los avances que se desarrollaron en materias de energías renovables durante el Gobierno de Iván Duque.

Indicó que, al 14 de julio, en materia de energía solar fotovoltaica, respecto a autogeneración, “hay cinco proyectos registrados con una potencia total consolidada de 25 MW, y «Normal» conectados a la red hay registrados 11 proyectos (uno de ellos en Cartagena de Indias, liderado por EGAL) con una potencia total consolidada de 135 MW”.

Por otro lado, señaló que en energía eólica, el parque eólico Jepirachi, conectado el 27/04/2004, sigue siendo la unica generación eólica del país. Con una potencia registrada de 18,42 Mw.

En geotérmica “no tenemos a la fecha ningún proyecto geotérmico registrado”, observó, al igual que en energía solar térmica: En colombia no tenemos a la fecha ningún proyecto solar térmico registrado.

“En resumen, a hoy julio 14 de 2022, colombia cuenta con: 179 MW en todas las FNCER. Cuando arranco este gobierno se contaban con 29 MW, por lo tanto, en este gobierno se incrementó en 150 MW la potencia instalada en FNCER, es decir multiplicaron por 5 lo que existía”, observó.

Y destacó: “Un logro importante, también colaboraron en avanzar de manera importante con nuevos proyectos que próximamente se estarán registrando y otros que están arrancando o en construcción”.

Aunque advirtió: “Es un avance importante, pero muy inferior al que se pregona por todos los medios. Aterrizar las cifras de manera objetiva siempre sera bueno para tener una visión objetiva de lo que está sucediendo”.

“Sin duda, el futuro de las energías renovables en colombia es muy alentador, este gobierno tuvo grandes aciertos, pero también delicados desaciertos que esperamos el nuevo gobierno los corrija lo antes posible y de manera retroactiva”, concluyó.

Statkraft amplía su portfolio de proyectos dando lugar a más energías renovables. En Chile, a las tres centrales hidráulicas que opera se le sumarán muy pronto distintas tecnologías a lo largo del país.

En concreto, avanza en la construcción de una hidroeléctrica en la zona sur, una eólica en la zona central y se preparan para nuevas obras en el norte chileno para incorporar más de 1200 MW solares fotovoltaicos.

¿Porqué solar? Las proyecciones de la industria realizadas para el último informe “Statkraft’s Low Emissions Scenario” revela que al 2035 la energía solar va a ser la principal fuente de electricidad del mundo y que esta se multiplicará por 30 al 2050.

“Creemos también que al 2050 el costo de solar+baterías, que es clave, va a bajar un 60%. Por lo tanto, ahí creemos que está el futuro”, subrayó María Teresa Gonzalez, gerente general de Statkraft Chile.

Durante su participación en Latam Future Energy Southern Cone Summit, la ejecutiva señaló que la compañía concentrará esfuerzos en Chile para desplegar uno de sus próximos proyectos emblemáticos con energía solar que se integrará a una central de hidrógeno verde para la producción de amoníaco. Pero aquello no sería todo.

A nivel global, «la meta al 2030 es crecer a 4 GW al año solamente en solar, eólico y baterías. A ese upgrade estratégico agregamos hidrógeno verde para lograr al menos 1 GW al 2030 en todo el mundo”.

“No vamos a agregar nuevos países pero sí queremos incursionar en nuevas tecnologías en distintos mercados”, señaló durante su participación en el panel “Tendencias para el desarrollo de proyectos eólicos y solares en el Cono Sur” del evento de Latam Future Energy.

En tal sentido, a nivel global la compañía prevé un proyecto muy ambicioso en eólica off-shore en Noruega e Irlanda que, entre otros objetivos, realizará un importante aporte para reforzar la seguridad energética en Europa. Mientras que en Latinoamérica concentra esfuerzos para diversificar su generación en países como Brasil y Chile donde las condiciones del mercado se prestan favorables no sólo para tecnologías como eólica y solar, sino también para hidrógeno verde y almacenamiento en baterías.

Acceda a las declaraciones completas de María Teresa Gonzalez, gerente general de Statkraft Chile, en el video de la transmisión en vivo de Latam Future Energy Southern Cone Summit 2022.

Ecoppia, pionero y líder mundial en soluciones de limpieza robótica para energía solar fotovoltaica, ha ganado el premio al mejor producto del año por su robot H4 en el programa de élite Environment + Energy Leader Awards.

La recepción de este prestigioso premio por parte de los expertos del sector se basa en su consideración de que el H4 es una solución ejemplar en los campos de la gestión energética y medioambiental.

La solución de limpieza robótica autónoma H4 aborda la escalabilidad y la gestión remota de los emplazamientos solares fotovoltaicos a gran escala. Para reforzar aún más las características inteligentes, eficaces y seguras de la solución, el H4 introduce la tecnología de hélice en la limpieza fotovoltaica. Esta tecnología patentada ofrece una limpieza en espiral, que evita la acumulación de polvo pesado al mover las partículas de polvo hacia abajo, empujándolas fuera de la superficie del módulo, a la vez que protege el revestimiento antirreflectante de los módulos.

Otras características innovadoras son la limpieza bidireccional adaptable, un modo de superpolvo y una cobertura ampliada de hasta 2KM, que refuerzan la capacidad de la H4 para ofrecer una limpieza diaria rápida y eficaz teniendo en cuenta la seguridad y la durabilidad del panel.

«Estamos encantados de ser premiados por nuestra solución de limpieza solar fotovoltaica inteligente y autónoma para la optimización de la operación y el mantenimiento», comenta Jean Scemama, CEO de Ecoppia.

«El H4 muestra la vasta experiencia de Ecoppia y su historial de seguridad y fiabilidad con características innovadoras para atender a los desafíos diarios de los propietarios de sitios solares. El H4 no sólo optimiza la producción de energía y reduce los costes operativos, sino que sus capacidades de limpieza sin agua apoyan las prácticas de sostenibilidad en la producción solar al eliminar el consumo de agua», añade.

Los premios Environment + Energy Leader Awards son un programa que reconoce la excelencia en los productos y servicios que proporcionan a las empresas beneficios energéticos y medioambientales, y en los proyectos implementados por las empresas que mejoraron la gestión medioambiental o energética y aumentaron el resultado final.

«Con un jurado muy experimentado y crítico y un estricto conjunto de criterios de valoración, los participantes se enfrentaron a un listón muy alto para optar a un premio en 2022», afirma Sarah Roberts, editora de Environment + Energy Leader.

Ingeteam ha comenzado a fabricar en Sesma (Navarra) las primeras unidades de su nuevo convertidor, INGECON H2 C-lyzer, para el sector Green H2. Los primeros pedidos de convertidores para hidrógeno verde se instalarán en Bélgica, en California (EE.UU.) y en Bizkaia (España).

Los convertidores INGECON H2 C-lyzer de Ingeteam son los encargados de aportar corriente continua para que el electrolizador separe las moléculas de agua en hidrógeno y oxígeno. La electrónica de potencia y control para la alimentación de la corriente eléctrica para el electrolizador es, por lo tanto, uno de los aspectos claves de la producción de hidrógeno verde mediante electrólisis, ya que la alimentación eléctrica del electrolizador tiene un gran impacto en la eficiencia y la degradación del electrolizador.

Para Harkaitz Ibaiondo, director del negocio de hidrógeno verde de Ingeteam, “el hecho de haber conseguido estos tres primeros pedidos para clientes distintos, en países y continentes diferentes y en un plazo de tiempo tan relativamente corto, viene a demostrar la confianza que nuestra tecnología genera en nuestros clientes”.

Estos primeros pedidos refuerzan el aporte de valor y la apuesta de Ingeteam por el sector del hidrógeno verde, una industria con grandes perspectivas de crecimiento donde la compañía tiene mucho que aportar dada su dilatada experiencia en el campo de la electrónica de potencia aplicada a la generación de energía renovable.