Yearly: 2022

Goldwind, proveedor de soluciones integrales de energía eólica, se encuentra en el top 3 del reporte 2021 global wind turbine Market share de Bloomberg NEF por superar los 12 GW globales.

En Argentina, la compañía también está entre las líderes de la industria. Cuenta con cinco parques eólicos operativos por ~350 MW, de los cuales tres resultan los más emblemáticos a haber sido destacados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista como los que mayor factor de planta registran en esta tecnología en el país: 61,1% 60,2% y 57%.

Por si aquello fuera poco, la compañía va por más. Fuentes cercanas a Energía Estratégica revelan que Goldwind aspira a aumentar su cuota de mercado y mejorar su competitividad con una importante estrategia de negocios.

Como primera medida, la compañía realizó varias ofertas en la última ronda del Mercado a término de las energías renovables (MATER) retomando la dinámica en el mercado entre privados con nuevas propuestas para ampliar su parque de generación.

Además, se confió a este medio la información exclusiva de que Goldwind suscribió un acuerdo clave con un actor local para iniciar con la fabricación de torres eólicas en Argentina.

Con esta iniciativa, la compañía se aseguraría aún mayor competitividad en el mercado. ¿De qué modo? No solo reducirá tiempos y costos en el suministro y logística para este componente, sino que también accedería a otros beneficios al garantizar un mayor porcentaje de “componente local” en nuevos proyectos.

Aquello no es menor ya que, de resultar asignada en la última ronda del MATER y activar la puesta en marcha de la producción local de torres, la compañía motivaría no solo más inversiones vinculadas a renovables en el país, sino también mejores precios en los contratos de suministro de energía con privados.

Una de las promesas del actual Gobierno de Gabriel Boric es que Chile alcance los 500 MW para los proyectos de Net Billing. Es decir que, la actual potencia de poco más de 100 MW deberá cuadruplicarse en los próximos años.

Para David Rau, vicepresidente en la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), una de las medidas para alcanzar este objetivo es que se eleve el límite de potencia, de 300 a 500 kW. “Parece que estamos cada vez más cerca y que hay consensos para que esto ocurra”, confía el directivo a Energía Estratégica.

No obstante, indica que hay otra medida que es más urgente: el desarrollo de una Ley que establezca criterios claros de conexión a los emprendimientos de autogeneración.

Rau advierte que los proyectos residenciales, actualmente con mucha actividad gracias al programa de Gobierno Casa Solar, “pueden demorar cuatro días en instalarse, pero entre uno a seis meses para certificarse”.

“Los clientes no entienden cómo se demora tanto y muchas veces queda como responsable la energía solar. Cuando un cliente compra algo no quiere esperar medio año para utilizarlo”, observa.

La normativa actual indica que, desde el ingreso de una notificación de conexión a la puesta en marcha del proyecto, la distribuidora no debería demorar más de 15 días en ejecutarla, pero ahí generalmente se presentan atrasos.

“A veces se pide algún cambio pero, junto con eso, se solicita un nuevo ingreso de solicitud donde el plazo comienza nuevamente de cero, demorando el proyecto”, indica Rau.

En efecto, esos 15 días pueden extenderse a 100 días. Según el directivo de Acesol, se estima que un 20% de los proyectos presentados están afectados. Hay empresas que solo ante una distribuidora tienen más de 200 emprendimientos de autogeneración con reclamos activos frente la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Rau sostiene que, de fondo, no se trata de una incapacidad ni de la SEC ni de las distribuidoras, sino más bien de la falta de una Ley que facilite e incentive la conexión de plantas para autogeneración y que quede bien claro cuáles son las responsabilidades de cada actor.

Explica: “Es clave que se reconozca que la Generación Distribuida es un trabajo de las distribuidoras. Como no existía esta actividad en su momento, la Ley de Electricidad no lo reconoce así. Entonces, toda la problemática de fondo que hay es porque es muy difícil de manejarla. La SEC no tiene mucha facultad para actuar y la distribuidora de cierta forma tampoco”.

Por ende, ahora desde Acesol están exhortando a las empresas a que eleven todos los reclamos ante atrasos en las conexiones de proyectos para que se pueda elaborar una “base de información necesaria para actuar correspondientemente”.

“Queremos dejar en claro que con esto no estamos estableciendo una crítica a la SEC, que de hecho hacen lo que pueden con el personal que tienen; sino que el foco aquí es mostrar y visibilizar que hay un tremendo problema y la idea de ofrecernos para encontrar soluciones y hacer los ajustes necesarios”, enfatiza Rau.

Hace 10 años Genneia nacía impulsada por la visión de desarrollar proyectos con foco en tecnologías limpias y amigables con el planeta. Hoy, tras una década de actividad, lidera la generación de energías renovables en Argentina alcanzando el 18% del mercado total, conformado por el 24% de generación de energía eólica y el 8% de la energía solar instalada en Argentina. 

Con el foco puesto en aportar a la mitigación del cambio climático y continuar creciendo en la participación de las energías renovables de la matriz energética, la compañía lleva adelante la construcción de su nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, de 80 MW de capacidad instalada en la Provincia de San Juan, y anunció recientemente una inversión de 150 millones de dólares para el Parque Eólico La Elbita, de 103,5 MW, que se llevará a cabo en Tandil. 

En esta línea, en la última licitación del Mercado a Término de Energías Renovables Genneia se adjudicó también el parque solar Tocota III en San Juan, sumando 60 MW adicionales a su portfolio de energías limpias. De esta manera, la empresa se perfila como la primera generadora de energía limpia en superar 1 GW (1100 MW) de capacidad instalada renovable, un hito nunca antes alcanzado en nuestro país.

“Es un orgullo para nosotros ser parte de Genneia, una empresa que hace 10 años nació pionera y en este tiempo se convirtió en líder y referente. Con gran responsabilidad continuamos mirando hacia adelante, apoyando la transición energética del sector productivo argentino en busca de las mejoras y más innovadoras prácticas con el objetivo superarnos día a día”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

De este modo, gracias a sus 236 aerogeneradores y 283.000 paneles solares provenientes de sus 8 parques, la empresa generó en 2021 un total de energía renovable, de 3.3 millones MWh, de energía solar y eólica, lo que permitió abastecer el equivalente de 900.000 hogares y evitar la emisión a la atmósfera de más de 1.4 millones de toneladas de dióxido de carbono.

Este liderazgo fue posible gracias al compromiso constante de sus accionistas invirtiendo más de 1.200 millones de dólares en cinco años y sumando 200 millones de dólares más para tres nuevos proyectos: Sierras de Ullum, La Elbita y Tocota III. 

Este viernes 17 de junio, el Fenoge dará a conocer cuáles son los proyectos ganadores de hidrógeno verde y azul que recibirán financiamiento dentro de la convocatoria Más Hidrógeno Colombia  –+H2 COLOMBIA (ver)-.

Según se anunció, son 58 los proyectos que están participando. Este portal de noticias pudo saber que el 40% de ellos están en etapa de factibilidad y el otro 60% en prefactibilidad.

“Recibimos proyectos en toda la cadena de valor”, destacó Katherine Castaño Fonseca, asesora jurídico-contractual del Fenoge. Es decir, tanto en producción como en almacenamiento, re electrificación, acondicionamiento, distribución y uso del hidrógeno verde.

En tanto indicó que en emprendimientos de hidrógeno azul “se han recibido solo para producción”.

La funcionaria señaló, básicamente, la subasta “va a determinar si los proyectos son fiables desde el punto de vista técnico y financiero”.

La evaluación para la adjudicación radicará en cuatro criterios. Uno de ellos es la calidad de la estructuración.

Allí se evaluará que los proyectos, si bien se encuentran en etapa de pre factibilidad y factibilidad, se analizará que sean robustos en términos de descripción, justificación, análisis de riesgo, que tengan una muy buena formulación y estructuración.

Otro criterio tiene que ver con la replicabilidad y escalabilidad, concerniente a su inserción dentro de la cadena de valor del hidrógeno y que cuente con una estrategia de adquisición y comercialización clara.

“Nos interesa que todos los proyectos tengan una vocación de comercialidad y puedan insertarse en esa canasta energética que contribuyan a la diversificación”, destacó Castaño Fonseca.

Multiplicación de recursos es otro de los puntos que tendrá en cuenta el Fenoge. Aquí se tendrá en cuenta el aporte financiero de los interesados para ejecutar los estudios de preinversión en personal o en dinero, que no podrá ser inferior al 10% del valor estimado para el desarrollo de estos estudios.

El cuarto ponderable es el potencial de innovación. Se tendrá en cuenta la capacidad de crear valor para el país en el futuro, a partir de los elementos tenidos en cuenta en la manifestación de interés.

“Con base a los resultados que obtengamos es que vamos a diseñar los mecanismos de inversión y de financiación necesarios para la aceleración de los proyectos de hidrógeno”, resaltó la asesora jurídico-contractual del Fenoge.

Y enfatizó: “La Ley 2099 nos permite construir, participar y ser gestores de vehículos de inversión. Entonces el Fenoge va a aportar ese capital ancla que permita multiplicar recursos, alinear los incentivos de los inversionistas a partir del aporte de recursos reembolsables y de recursos no reembolsables”.

Puerto Rico debe poner al día las reglas del juego para nuevos proyectos de energías renovables, almacenamiento y microrredes eléctricas. Y es que, entre los pendientes que aún queda resolver de la Ley 17 del 2019, el Negociado de Energía tiene el mandato de hacer nuevos reglamentos al respecto, pero su definición se ha ido demorando por diversos motivos.

Hasta tanto se llegue a la publicación de los mismos, Luma Energy ha elevado su propia propuesta de TIR (Technical Interconnection Requirements) al Negociado, para que se los contemple en próximas reglamentaciones.

El documento TIR detalla lo que para el operador independiente del sistema deben dar cumplimiento los nuevos proyectos de microrredes y generación de energía, de distintas tecnologías y escalas, así como unidades de almacenamiento o acumulación de energía para poder ingresar y operar en la red.

Haciéndose eco de aquello, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) se comunicó con Luma para que le realicen la entrega formal del TIR y expresar sus consideraciones sobre aquellos parámetros técnicos.

“Nos reunimos este mes. Nosotros les trajimos muchas preguntas pero también muchas experiencias de nuestros asociados en otros mercados más avanzados como Hawaii, que tienen altísima penetración de generación distribuida, para que escuchen cómo se ha manejado ese tipo de preocupaciones en otras jurisdicciones. No sólo las escucharon sino que nos dijeron que quieren seguir hablando”, señaló Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación SESA.

A partir de allí, es que desde SESA esperen poder iniciar un proceso de colaboración que contemple sus comentarios en los TIR de Luma y hasta barajan la idea de poder avanzar en nuevas consideraciones en conjunto para presentarlas al Negociado de Energía.

El jueves pasado, la consultora Aleasoft realizó un webinar llamado “Perspectivas de los mercados de energía europeos en la segunda mitad de 2022”, en el que distintos especialistas del sector brindaron sus análisis.

El Director de Estrategia y Asuntos Públicos del grupo Engie, Daniel Fernández Alonso, comenzó su presentación explicando la reciente  noticia de la regulación al precio del gas, y aseguró que la medida no destruirá “en lo más mínimo la apuesta de España por las renovables”.

La llamada excepción ibérica estará vigente a partir del 14 de junio de 2022 y hasta el 31 de mayo de 2023. Este mecanismo topa de forma artificial el valor del gas en el mercado, y su objetivo es reducir el valor marginal para favorecer a un amplio arco de consumidores.

El precio será en un comienzo de 40 €/MWh, subiendo hasta los 70 €/MWh. La medida supondrá una reducción de la electricidad que empezará con un aproximado del 20% de descuento, decreciendo hasta el 15% para los clientes con una potencia contratada sea inferior a 10 kW.

En este sentido, el directivo recalcó que la excepción ibérica es una medida a corto plazo, e implementada principalmente por cuestiones políticas y situaciones excepcionales. Agregando que: “No responde a un cambio en una realidad tangible como es que España está a la vanguardia en el desarrollo de energías renovables en el continente europeo”.

Siguiendo esta línea, citó al Plan Nacional Integral de Energía y Clima (PNIEC) de España, y señaló que, según sus previsiones, los objetivos planteados en este programa se cumplirán, y agregó que posiblemente se superen las cifras esperadas.

Cabe recordar que, El PNIEC marca una serie de metas, como paso previo a una descarbonización total en el 2050, estos son: la reducción de un 23% de emisiones de gases de efecto invernadero con respecto a las de 1990; un incremento de hasta un 42% de renovables sobre el uso final de la energía: la mejora de la eficiencia energética en un 39,5%; y el incremento de hasta un 74% de energía renovable en la generación eléctrica.

PPA renovables

Por otro lado, y haciendo hincapié en el desarrollo de los PPA, Ignacio Sáenz Berruga, Jefe de organización y ventas del grupo francés Engie, indicó que, ante este escenario de volatilidad de precios y protecciones momentáneas del mercado, optar por los contratos bilaterales asegura “ pagar a un coste menor que en el mercado”.

“En este contexto, el valor de la electricidad marca un descenso en el largo plazo. Hoy al año se está pagando por encima de los €100 MWh). Pero si en su lugar se realiza un contrato con términos a cinco años, los costos bajarán hasta los €60 o €70”, subrayó el ejecutivo.

Además, remarcó que ha habido un cambio de paradigma en la búsqueda de proyectos por parte de los clientes. “Históricamente se buscaba un “carga-base” al precio más bajo posible, pero en los últimos años se ha generado un compromiso con la transición energética, optando por proyectos verdes, pero un poco más caros”, destacó Sáenz Berruga.

Desde la empresa austríaca Fronius Solar Energy, destacaron que, dada la alta demanda de instalaciones para autoconsumo que hay en España, están en proceso de duplicar su área y sus líneas de fabricación. 

Lo reveló Francisco Heredia, Business Development Manager de Fronius en España, Durante el III Congreso de Autoconsumo, realizado en Sevilla y producido por APPA Renovables.

Allí el Directivo destacó el gran crecimiento del autoconsumo en el país en los últimos años: “Creo que ni el más optimista de nosotros hubiera pensado que iba a haber un crecimiento tan brutal”.

Cabe agregar que, durante el 2021 se instalaron 1,151MW de capacidad en autoconsumo, superando por primera vez la barrera del gigavatio. Estos números representan un crecimiento del 85%, en comparación con el 2020. 

Asimismo, desde la industria fotovoltaica, afirman que es muy probable duplicar la capacidad instalada durante el 2022.

Otro motivo para duplicar su producción, es el último modelo de inversores desarrollados por la empresa: los Gen 24. Incluso fueron premiados con el premio el Premio Intersolar hace dos años.

“A veces vemos al inversor como algo que instalamos y listo, pero en realidad es el cerebro y el corazón de todo el emplazamiento”, comentó el directivo.

Indicó que este dispositivo es un modelo híbrido y bidireccional, que trabaja conectado a la red y de manera automática va a gestionar los flujos de energía de manera inteligente, esto gracias a la incorporación de un medidor inteligente que captura las curvas de corriente en el sistema.

Permite interactuar con la red, cargando la batería a la red cuando haya una tarifa eléctrica que convenga, o incluso inyectar a la red cuando el cliente lo determine.

Así también, Heredia destacó que se pueden incorporar otras fuentes de energía, como puede ser otra instalación fotovoltaica, o un aerogenerador. “Hay múltiples posibilidades gracias a la versatilidad que incorpora el inversor, y en las características técnicas también tiene algunos rasgos que lo hacen diferencial”, señaló Heredia.

En este sentido, indicó dos soluciones de emergencia ante un corte en el suministro que poseé este modelo. Uno es el PV Point, que es capaz de alimentar el consumo con 3 kW en monofásico, con o sin batería, y sin la necesidad de una instalación adicional.

“Y si lo que se tiene es una instalación trifásica, y queremos aprovecharla en todos los circuitos, hasta 9 kW, entonces ofrecemos la posibilidad de trabajar con el ‘full back up’. Si hay un corte, a través de un contactor nos separamos de la red y abastecemos todos los consumos de todos los circuitos que haya en la instalación”, remarcó el directivo de Fronius.”

El potencial del hidrógeno verde en Latinoamérica y su contribución a la transición energética atraen más negocios y oportunidades para la región que involucran a dicho vector energético, ya sea para el desarrollo local como para exportarlo al mundo. 

Messer Group, una empresa energética multinacional y con presencia en Brasil, ya piensa en la conversión de su portafolio y servicios ofrecidos, utilizando el H2V para los mercados y sectores que abarca dentro de la región.

“Por nuestra parte, tenemos negocios de hidrógeno verde en Chile y Colombia, pero en Brasil, en particular, hay un gran momentum que se ha ido creando, considerando la cantidad y la escala de los proyectos de los que se está hablando, en términos de megavatios o gigavatios que podamos exportar a todo el mundo”, reconoció Scott Lata, presidente de Messer Brasil. 

“El hidrógeno ya es un portafolio muy robusto en Brasil. Y la estrategia, la oportunidad en Sudamérica, es grande para el hidrógeno”, agregó durante su participación en un evento organizado por Siemens Energy.

Y justamente, a mediados del año pasado, esas dos compañías mencionadas firmaron un acuerdo de cooperación con el objetivo de trabajar en proyectos de hidrógeno verde en el rango de 5 a 50 MW para aplicaciones industriales y de movilidad en España. 

Incluso, la sección ibérica de Messer Group le presentó al gobierno español tres proyectos de hidrógeno limpio en el complejo químico de Tarragona, por un total de 70 MW de capacidad en electrolizadores. Por lo que, teniendo en cuenta tales antecedentes, no sorprendería que surjan iniciativas de esta índole en América Latina. 

“Las oportunidades son muy fuertes, al igual que los recursos naturales, como el viento y el sol. Entonces la capacidad de tener energías renovables están aquí. Y eso significa que el resto depende de nosotros. Debemos ver cómo lo podemos aplicar para verdaderamente hacernos verdes, eso es fundamental”, sostuvo Scott Lata. 

“En Brasil, tenemos un marco regulatorio bastante fuerte y apoyo del gobierno. Y a ello se debe agregar que se anunció el programa nacional de desarrollo del hidrógeno, lo que es un paso importante para nuestro éxito, así como lo es el apoyo de las compañías”, amplió el empresario. 

¿Qué papel jugaría en la escala industrial?

Según detalló el especialista, “sólo” habría dos perspectivas a considerar: “la sudamericana y la del mundo”. La primera de ellas se enfocaría en cómo impulsar la producción y la cadena de valor local de este vector energético. 

Mientras que el segundo punto de vista está asociado a los proyectos de utility scale para la exportación del hidrógeno verde y sus derivados, principalmente hacia Europa, que se perfila como el mercado más demandante de H2V a nivel global. 

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas sigue enfocado en la búsqueda continua del costo nivelado más bajo de la electricidad (LCOE) y aumentar el valor para el cliente a través de JA Solar DeepBlue 3.0.

Y a poco de haber recibido una distinción para su tecnología para parques fotovoltaicos como el “panel solar más eficiente para instalaciones domésticas” según Deege Solar, Ja Solar publicó el documento técnico (Technical White paper) de su avance DeepBlue 3.0. 

El archivo detalla las características de uno de los módulos más avanzados que tiene la compañía con gran presencia en Latinoamérica, tras cerrar el 2021 con más de 940 MW comercializados a lo largo y ancho de la región – con buenas previsiones para el 2022 -.

Entre dichas características se destaca que DeepBlue 3.0 tiene como objetivo reducir el LCOE y aumentar el valor para el cliente mediante la adopción de obleas de silicio de gran porte, con un tamaño de 182 mm aplicando tecnología de celda de alta eficiencia PERCIUM+ de nueva generación y optimizando el tamaño y el diseño del módulo.

Y en el eslabón de extracción de cristal, la tasa de cristalización de los productos de 182 mm es básicamente la misma que la de los productos de 158 mm, y el rendimiento por unidad también es el mismo en la actualidad. Por lo que todavía hay espacio para el crecimiento en el rendimiento por unidad en el futuro, según se aclara en el documento. 

Asimismo, el tamaño y el peso de los módulos de 182 mm estarían dentro de un rango razonable para el manejo manual ya que el ancho de los módulos es de alrededor de 1130 mm.

A eso de este agregar que la serie DeepBlue 3.0 permite más del 23,1 % de la eficiencia promedio de celdas producidas en masa al mejorar el proceso de pasivación en la parte delantera y trasera, un rendimiento superior de generación de energía de baja irradiación y un “excelente alto rendimiento de generación de energía en altas temperaturas”. 

Es por ello que, desde la compañía aseguran que los módulos de la serie DeepBlue 3.0 adquieren un atractivo diferenciados frente a otras alternativas por adoptar múltiples tecnologías que ahorran costos y aumentan las ganancias para los usuarios. 

Y para más información, se puede descargar las notas y el documento “Technical White Paper of JA Solar DeepBlue 3.0” haciendo click aquí. 

Continúa abierta la consulta pública para la elaboración del marco normativo relativo al desarrollo de la eólica marina, publicada por el Ministerio para la Transformación Ecológica la semana pasada.

El paso previo al borrador de lo que sentará las bases del desarrollo de esta tecnología propone la participación efectiva, desde el inicio del proceso, de los agentes públicos y privados, del sector eólico y de las energías del mar, así como el resto de sectores usuarios del mar: incluyendo la pesca, la acuicultura y la navegación.

Consultados por Energía Estratégica, desde Greenalia sostienen que se encuentran expectantes al avance del marco regulatorio.

«La evolución de la eólica marina hace necesario tener lo antes posible una normativa que permita avanzar en esta tecnología en nuestras costas, sobre todo teniendo en cuenta los plazos de los objetivos marcados por la Hoja de Ruta de eólica marina de España», indican fuentes de la empresa.

Explican que uno de los condicionantes del marco actual es que solo se pueden tramitar parques eólicos marinos menores a 50 MW. Por lo tanto, afirman que la introducción de cambios será vital, sobre todo para que España pueda alcanzar los 3 GW que propone el PNIEC hacia 2030.

«La eólica marina está llamada a ser una de las tecnologías de futuro y aquí tenemos industria, puertos y know how. Por tanto, desde Greenalia consideramos que el desarrollo de esta tecnología permitirá contribuir de manera clave al proceso de descarbonización y al mismo tiempo servir de impulso a la industria del país», enfatizan.

Cabe resaltar que Greenalia es una de las compañías con proyectos más avanzados en eólica marina de España.

Son cinco en total los parques eólicos costa afuera flotantes que forman parte de su cartera. Todos ellos están ubicados en las Islas Canaria e incluyen una capacidad de 50 MW.

En conjunto, los emprendimientos sumarán 250 MW, con cuatro aerogeneradores marinos cada uno, de 12,5 MW de potencia unitaria. Sus instalaciones se conectarán a la Red de Transporte mediante el uso de cables submarinos y subterráneos que evacuarán la energía generada de manera completamente independiente.

El primero de ellos es Gofio, previsto en San Bartolomé de Tirajana. Ha superado ya hitos relevantes de su tramitación, incluida la obtención del permiso aeronáutico para la instalación y operación de parque, siendo el único proyecto en España que cuenta actualmente con este nivel de desarrollo.

Desde la empresa aseguran: «La aportación de estos cinco parques eólicos supondría una oportunidad única para la independencia energética del archipiélago canario y al impulso de su industria».

Ordenamiento

Cabe señalar que, por otro lado, el Gobierno está culminando la tramitación de los “Planes de Ordenación del Espacio Marino” (POEM), un instrumento de zonificación en el que, una vez analizadas las posibles interacciones con otros usos del mar, quedarán reflejadas las áreas más adecuadas para el desarrollo de la eólica marina, por viabilidad técnica y ambiental.

En consecuencia, el nuevo marco normativo para la eólica marina y las energías del mar debe partir de la definición espacial recogida en los POEM y la planificación y la normativa eléctrica. Su objetivo es coordinar el procedimiento de autorización de las instalaciones con el otorgamiento de derechos sobre el uso del espacio marino, el acceso y la conexión a la red eléctrica, y el impulso a la inversión mediante procedimientos de concurrencia competitiva.

Durante el 2021 se instalaron 1.151MW de capacidad en autoconsumo en España, superando por primera vez la barrera del gigavatio. Estos números representan un crecimiento del 85%, en comparación con el 2020. 

Además, desde la industria esperan que durante el 2022 se duplique la capacidad ya instalada, por lo que esta espiral creciente genera altas expectativas en el mercado.

En el marco del III Congreso de Autoconsumo, realizado en Sevilla, Andalucía,  y producido por APPA Renovables, se desarrolló una charla acerca de las previsiones de precios. Allí, Jorge González, presidente de Contigo Energía, destacó que el momento actual de los mercados de electricidad “es inédito”, a nivel nacional y europeo.

Además, señaló que el mercado de la autogeneración está creciendo en el marco de la volatilidad de precios altos y que la aprobación de la excepción ibérica que baja el precio del Pool de la energía tampoco generará un desincentivo en la actividad.

“Creo que los precios de mercado están en unos niveles tales, que incluso con ese gap del gas, es muy conveniente hacer autoconsumo”, opinó.

La excepción ibérica fue aprobada esta semana por la Comisión Europea, y estará vigente del 14 de junio de 2022 al 31 de mayo de 2023. Este mecanismo topa de forma artificial el valor del gas en el mercado, y su objetivo es reducir el valor marginal del mercado.

El precio será en un comienzo de 40 €/MWh, subiendo hasta los 70 €/MWh. La medida supondrá una reducción de la electricidad que empezará con un aproximado del 20% de descuento, decreciendo hasta el 15% para los clientes con una potencia contratada sea inferior a 10 kW.

Por otro lado, el directivo aseguró que los contratos PPA son uno de los elementos que más favorece a los usuarios es el de autoconsumo. “Ofrecemos un precio conocido de la energía a lo largo de toda la vida de la instalación. Creo que esa es la mejor opción”, agregó Gónzalez.

En este sentido, recalcó que, en este contexto de turbulencia en los mercados, “la estabilidad es el camino al que debemos dirigirnos”.

Cabe recordar que dentro de la hoja de ruta de esta tecnología, aprobada a finales del 2021, se propone como objetivos alcanzar los 9.000 MW de potencia instalada para el 2030.

Dificultades

Por otra parte, el titular de Contigo Energía hizo hincapié en las trabas administrativas y su impacto en los modelos de negocio.

“El mayor reto para nosotros se encuentra en cómo explicarle al cliente, que ofrecemos una serie de servicios que contiene elementos que no dependen únicamente de nosotros”, advirtió González.

En este sentido, remarcó la importancia de que desde los órganos administrativos haya una agilización en el desarrollo de las tramitaciones.

“Son cosas que no controlas, pero que afectan a tu modelo de negocio, y por tanto a tu credibilidad, que es lo más importante”, subrayó el ejecutivo.

¿A qué políticas dará continuidad la nueva administración de Gobierno?

Nosotros sí seguimos pensando en continuar con todo el proceso del plan de descarbonización. Costa Rica tiene una sombrilla ambiental que es la que rige todas las actividades económicas y es una decisión país que allí esté incluido el subsector energía.

Entonces cualquier actividad que nosotros hagamos desde la rectoría del Viceministerio de energía, tiene que verse con esa óptica.

¿Cuál es el punto de partida de las nuevas medidas que prepara? 

Si uno revisa el avance de la transición hacia la carbono neutralidad o una economía baja en emisiones, lo primero que encontramos en actividad productiva agrícola, en actividad agroforestal y en conservación de bosques es que prácticamente somos un país neutral. Costa Rica es un país que no tiene una tasa de deforestación, más bien es negativa, porque hay reforestación.

Cuando vemos el landscape ya prácticamente somos un país carbono neutral.

¿Qué ejes sectoriales atenderán? 

Por un lado, la energía eléctrica -donde prácticamente el 99% de la producción es renovable, mayoritariamente hidroeléctrica, seguida de geotermia, eólica y en menor medida la biomasa y solar. Y por otro, el tema de combustibles.

¿Qué rol juega la energía renovable? 

En la parte energética eléctrica tenemos una ley que promueve los recursos distribuidos renovables y que van más allá que la generación distribuida.

¿Porqué el cambio de enfoque? 

Nosotros tomamos la decisión como país de que la generación distribuida no era suficiente. No hay generación distribuida que se justifique por un tema de falta de cobertura o por tema ambiental, porque hay un 99.6% de cobertura de energía eléctrica en Costa Rica y es 99% renovable.

¿Continuarán con generación distribuida?

La generación distribuida está para que existan más opciones. Buscamos que se dinamice un mercado privado con minigeneradores eólicos, biomasa o solar, que puedan dar la oportunidad a que los hogares, las industrias y los comercios puedan tener una forma opcional de bajar la factura mensual; o sea, bajar el costo mensual de la energía.

¿Tendrán prioridades para dinamizar recursos renovables distribuidos? 

Nosotros por la situación país decidimos que el tema iba a ser bajo recursos distribuidos. Y los recursos distribuidos, aparte de oportunidades de generación distribuida, que es lo primero que mencioné, incluye otras cosas más.

El segundo gran bloque es movilidad eléctrica o cargas móviles, cómo gestionar la energía almacenada en un vehículo para mi propio consumo, tu consumo o viceversa, eso se está regulando.

El tercero es propiamente almacenamiento en todas sus formas; lo que puede ir desde baterías químicas, reacciones químicas hasta hidrógeno.

La cuarta actividad de recursos distribuidos tiene que ver con valor agregado.

¿En qué consiste este último? 

Por ejemplo, permitir que un especialista pueda colocarse entre la empresa pública de servicios de electricidad y el consumidor final -no importa si es un hogar, un comercio o una industria- y pueda realizar optimizaciones ya sea incorporando sistemas que de pronto definan cuál es la energía más barata en cada instante de tiempo, si es mejor usar el sistema fotovoltaico propio, si puedo utilizar almacenamiento en baterías o puedo utilizar la red, o que se pueda hacer microrredes en algunas industrias o zonas francas industriales.

¿Esta sofisticación de mercado que llevarán a cabo se abre a nuevas inversiones renovables?

Sí, si es distribuida. La capacidad instalada en el sistema en estos momentos no vislumbra crecimiento más que lo que se pueda hacer por autoconsumo.

De aquí al 2026 posiblemente nuestro sistema de potencia eléctrica no ocupe una nueva planta grande, pero sí el crecimiento normal que se de en demanda eléctrica, si va mucho por generación distribuida.

El mensaje que queremos enviar es que sí hay posibilidades y trabajaremos en pos de una dinámica de mercado atractiva.

¿Qué retos quedan por delante? 

Como tenemos un landscape prácticamente neutral, tengo una energía eléctrica prácticamente renovable, nos quedan retos en el sector transporte y el uso de combustible fósiles, que es el problema que padecemos en nuestro país y que es el mismo que padecen los países en Europa o en Estados Unidos donde el 60-70% del consumo de energía viene de los combustibles derivados de petróleo.

¿Qué oportunidades identifica? 

Tener combustibles alternativos. Por un lado, nos interesan los biocombustibles, no importa si es para sustituir diésel o para sustituir mezclas en gasolina.

Por otro lado, nos interesa el hidrógeno como tema de investigación para poder buscar alternativas. Estamos trabajando en un proyecto para hacer planes pilotos y poder hacer casos reales replicables.

Y, finalmente, la electromovilidad tanto en el transporte masivo de pasajeros, vehículos individuales y el tren metropolitano del pasajeros y los trenes de carga a la zona atlántica.

Todo esto puede generar una atracción interesante de inversiones para la electrificación del transporte y la electrificación de la industria, pasando procesos que se basan en combustibles fósiles a procesos electro intensivos, apoyándonos en que la fuente energética sea autóctona y renovable.

El anunció del inicio de la Renegociación de Contratos con Generadoras efectuado el 1 de mayo pasado, encendió la alerta de muchos participantes del mercado eléctrico hondureño.

A poco más de un mes de aquel inicio del diálogo público privado las partes han expresado públicamente estar dispuestos a trabajar en conjunto para encontrar las soluciones a la crisis que atraviesa la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y el sector eléctrico en general.

Energía Estratégica se comunicó con generadores eólicos, solares e hidroeléctricos para conocer su análisis del avance de las instancias de diálogo público privado. Y, entre ellos, Adolfo Larach compartió un balance positivo a este medio.

“Todos los inversionistas hemos estado velando por que la ENEE esté fortalecida, que el sistema eléctrico en general se diversifique en actores, que haya apertura de mercado y transacciones entre agentes de todo tipo”.

“Considero que desde el gobierno buscan lo mismo solo que con esta medida de la nueva Ley hicieron una pausa en el camino para primero fortalecer la ENEE como agente, en vez de hacerlo al mismo tiempo que dinamizar el sector eléctrico haciendo más transacciones entre los agentes privados”, expresó Larach.

En el análisis que compartió también señaló que se habrían hecho a un lado “los miedos” al artículo 5 y 6 de la “reforma eléctrica” que determina que «en caso de no ser posible la renegociación, se autoriza plantear la terminación de la relación contractual y la adquisición por parte del Estado previo el justiprecio».

A la preocupación le habría ganado la apertura al diálogo: “muchos pensaban que se aproximaban expropiaciones pero en todas las conversaciones que hemos tenido ese término ha salido de las pláticas completamente descartado por el Gobierno”, consideró Larach.

Desde la óptica de este referente de las renovables se empieza a recuperar la certeza jurídica que terminará por incentivar el retorno de la inversión privada en el país

Restará que las mesas de renegociación concluyan con acuerdos aceptables para las partes. No será sino hasta dentro de 40 días que se pueda aclarar más el panorama.

“Participantes de la mesa de renegociación queremos cerrar este ciclo. Tenemos hasta el 18 de julio para lograrlo por Ley y por buena fe. Queremos hacerlo porque sino esto puede durar 2 años y eso no le conviene al país en este momento que urge de certidumbre para atraer inversiones al sector eléctrico y otras industrias que esperan como se desenvuelve estas negociaciones”, confió el empresario.

La expectativa es que puedan lograr consensos y los 28 contratos en juego puedan adaptarse para que sea un ganar-ganar para todas las partes.

En tal sentido, Adolfo Larach aclaró:

“Hay una necesidad y voluntad de renegociar para lograr un alivio a la ENEE en el flujo de caja en el corto plazo y asegurar que la ENEE haga las inversiones en reducción de pérdidas por hurto de energía. Podemos ponernos de acuerdo con esquemas de descuento de flujos financieros a cambio de liquidez y puntualidad de pagos, por ejemplo: renegociar una extensión de un plazo contractual a cambio de una reducción en el precio de ahora en adelante. Pero para eso los funcionarios de gobierno tenían que tener una autorización por Ley para hacerlo porque no estamos entre privados y ellos requieren un mandato del poder legislativo para gestionar acuerdos de este tipo”.

“Las baterías tendrán una baja importante de precios por la propia economía de escala y el impulso de los vehículos eléctricos”, sostuvo Luis Marquina, Presidente de la Asociación Española de Pilas Baterías y Almacenamiento Energético (AEPIBAL). 

Durante el Congreso Nacional de Autoconsumo Sevilla 2022, afirmó que el almacenamiento electroquímico ganará competitividad en un período de entre 3 a 5 años. 

El dirigente hizo un paralelismo con lo ocurrido en la industria fotovoltaica, en la que desde el 2008 al corriente se redujeron en 10 veces los costes de instalación.  

“Hoy estamos como en el 2008 con el mercado fotovoltaico. Por entonces se construía a 6 millones de euros el MW y ahora se construye a 600 mil. Con el almacenamiento pasará algo parecido”, sentenció el dirigente.

El objetivo de la descarbonización propuesto por la Hoja de Ruta del Almacenamiento, que propone que España llegue a 20 GW al 2030 y 30 GW en 2050, pone a las baterías en un lugar privilegiado en el corto plazo, comparado con otro tipo de soluciones para gestionar la energía, como podrían ser la termosolar y la hidráulica de bombeo, porque su instalación es más rápida.

Los principales retos para las tecnologías electroquímicas son la reducción de costes y el aumento de la vida útil de los sistemas, así como favorecer la reutilización y reciclaje de los dispositivos, una vez agotados. 

Sobre este último punto, Marquina indicó que en otros países ya se está avanzando en la tecnología y en métodos de economía circular para resolver las demandas medioambientales. 

Lo cierto es que no existen regulaciones que establezcan parámetros específicos en España para unificar criterios. 

En el mismo sentido, el titular de AEPIBAL planteó otros factores que dificultan la penetración de las baterías en el país y los engloba en cuatro ejes. 

Mala definición de almacenamiento para el sistema eléctrico. Actualmente, las baterías son consideradas generadoras de energía y no son tenidas en cuenta como una solución para la congestión de la red. Por ejemplo, esto impide su instalación en espacios donde existe saturación. 

Por otro lado, y aunque para el autoconsumo la legislación esté más avanzada, continúa siendo un real inconveniente en los utilities scales. 

Las plantas cercanas a los 50 MW que quieran incorporar almacenamiento, terminan superando ese límite y obliga a sus operadores a iniciar nuevamente las tramitaciones en un nuevo órgano sustantivo. 

La ausencia de la actividad en los Anexos 1 y 2 del decreto medioambiental, deja un vacío legal en las regulaciones de cómo debería hacerse el estudio de impacto de los contenedores. 

Por último, Marquina confirma la inmadurez del mercado sobre cómo operar y qué configuraciones pueden aplicarse en caso de montar sistemas de almacenamiento conectados a la red o a una hibridación y, en este último caso, cómo debería ser si es continua o alterna. 

Además, consideró que los instaladores para el autoconsumo no cuentan con el conocimiento suficiente para ofrecer almacenamiento a los clientes para que puedan explicar los beneficios que le representará en términos de flexibilidad y rentabilidad de inversión. 

A pesar de todas estas dificultades, el Presidente de AEPIBAL se manifestó conforme con el interés y el esfuerzo por parte de los agentes del sector.

Asimismo, concluyó: “Todo el despliegue de las renovables es inconcebible sin almacenamiento, por tanto nos tendremos que acostumbrar a que el modelo sedentario de la energía murió hace años y ahora los activos energéticos son gestionables día a día”.

Las empresas se enfocan en el desarrollo del hidrógeno verde como una de las alternativas para afrontar su propia transición energética y como una ventana de oportunidad hacia un nuevo modelo de negocio. Incluso aquellas que se dedican a las energías fósiles. 

Uno de esos casos es Compañía General de Combustibles (CGC), desde donde reconocieron que ya están “mirando” proyectos de hidrógeno verde, analizando cómo encarar la transición energética y la estrategia de la empresa a futuro. 

“Estamos viendo off takers, en principio. Tratando de tomar relaciones con países importadores, porque tenemos una visión de una Argentina exportadora de hidrógeno y sus derivados”, afirmó Santiago López, director de Legales de CGC, durante un evento. 

“La idea es aprender un poco de lo que está pasando en estos lugares y buscar tecnología apropiada para los proyectos que vamos a encarar acá en los próximos años, porque entendemos que para llegar a los mercados en 2030 necesitamos empezar ahora”, agregó.

Y la tecnología que toma mayor fuerza en la empresa sería la eólica en el sur del país, con un proyecto dedicado exclusivamente a la producción del vector energético “in situ” para, posteriormente, venderlo a otros países gracias a la cercanía con los puertos. 

“Debe estar cerca de la zona portuaria para llegar rápido a los mercados internacionales. Y lo bueno del H2V es que puede valerse en cierta forma de la estructura existente, no necesita construir infraestructura nueva, aunque sería beneficiada por una ampliación de las mismas», sostuvo Santiago López.

De todos modos, el especialista dejó en claro la importancia que tiene el acceso al financiamiento para obtener tecnología que permita llegar a los mercados internacionales con costos competitivos “de los subproductos del hidrógeno”. Así como también el hecho de tener un marco regulatorio, al que consideró “trascendental” en la estrategia del país y de las empresas que deseen participar de la cadena de valor. 

Asimismo, el director de Legales de Compañía General de Combustibles, manifestó que el despliegue de la industria del H2 en Argentina “debería replicar lo que se da en renovables, con algunas variables”. 

“Debería contar con los beneficios impositivos, subsidios o facilidades para el financiamiento para las inversiones de capital y estabilizar los precios para afrontar los costos operativos que tienen estos proyectos”, dijo durante el evento virtual. 

“Y es fundamental blindar los contratos de largo plazo que tienen proyectos exportadores. Y el país debe ofrecer garantías de suministro porque tiene mucho para ofertar y tendrá competitividad”, concluyó.

Tras varios meses de espera, el gobierno de Uruguay finalmente presentará la hoja de ruta del hidrógeno verde del país, la cual fue elaborada a partir de la colaboración entre diversos actores de los sectores público, privado, académico y de la sociedad civil. 

La cita, según informó el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), será el próximo martes 14 de junio a las 12 horas en el auditorio del edificio anexo de la Torre Ejecutiva, en el departamento de Montevideo.

“Es muy trascendente porque es la comunicación oficial del resultado de la consultoría de McKinsey sobre la hoja de ruta de Uruguay, y aterrizado a un plan de política de estado. Estamos todos expectantes de lo que se comunique, que seguramente esté relacionado con el potencial que tiene el país para desarrollar hidrógeno verde y alguna particularidad más del estudio”, comentó Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energía Renovable (AUDER). 

“Y también, seguramente habrá algún adelanto de las postulaciones que se hicieron en la prueba piloto de H2 de Uruguay, por lo que será muy interesante”, agregó el especialista en conversación con Energía Estratégica. 

Justamente, este lanzamiento llega días después del cierre de la convocatoria para proyectos de hidrógeno verde en el país, publicada por el MIEM, el Laboratorio Tecnológico del Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII). 

Dicho llamado estaba abierto a distintas posibilidades en cuanto a fuente de energía renovable, escala y localización, pero se preveía que la escala mínima del proyecto sea de 1,5 MW de potencia en el electrolizador y el mismo podrá ser considerado como la fase inicial de un proyecto escalable en una siguiente etapa.

Mientras que el beneficio sería desembolsado a partir de la entrada en operación de la planta y cumplidos los hitos del primer año; pero con la aclaración de que se les daría prioridad a aquellos emprendimientos que propongan una entrada temprana en operación, con fecha máxima a diciembre de 2025.

Y a ese hito se debe agregar que a mediados de mayo, Uruguay lanzó el Fondo de Innovación en Energías Renovables (REIF) para avanzar hacia una segunda transformación energética y la posible reactivación de contratos renovables, además de afianzar el compromiso de cumplir con las metas de descarbonización mediante la contribución de un programa de financiamiento “innovador”.

La Cámara Argentina de Energías Renovables realizó el webinar «Evaluación técnica y económica de ampliaciones prioritarias para aumentar la capacidad de inyección de energías renovables en el SADI», donde presentó el informe homónimo, solicitado por CADER al Grupo Mercado Energéticos Consultores.

La introducción al evento estuvo a cargo de Santiago Sajaroff, presidente de CADER, y Jorge Ayestarán, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Redes Eléctricas de CADER, quienes concordaron en la importancia de ampliar la capacidad del sistema de transmisión en Argentina para aumentar la participación de las energías renovables y lograr los objetivos establecidos en la Ley Nacional N° 27.191.

Mientras que Nicolás Pérez, consultor de Grupo Mercados Energéticos Consultores presentó los detalles y principales conclusiones del informe técnico que analiza la situación actual del sistema interconectado argentino para la entrada en servicio de generación renovable adicional y la prioridad de obras de ampliación de transporte, tanto de 500 kV como ampliaciones “intermedias y menores”, asociadas a modificación de equipamiento de menor costo, además del análisis económico correspondiente.

Aunque se aclaró que el informe se hizo, principalmente, a partir de un estudio estático del sistema, incluyendo un análisis dinámico para los casos particulares en los que fue necesario, y que la generación renovable adicional fue ubicada sólo en nodos donde ya existían proyectos renovables.

Posteriormente, el webinar contó con una mesa redonda en el que se debatió la actualidad y el rol del sistema de transmisión en Argentina y cómo podría afectar a futuro que no se invierta en su expansión.

Bernardo Andrews, presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA), manifestó que “si no se hacen las inversiones de capacidad de despacho, transformación y transmisión, es muy difícil cumplir con la Ley N° 27191”. (:..) “Y el impacto que tiene la inversión en eólica o fotovoltaica en Argentina, es para ahorrar divisas en el mediano plazo”, aseguró.

“Para llegar al objetivo del 20% del cubrimiento renovable del total del consumo de energía eléctrica, previsto en la ley, se necesitan instalar 2600 MW renovables. Pero es evidente que sin la construcción de líneas, es imposible con la situación actual de la infraestructura de transporte”, agregó Fernando Antognazza, gerente general de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA).

Por otro lado, Jorge Lemos, miembro de la Comisión Directiva de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), planteó que se debería revisar la normativa para que posibilite hacer los contratos con la inclusión del transporte.

“Si hay un recurso económico que al país le conviene su explotación y se necesita sumar kilómetros de redes, bienvenido sea. Por lo que la Resolución SE 370/2022 nos parece un buen primer paso para ello y deberíamos aprovecharla”, afirmó.

En tanto que Bruno Brunetti, vicepresidente de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGUEERA), coincidió con la propuesta y reconoció que “lo ideal es tratar de pensar en un círculo virtuoso, donde la expansión del sistema, la incorporación de tecnologías actuales y a futuro, y los costos decrecientes, no sean ideas antagónicas”; aunque aseveró que la única forma de nuclear eso será a través de un plan federal a largo plazo.

Con más de 25 años como actor clave del rubro de la energía solar fotovoltaica y luego del webinar junto a Energía Estratégica, en el que lanzó oficialmente para la región latinoamericana su línea de trackers Vanguard 1P, Trina Solar continúa apostando por el debate tecnológico en la región y realizará un nuevo evento virtual. 

El próximo jueves 26 de junio, Trina Solar dará lugar a todos aquellos interesados en los avances innovadores para el sector energético a través del «Webinar de Tendencias Tecnológicas para la optimización de LCOE en proyectos de C & I», realizado en conjunto con Multisolar. 

INSCRIPCIÓN GRATUITA

El evento estará dictado por José Alberto Florez Hernández, Head of Technical Services Latam de Trina Solar, quien realizará una introducción del curso y abordará temáticas “Tecnologías aplicadas y Optimización de diseño 210”, “RoadMap 2022 y Capacidad productiva”, “ventajas logísticas” y “garantía y buenas prácticas”.

Y a eso se debe añadir que habrá un espacio para contestar las preguntas que generen los asistentes del webinar que se transmitirá en vivo a través de la plataforma Microsoft Teams. 

Acompáñenos este jueves 26 de junio a partir de las 11 am (hora Argentina) en este evento donde se conversarán sobre las tendencias para el mercado fotovoltaico en Latinoamérica que permitan optimizar el costo nivelado para los proyectos en el segmento comercial e industrial. 

Al registrarse vía e-mail, recibirán el link de acceso para el día del evento y un recordatorio minutos antes del inicio del encuentro virtual para conocer todos los detalles. 

REGISTRO

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) está avanzando en su misión de modernizar el parque de generación mexicano. Entre los proyectos de mantenimiento a sus unidades generadoras se destacan sus hidroeléctricas de gran y pequeña escala.

Aquello no es menor. Actualmente, sus 60 centrales hidroeléctricas aportan una capacidad efectiva total de 12,125.363 MW, lo que representa ≈12% de la generación total en México, de acuerdo con registros de la propia CFE.

Por lo pronto, avanza con convocatorias para las primeras centrales hidroeléctricas que ya fueron planteadas para repotenciar y/o modernizar entre 2019 y 2023.

En estas semanas, referentes de CFE habrían organizado visitas a algunas de ellas y sumado distintas reuniones con fabricantes que puedan presupuestar aquellos trabajos.

Energía Estratégica se comunicó con uno de aquellos para conocer más detalles sobre el avance de estos procesos. En concreto, Gabriel Pinetta, director comercial de TechnoHydro en la región, expresó:

«La CFE está sacando varias licitaciones abiertas e internacionales. TechnoHydro está presentando propuestas propias y entendemos que nos están tomando muy en consideración».

«No tenemos la adjudicación directa para la modernización de una central, pero tras las reuniones que hemos tenido con Comisión, consideramos que TechnoHydro es un aliado estratégico idóneo para modernizar sus centrales».

De allí que, Techno Hydro a través del consorcio con la empresa CGV ENERGY en México ha avanzado en presupuestos concretos para convocatorias en curso de CFE.

«Nosotros preparamos una oferta a precios competitivos con la misma calidad de un fabricante en Europa y con fabricación y soporte local porque estamos en esta región».

«Ayer, visitamos una central que está operando desde 1906. Consideramos que esta misión del gobierno mexicano es muy interesante para que este parque hidroeléctrico que empieza a volverse obsoleto pueda renovar sus turbinas y demás equipos electromecánicos».

Antecedentes y horizontes de negocios 

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) informa que en 2021 se inició el proceso de licitación para modernizar las primeras 9 centrales hidroeléctricas, 8 de gran escala y una de mediana escala, que incluye la sustitución de equipos principales.

Durante este año 2022, se continuarían los procesos de licitación de 4 centrales minihidroeléctricas y 3 equipamientos de las presas ubicadas en el estado de Sinaloa con la intención de aumentar la capacidad de generación limpia en 303.60 MW.

En paralelo a aquellas convocatorias y durante este mismo año, la CFE asegura que realizará estudios hidrológicos, hidroenergéticos y evaluación financiera de 16 centrales minihidroeléctricas —ubicadas en Michoacán, Jalisco, Chiapas y Nayarit— para llevar a cabo la modernización de sus equipos principales. Y aclara que, en caso de que sea factible, se iniciarán los procesos de licitación correspondientes para aumentar la capacidad de generación en 17 MW, con una inversión aproximada de 25.5 millones de dólares.

Comenzó el mes de junio y el sector de la industria termosolar se mantiene expectante al lanzamiento de la tercera licitación de renovables. La operación incluye 500 MW, de los cuales 200 serán producidos a partir de energía termosolar, 140 MW de fotovoltaica distribuida, otros 140 de biomasa y 20 más de “otras tecnologías”.

El calendario del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) la anunciaba para el 6 de abril, pero diferentes factores postergaron su publicación: propuestas realizadas por el sector privado para modificar el borrador, nuevos parámetros de la biomasa renovable fijados por la Unión Europea y la invasión de Ucrania que elevó aún más los precios y cambió la prioridad de los Gobiernos.

Gonzalo Martín, Secretario General de Protermosolar, en diálogo con Energía Estratégica, indica que, según las reuniones con el MITECO, este es el mes en que debería publicarse la licitación para que en septiembre se presenten las ofertas. 

Según sugiere el directivo, si se retrasa el lanzamiento nuevamente, se deberían conceder por lo menos tres meses para que los promotores puedan preparar sus ofertas y la convocatoria se prolongaría tanto que no se cumplirían con los objetivos mínimos del Gobierno de los 200 MW anuales.

El PNIEC establece 2.500 MW adicionales de potencia instalada hacia 2025 y otros 2.500 MW hacia 2030, hasta sumar un total de 7.300 MW en España. Una planta termosolar tarda entre tres y cinco años en ponerse en marcha, tiempo que afectará  los plazos de esos objetivos, si se vuelve a postergar la fecha de lanzamiento. 

Buena convocatoria

Para Martín la licitación será exitosa. “Esperamos que los oferentes superen ampliamente la potencia subastada. Estuvimos reunidos con varias empresas muy interesadas que están atentas a las condiciones que el gobierno proponga”, comenta a este medio. 

Hasta el momento solo la compañía Sener, que inició en agosto del 2021 la planta solar híbrida de 150 MW en Andalucía, ya aseguró formar parte de la subasta. 

No obstante, para el Secretario de Protermosolar existen retos e incertidumbres que la subasta para la tecnología termosolar deberá despejar en su Pliego. Una de ellas es cómo se resolvieron las alegaciones del borrador sobre la hibridación. 

Al inicio se dio lugar a que se presenten proyectos de hasta 50 por ciento con fotovoltaica. Pero quedaron «muchas dudas legales de cómo hacerlo», plantea Martín y agrega que existe la posibilidad que ese porcentaje se reduzca.

El dirigente explica que la hibridación generará una caída en los precios de las ofertas que se presenten. Pero lo que quedará por verse son los precios máximos que fije el Gobierno.

«Si las medidas son agresivas y el precio máximo es muy bajo, podría dejar afuera a muchos o incluso a todos los proyectos y calificar a esta tecnología como una alternativa muy costosa e inviable», advierte Martín.

Y agrega que, de darse un escenario y frustrarse la convocatoria, podrían verse resentidas las futuras subastas de energía termosolar que se den en España.  Caso contrario, si este proceso es exitoso, el futuro de las licitaciones también lo será, observa el dirigente.

Cree que de sostenerse un espiral virtuoso las próximas subastas superarán el cupo de   200 MW fijados para este año,  lo que, por escala, permitirá la participación de ofertas más competitivas.  

«El diseño del pliego le proporcionará un pipeline a las empresas. La clave de la inversión no estará solo en los números de capacidad a instalar, sino en el compromiso del Gobierno en dar certeza de continuidad de las subastas», resume el secretario de Protermosolar.

Una referencia tomada en cuenta por los mercados del mundo es la del parque termosolar, a 50 kilómetros de Dubai. Se trata de la planta más grande del planeta, con el menor precio de venta: 74 dólares MWh. 

Incluye una torre térmica de 260 metros de altura, utiliza tres tecnologías para producir 950 MW de energía limpia. Está apoyada por una amplia superficie de paneles fotovoltaicos compuesta por 70.000 espejos con el objetivo de aumentar la temperatura a más de 500 ºC.

Esta tiene un presupuesto que rebasa al cambio en más de 11.500 millones de euros hasta 2030, está en su cuarta fase y firmó un contrato de venta de 35 años. Su coste capital es mucho más bajo del que se pide en otros países.

«Precios que se ven en esta planta solo se podrán alcanzar si se repitieran sus condiciones», explica Martín, tomando en cuenta la producción a gran escala y las características contractuales que se diferencian de lo  propuesto por el gobierno español donde, por ejemplo, el plazo máximo de los contratos será de 20 años y las plantas no podrán superar los 100 MW.

Con el anuncio de que pronto se lanzará el borrador del concurso de capacidad para el autoconsumo, Carlos Redondo, Subdirector General de Energía Eléctrica del MITECO, destacó la voluntad del Gobierno español de darle prioridad a este segmento en la participación en la generación de energía. 

“El acceso es un recurso finito y precioso en estos momentos. No obstante, hay que gestionarlo de la mejor manera posible y el autoconsumo agrega un plus que justifica el trato preferencial frente a otras formas de generación”, indicó el funcionario. 

En el Real Decreto Legislativo aprobado a fines del mes de marzo, se liberó un 10 por ciento de los nudos reservados para concursos a la autoproducción. 

“Estamos viendo la forma de incluirlos a través de cupos específicos o dándoles una puntuación adicional”, informó Redondo, dando indicios de cómo podrían ser las condiciones en el borrador que se presentará a audiencia pública. 

También mencionó que se ha aumentado a todos los niveles de tensión la conexión a través de residente para fomentar el autoconsumo compartido en las comunidades energéticas. 

Otras de las medidas que llevó adelante el Gobierno fue exigirles a las empresas distribuidoras de energía que destinen un 10 por ciento de sus inversiones a ampliar la capacidad de acceso a la red.

Estos números se verán en los planes de inversión para el período a partir del 2023. Por ejemplo, Iberdrola ya ha comentado que parte de este porcentaje será utilizado para presentar sandboxes regulatorios.

Con ellos intentarán llevar a cabo proyectos que busquen cómo conectar instalaciones para maximizar el hueco disponible de todas las horas en las cuales la situación de red es más favorable  para zonas en las cuales no hay capacidad.

Para Redondo, aún son muchos los retos que hay que sortear pero evaluó que están transitando por el camino correcto y agregó: “Es un mundo nuevo pero debemos ir hacia un modelo que sea automático”. 

En Andalucía, como en toda España, el autoconsumo está en auge. Desde el 2019 se ha cuadriplicado la potencia instalada, alcanzando los 127 MW.

Durante el III Congreso Nacional de Autoconsumo, realizado en Sevilla, la Secretaria General de la Asociación de Energías Renovables de Andalucía (CLANER), Gemma García-Pelayo, resaltó: “Ese incremento implica que hay mucha involucración del sector público como el privado”.

Sin embargo, advirtió que aún quedan aspectos para trabajar, lo cuales están siendo abordados en la mesa de autoconsumo, espacio formado por asociaciones de empresas y desarrolladores de la región, que tiene como objetivo el impulso y la mejora normativa de la tecnología.

En primer lugar, señaló que actualmente en Andalucía, las instalaciones con una potencia inferior a 100 kW solo necesitan comunicar la puesta en marcha. Mientras que las demás instalaciones se encuentran sometidas a presentar una autorización administrativa.

“Desde CLANER y las empresas del sector nos gustaría que esto se flexibilizara, o que se suprimiera esa autorización para este tipo de instalaciones. Hay mucha demanda para pequeñas y medianas empresas que quieren poner una potencia de más de 100 kW y chocan con esta barrera”, destacó la especialista.

Por parte de los ayuntamientos, comentó que ven la necesidad de que la licencia de utilización sea sustituida por una declaración responsable. Así también, que incorporen estas medidas dentro de sus ordenanzas municipales, para dar seguridad jurídica a las empresas.

“Muchas veces esas regulaciones quedan obsoletas, porque la terminología y la regulación quedan por detrás de la tecnología, que está mucho más avanzada”, remarcó García-Pelayo.

Aunque, en este sentido, la Secretaria General de CLANER recalcó que la ley de suelos es un primer paso para poder clarificar esta nomenclatura, e impulsar la sustitución de la licencia de obra por la declaración responsable.

“Igualmente el decreto ley 26/2021 ha introducido algunas novedades importantes en la tramitación como es la supresión del trámite de información pública, cuando la instalación no está sometida ni a una autorización ambiental, ni a declaración de utilidad pública”, explicó la directiva.

Por otro lado, apuntó hacia una armonización en la tramitación en todas las comunidades autónomas de España.

“Hay regiones donde estás instalaciones de más de 100 kW no requieren una autorización administrativa, y en otras en las que sí. Queremos que haya un criterio uniforme en la interpretación, porque entre las ciudades hay mucha disparidad. Quizás en eso el ministerio podría aclarar un poco más”, enfatizó García-Pelayo.

Finalmente, García-Pelayo subrayó que “el futuro del autoconsumo es ahora, es una revolución a lo que estamos asistiendo, podemos llegar a mucho más, sobre todo en Andalucía que hay un gran recurso solar”.

El gobierno de la provincia de Santa Fe lanzó el “Plan Renovable”, que consiste en una línea de créditos por $400.000.000 para facilitar el acceso a equipo de generación sustentable a vecinos de la provincia, monotributistas, PyMEs y MicroPyMEs. 

El objetivo del plan es reducir el consumo de energías convencionales a base de combustibles fósiles, generando importantes ahorros energéticos y económicos, y a su vez limitando las emisiones de gases de efecto invernadero.

Y el crédito está constituido por dos segmentos: la instalación de sistemas fotovoltaicos bajo el marco del Programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA), y la compra y colocación de termotanques solares. 

Para el primero de los casos, se destinará un total de $300.000.000 y la financiación será de hasta el 80% de la inversión a realizar, con topes máximos de  $750.000, $ 2.250.000 y $ 15.000.000, según el tipo de beneficiario, los cuales podrán ser usuarios de la Empresa Provincial de Energía (EPE), cooperativas eléctricas adheridas al Programa ERA, monotributistas, autónomos y personas en relación de dependencia, microempresas y PyMEs.

Y el plazo y formas de pago llevará hasta 48 o 60 (depende el tipo de beneficiario) e incluirá un plazo máximo de seis meses de gracia, según se detalla en las bases y condiciones que publicó el gobierno santafesino. 

Mientras que en el caso de los termotanques solares, podrán acceder todas las categorías previamente mencionadas, a excepción de usuarios de EPE y las cooperativas eléctricas adheridas al Programa ERA. 

En cuanto a los montos, se destinarán los $100.000.000 restantes, con la particularidad se pondrá  un límite de $750.000 por proyecto (tope del 80% de la inversión), en tanto el plazo será solamente de 48 meses para todos aquellos beneficiarios que soliciten el crédito. 

Aunque se debe aclarar que la potencia máxima a instalar por el interesado varía conforme la categoría y consumo del año previo, rango que se detalla a continuación: 

Residenciales – 5 KW
Establecimientos rurales – 15 kW
Comercios y pymes – 30 kW
Consorcios residenciales – 30 kW
Asociaciones civiles – 15 kW

Aquellos interesados en solicitar el crédito deberán completar el formulario de calificación, y el Consejo Federal de Inversiones evaluará crediticiamente y emitirá la Pre-Aprobación si es que cumple con los requisitos. 

En caso que también obtenga la Resolución de Elegibilidad, aquel usuario deberá concurrir al Banco Santa Fe para obtener el Crédito a fin de realizar la instalación con el proveedor registrado. Mientras que la distribuidora será la encargada de inspeccionar las obras y dar de alta al interesado como Usuario-Generador del Programa ERA.

Estados Unidos prevé financiar un programa para desarrollar centros regionales de hidrógeno bajo en carbono (H2Hubs) en todo el país y crear redes de productores, consumidores e infraestructura “conectiva” local para acelerar la demanda de este vector energético. 

Para ello, el Departamento de Energía (DOE) de EEUU publicó un aviso de intención para solventar la iniciativa de la Ley de Infraestructura Bipartidista con más de ocho mil millones de dólares, teniendo en cuenta que la cadena de valor resulta crucial para descarbonizar el sector industrial y alcanzar el objetivo de tener una red eléctrica 100% limpia para el 2035 y net zero al 2050.

Y cabe recordar que, según datos de los organismos gubernamentales del país, Estados Unidos produce cerca de diez millones de toneladas métricas de H2 por año, es decir, aproximadamente el 11% de lo que se genera a nivel mundial, aunque la mayor parte proviene del gas natural. 

Por lo que esta iniciativa estaría orientada a cambiar ese paradigma, ya que se buscaría producir el hidrógeno utilizando electricidad limpia a partir de energías renovables, incluidas la solar, la eólica y la nuclear.

Y la selección de los H2Hubs regionales utilizaría la colaboración entre jurisdicciones y considerará factores como la justicia ambiental, la participación de la comunidad, la ubicación basada en el consentimiento, la equidad y el desarrollo de la fuerza laboral.

Asimismo, el Departamento de Energía de EEUU escogerá las propuestas que prioricen las oportunidades de empleo y aborden las materias primas de hidrógeno, los usos finales y la diversidad geográfica. 

Mientras que un aviso de intención proporcionará el plan preliminar “de alto nivel” para la visión actual del departamento en cuestión, que tiene el objetivo de reducir costos en múltiples sectores de la economía, entre ellos el LCOH a USD 1/kgH2 para la próxima década. 

Esta medida llegó en la misma semana en la que el presidente de Estados Unidos, Joe Biden, emitió una determinación para utilizar la Ley de Producción de Defensa y acelerar la producción de cinco tecnologías energéticas claves para la transición que impulsa la Casa Blanca, con tal de reducir los costos energéticos para las familias. 

Y en concreto, las tecnologías que recibirán un impulso serán los sistemas solares fotovoltaicos, transformadores y componentes de la red eléctrica, bombas de calor, aisladores y, por último, electrolizadores y pilas de combustible.

Elementos que van en concordancia con la idea de mejorar la cadena de suministro y no depender de las importaciones de energía limpia en el futuro, más aún si según los cálculos de DOE, la demanda de tecnologías de esta índole aumentará entre 400 y 600% en el mediano y largo plazo.

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) avanza en el desarrollo de proyectos de energía renovable para contribuir a una mayor sustentabilidad ambiental y el cuidado del medio ambiente. 

Por lo que EPEC abrió la convocatoria para aquellos interesados en presentar proyectos de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y/o almacenamiento de energía en la provincia.

El período para efectuar las consultas para proyectos con intención de participar en el Programa MDI estará disponible hasta a las 16 hs del miércoles 15 de junio del corriente año, y la fecha límite para la recepción de ofertas y apertura de sobres será una semana más tarde, el 22 de junio.

Mientras que el cronograma de emprendimientos a ser comercializados en la red provincial u en otro mecanismo de comercialización que se establezca en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) tendrá el período de consultas abierto hasta el 30 de junio y el plazo máximo para presentar las propuestas será el 30 de julio. 

Es decir que, en esta instancia, se encuentra vigente la convocatoria de Manifestaciones de Interés (MDI), a través de la cual se busca el desarrollo de proyectos de Energía Renovable con escalas y condiciones conforme lo establecido en el anexo de la Resolución SE N° 330/2022, así como también de emprendimientos bajo el esquema de Energía Distribuida Comunitaria (Resolución SBCyER N° 1/2021). 

Por lo que el llamado está dirigido a la construcción de nuevas centrales renovables, ya sea de utility scale o de generación distribuida, proyectos de almacenamiento o que permitan mejoras de eficiencia, el aprovechamiento de recursos no convencionales y mejoras de pasivos ambientales en Córdoba.

A eso se agrega el financiamiento para emprendimientos sustentables, la adopción de las bioenergías, la comercialización de energías renovables y el aporte de terrenos para el desarrollo de los proyectos. 

Asimismo, con el objeto de aprovechar la disponibilidad de recursos renovables en Córdoba, la EPEC realizó un relevamiento de centrales para ser construidos en las instalaciones disponibles de la empresa, aunque se prevé que ello no limite la presentación de otros proyectos de terceros: 

Entre ellos se incluyen catorce plantas solares que van desde 400 kW hasta 80 MW de potencia (la mayoría son de mediana y baja escala), además de cinco pequeños aprovechamiento hidroeléctrico, de 420 kW a 3-4 MW, y el parque eólico Levalle, de 10 MW. 

Y para aquellos interesados en el montaje y construcción de las centrales renovables o de instalaciones con almacenamiento, se proponen dos modelos comerciales con diferentes niveles de participación, condicionado a la adjudicación en el Programa MDI o concertado por EPEC a través de estructuras comerciales existentes o que se establezcan en el mediano plazo, tales como el MATER.

En el primero de los casos, el interesado suscribirá con EPEC un acuerdo de implementación (Contrato BMT), donde se comprometerá a diseñar, realizar la ingeniería, compra, construcción, montaje y puesta en marcha a su costo y financiamiento de los activos que componen el proyecto. 

Durante la vida del contrato BMT, el equipamiento instalado será propiedad del interesado y dirigirá técnicamente a la EPEC en las tareas de operación y mantenimiento. Mientras que el Agente Generador/Gestor del Almacenamiento en el MEM será la Empresa Provincial de Energía de Córdoba quien tendrá a su cargo las acciones que le corresponden conforme lo establecido en Los Procedimientos del MEM. 

Y a cambio de los servicios mencionados, la EPEC cederá un monto fijo del precio de venta de la energía y/o potencia, correspondiente a los ingresos producidos por la central. 

En tanto que otra alternativa es que los interesados presenten una oferta económica y técnica para ejecutar los trabajos necesarios mediante la suscripción de un contrato EPC bajo modalidad “llave en mano”. 

Desde su fundación NSolar ha instalado más de 150 sistemas de energía solar incluyendo microrredes y sistemas con almacenamiento, con una capacidad instalada de más de 15 MWp, ahorrando a sus clientes ~$5,000,000.00 y va por más.

Juan Andrés Navarro, CEO de NSolar quien además es director de la Cámara de Comercio, Industrias y Agricultura de Panamá (CCIAP) y de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), aceptó brindar una entrevista exclusiva a Energía Estratégica en la que compartió su análisis del mercado y los nuevos horizontes de negocios que identifica.

¿Qué negocios exploran en Panamá con energías renovables y almacenamiento en baterías?

Impulsamos la generación distribuida para reducir los costos y aumentar la productividad, abriendo nuevos horizontes a la economía nacional. La energía solar combinada con almacenamiento es la mejor solución para proveer energía limpia a el menor costo y de manera abundante a nuestros países y comunidades. Esto ya es el presente y el futuro de la energía.

¿Qué proyectos emblemáticos de este tipo ha impulsado su empresa? 

En el 2019 NSolar instaló una microrred con energía solar, baterías/almacenamiento y un back up térmico en la comunidad de La Miel, cerca de Puerto Obaldía, reduciendo de manera importante las emisiones de CO2, el ruido y la contaminación, a la vez que se mejoró sustancialmente la calidad y seguridad de la energía para los pobladores.

Adicionalmente, acabamos de instalar una batería industrial de 2.2 MWh con un UPS de 1 MWh, combinado con paneles solares, en una empresa líder del patio, lo que le ha permitido ahorros y eficiencias sustanciales en sus procesos productivos.

¿Qué nuevas oportunidades surgen a partir de aquello? 

Esta combinación de la energía solar con baterías abre la puerta a nuevas inversiones y tecnología de punta para la instalación de microrredes, Virtual Power Plants (VPP) y otras oportunidades de negocios en el sector empresarial del país así como en llevar energía a bajo costo a comunidades aisladas.

Debemos analizar Community Solar y Virtual Power Plants. Esto crea incentivos importantes para la inclusión de fuentes renovables en todo Panamá, y aporta positivamente a la matriz energética.

Debemos aprender de otros países, como Puerto Rico, donde están avanzando con la constitución del fideicomiso de energía verde que apoyará sistemas renovables y democratizará la energía renovable para las futuras generaciones.

La independencia energética es vital ante tiempos de incertidumbre con los precios del petróleo y el gas natural altísimos, producto de problemas de abastecimiento y de logística a nivel global.

Hoy, más que nunca, debemos buscar la manera de independizarnos energéticamente, y la mejor manera (y más barata) de hacerlo es mediante fuentes renovables. El papel aguanta todo. Ya es tiempo de actuar, no de hablar.

¿Qué barreras encuentran hoy?

En NSolar no nos enfocamos en barreras: nos concentramos en soluciones. Panamá cuenta con unas de las mejores regulaciones y leyes para promover la generación distribuida (GD). Dicho eso, tenemos potencial para mejorar inmensamente en interconexión y comisionado de proyectos.

La generación distribuida en Panamá representa solamente el 1.11% de la matriz panameña. Para impulsar el crecimiento de GD es urgente acortar y simplificar los trámites requeridos para interconectar los sistemas fotovoltaicos (Bomberos, Municipio, Distribuidora). Hoy en día, es un proceso pesado, caro y largo, que tenemos que mejorar.

Iniciativas como la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) ayudarán a impulsar el autoconsumo y la GD. Ahora nos queda lo más importante: tomar ACCIÓN.

¿Qué expectativas tiene de la implementación de la ENGED?

La implementación de la ENGED requiere la activa participación y liderazgo de la empresa privada, incluyendo comunicación fluida con la Cámara Panameña de Energía Solar y La Cámara de Comercio de Panamá (CCIAP).

El autoconsumo y la implementación de la ENGED tiene que crear posibilidades para todos. Programas de fomento, incluyendo incentivos fiscales van a ser vitales para el éxito de la ENGED. Para ello, el proceso de permisos e interconexión debe ser fácil, sencillo, transparente y seguro.

¿Qué retos de regulación identifica que traerá la figura del comercializador que propone la ENGED?

Un hito importante para el éxito de la ENGED será optimizar, actualizar y revolucionar la red eléctrica. Requerimos un smart-grid, una red inteligente, segura (ciberseguridad) y robusta. Tenemos que empezar a trabajarlo desde hoy, a fin de estar preparados para la cuarta revolución industrial y la penetración de fuentes renovables y la movilidad eléctrica.

Para ello, propongo modificar la Ley 6 y que la ASEP y la Secretaría de Energía de Panamá (SNE) abran toda la información relativa del sector a las empresas y los ciudadanos, para garantizar la competencia y transparencia de este pilar de la economía. Todo lo que promueva la libertad y la independencia energética aumentará nuestra productividad y competitividad, win-win para Panamá.

Solarever Tecnología de América S.A de C.V, empresa mexicana líder en la fabricación de productos solares, incluidos paneles fotovoltaicos (PV), sistemas de almacenamiento de energía (ESS), vehículos eléctricos (EV) y otras soluciones de cero emisiones, ha firmado un acuerdo comercial con LONGi, la empresa de tecnología de energía solar más valiosa del mundo, con el objetivo de impulsar el acceso a las innovaciones fotovoltaicas de última generación en México.

Con la firma de esta alianza, Solarever será la empresa encargada de distribuir con éxito en México y Latinoamérica las soluciones de energía solar Tier 1 de LONGi y hacerlas accesibles para las industrias de servicios y transformación. Por su parte, Solarever obtendrá el apoyo del gigante tecnológico para optimizar sus procesos de innovación tecnológica y fabricación y, de esta forma, continuar el fortalecimiento de esta marca mexicana.

Por su parte, LONGi siempre ha tenido la gestión sostenible como criterio central para la toma de decisiones empresariales, incluyendo inversiones continuas en innovación e investigación, abogando por una cultura corporativa abierta y promoviendo la investigación científica institucional, valores que comparte con Solarever.

“Los mercados energéticos mundiales han llegado a un punto de inflexión, con consumidores e inversionistas exigiendo fuentes alternativas de energía más limpias. Los retos para implementar tecnología para el uso de estas energías en México son diversos, desde ajustar con rapidez los procesos en la línea de producción hasta lograr que la normativa técnica se adecue a la velocidad con la que surgen las innovaciones; sin embargo, con alianzas como la forjada con LONGi, Solarever busca jugar un papel relevante en la transición energética en México y América” dijo Simón Zhao, presidente de Solarever.

Solarever ha estado haciendo negocios en México durante los últimos diez años, invirtiendo más de US$250 millones y construyendo su reputación comercial entre cientos de clientes en los Estados Unidos, Canadá, América Latina y, más recientemente, América del Sur.

La alianza con LONGi permitirá a Solarever mantener e incrementar su participación en dichos mercados ofreciendo soluciones de calidad Tier 1, al tiempo que continúa impulsando el desarrollo de la infraestructura de energía fotovoltaica, elemento vital para mantener la seguridad energética y para combatir las emisiones de CO2 que dañan al planeta.

En conjunto LONGi y Solarever continuarán liderando los cambios en la industria de energía promoviendo el desarrollo sostenible del planeta y de la humanidad.

“¿Por qué ya nos consideran la pila verde de España? Porque estamos construyendo el 27% de las renovables que se producen en el país, porque tenemos un marco normativo que es propicio para el desarrollo, porque tenemos horas de sol, estabilidad política y social y capacidad de formación”, destacó el Presidente de la Junta de Extremadura, Guillermo Fernández Vara.  

Uno de los hitos que marcó el funcionario es el desembarco de la multinacional china Envision que, en colaboración con Acciona Energía, construirá una gigafactoría de baterías en Navalmoral de la Mata (Cáceres), con una inversión de 2.500 millones y la creación de hasta 3.000 empleos. El proyecto se acoge al PERTE VEC y estará operativo a partir del 2025.

Se prevé que la construcción se desarrolle en tres fases de 10 GWh (a razón de unos 850 millones de inversión cada una) y que las obras comiencen en 2023. Al mismo tiempo se levantará la planta fotovoltaica que suministrará la energía para su funcionamiento.

Los promotores ya se encuentran negociando con la Junta de Extremadura la compra de los terrenos públicos (200 hectáreas en el parque industrial de Navalmoral de la Mata) o la adquisición de los derechos en superficie mediante un convenio de colaboración. De forma paralela, Acciona necesitaría otro espacio para levantar la planta fotovoltaica encargada de suministrar energía a la gigafactoría.

La recuperación de la soberanía industrial y energética de Europa pasa por un momento clave en la inversión en estas áreas y para la región será la gran oportunidad de posicionarse como líderes de las renovables con la instalación de la planta. 

Asimismo, anunció que en una semana se presentará el Plan de Formación Profesional que responderá a la nueva demanda. 

“Ahora sí tenemos empleabilidad. Tenemos que ser capaces de afrontar este inmenso reto de la formación con el convencimiento de que realmente hoy comienza para nosotros un tiempo nuevo”, destacó el funcionario haciendo referencia a la oportunidad que surge en Extremadura con la instalación de la planta. 

Y concluyó: “No hay mejor manera de equilibrar un país y un territorio que a través de la industria y la inversión en innovación y desarrollo”.

JinkoSolar Holding Co. Ltd., uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció que su principal subsidiaria operativa, Jinko Solar Co., Ltd., firmó un nuevo acuerdo de distribución en América Latina con Aldo Solar.

Aldo Solar, que se destaca como la mayor distribuidora de soluciones de energía solar del país con una participación de mercado de aproximadamente el 30% en el segmento de Generación Distribuida, traerá al mercado los nuevos módulos fotovoltaicos de ultra eficiencia Tiger Neo Tipo N de JinkoSolar.

A finales del año pasado, las empresas anunciaron la firma del mayor acuerdo de distribución de Generación Distribuida jamás firmado por Jinko Solar Co., Ltd. fuera de China.

Y ahora, este nuevo acuerdo con Aldo Solar convierte a Brasil en el primer mercado de América Latina en poner a disposición los nuevos módulos tipo N de JinkoSolar y marca la firma del contrato más grande del mundo para la distribución de módulos fotovoltaicos de ultra eficiencia tipo N de la familia Tiger Neo de JinkoSolar.

Bajo este acuerdo, se espera distribuir aproximadamente 600 MW de potencia de la familia Tiger Neo. Se espera que los nuevos paneles estén disponibles en Aldo Solar para la preventa a partir de julio.

«El mercado fotovoltaico mundial está entrando en una nueva era a una velocidad sin precedentes. La necesidad de abordar diferentes escenarios de aplicación de electricidad y la urgencia de los gobiernos y las industrias por la transformación energética han elevado la demanda de energía solar a un nuevo nivel», dijo Kangping Chen, director ejecutivo. de Jinko Solar Co., Ltd.

El Sr. Alberto Cuter, Gerente General de JinkoSolar para Italia y América Latina, comentó: «El Tiger Neo tipo N de JinkoSolar representa una innovación de vanguardia en la industria solar y estamos orgullosos de que Aldo Solar, con su espíritu pionero y relevancia en el mercado brasileño de distribución fotovoltaica, eligió este producto para su negocio de distribución, lo que una vez más demuestra su compromiso de ofrecer la mejor tecnología al mercado brasileño. Estamos muy entusiasmados con esta asociación entre los dos principales jugadores importantes en el mercado brasileño».

Según el Sr. Aldo Teixeira, fundador y CEO de Aldo Solar, «desde nuestro primer acuerdo con JinkoSolar hasta una asociación a largo plazo, buscamos traer al mercado lo más innovador y disruptivo en paneles solares. Estoy seguro de que el nuevo línea de paneles fotovoltaicos tipo N supondrá una revolución en el mercado, con la mejor solución y rentabilidad para los consumidores».

«Estoy seguro de que en los próximos dos o tres años será la principal tecnología de paneles disponible en el mercado. Por lo tanto, me gustaría agradecer a JinkoSolar en nombre de nuestros revendedores e instaladores, así como a todo el equipo de Aldo Solar. A través de esta asociación, esperamos difundir aún más la energía solar y ofrecer condiciones sorprendentes de energía limpia y más barata para todos los brasileños”, concluye el director general de Aldo Solar.

El World Resources Institute (WRI) anunció este martes la conformación de un nuevo equipo global de liderazgo, el cual guiará al instituto en su meta de desarrollar soluciones críticas para las personas y el planeta. El equipo está compuesto por cinco nuevos directores generales globales que reflejan el perfil diverso y global de WRI. Liderarán la implementación de la estrategia global de WRI y serán responsables de generar impacto, al tiempo que se enfocarán más en el trabajo a nivel local en los países en los que la organización opera con un ecosistema diverso de socios.

El anuncio sucede en el marco de las celebraciones por el 40 aniversario de la organización y la implementación de la nueva estrategia global de WRI para su quinta década.

El nuevo equipo refleja la amplia experiencia y el alcance global del instituto y está conformado por Wanjira Mathai, directora general para África y asociaciones globales, Janet Ranganathan, directora general de estrategia, aprendizaje y resultados, y Craig Hanson, director general de programas.

También se integra al equipo de liderazgo Adriana Lobo, actualmente directora ejecutiva del Instituto de Recursos Mundiales para México y Colombia, y quien se convertirá en directora general de presencia global y acción local.

Un quinto director general, aún por anunciar, es un líder global con más de tres décadas de experiencia en temas ambientales y de desarrollo quien supervisará el alcance global de la organización.

“Sobre la base de 40 años de impacto, WRI se prepara para el futuro”, dijo Ani Dasgupta, presidente y director ejecutivo de WRI a nivel global. “Nos honra nombrar a líderes tan respetados, apasionados y conocedores, quienes servirán como directores generales de WRI. Estas increíbles personas no sólo aportan una experiencia sin par en nuestro campo, sino que también brindan una humanidad y humildad excepcionales, y un verdadero espíritu de colaboración, todas cualidades necesarias para abordar los desafíos más urgentes del mundo para las personas y la naturaleza”.

El nuevo equipo de liderazgo de WRI incluirá también a Elizabeth Cook, vicepresidenta ejecutiva de gobernanza y desarrollo, Stientje van Veldhoven, vicepresidenta y directora de WRI Europa, Jocelyn Starzak, consejera general, y Kevin Moss, jefe de alineación institucional.

Los nuevos directores generales ayudarán a WRI a fortalecer la colaboración en su red global, mejorar la eficiencia y agilizar la toma de decisiones mediante el trabajo en equipo. Sumando colectivamente casi 70 años de servicio, el equipo aportará un amplio y profundo conocimiento sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta el planeta y llevará a WRI a una nueva era de enfoque estratégico e impacto.

Como la nueva directora de presencia global y acción local, Adriana Lobo, con base en Ciudad de México, impulsará el fortalecimiento de una red vibrante que se expanda por todos los países y regiones en los que opera WRI, llevará la voz de cada una de estas geografías a cada mesa de alto nivel en la que se tomen decisiones y se discutan estrategias, y alineará las estrategias globales, nacionales y regionales de WRI.

Lobo ha liderado WRI México y Colombia durante casi dos décadas, y continuará desempeñando un papel como asesora principal en el programa de ciudades, el cual ayudó a construir.

“Me apasiona el poder de WRI para abordar las crisis climáticas y de la naturaleza de una manera centrada en las personas”, dijo Adriana Lobo. “Se está produciendo una gran transformación global, y el nuevo equipo de directores generales trabajará con nuestro personal global para garantizar que WRI aproveche su amplia experiencia a nivel de país para impulsar una estrategia hacia un mundo justo y equitativo”.

“Adriana ha sido una querida líder en WRI México y Colombia y del programa Ciudades (anteriormente CTS EMBARQ México) durante 18 años, y es conocida como una persona innovadora y una defensora del personal. Adri ha demostrado constantemente su capacidad para asumir objetivos programáticos ambiciosos y cumplirlos dentro del contexto de ese país para lograr el máximo impacto. Este será un gran activo en su nuevo rol”, dijo Ani Dasgupta en su mensaje sobre la transición.

Con el apoyo del consejo de WRI México, WRI realizará una búsqueda de la siguiente persona que ocupará la dirección ejecutiva para WRI México y Colombia. Mientras tanto y a partir del mes de julio, Angélica Vesga, directora de asuntos públicos y comunicación para WRI México y Colombia, se desempeñará como directora ejecutiva interina para ambos países. Junio será el mes de la transición para el paso de mando.

Fernando Páez, anteriormente director de movilidad urbana para México y Colombia y quien lleva más de 10 años de colaboración con la institución, se convierte en el nuevo director adjunto para WRI en Colombia.

Asimismo, Carlos Orozco se integra al equipo de WRI México como gerente senior de movilidad.

Durante las últimas décadas, WRI ha pasado de ser una organización en su mayoría basada en Estados Unidos a una organización verdaderamente internacional, con más del 60% de su personal radicado fuera de Estados Unidos y con oficinas en 12 países. Como tal, los nuevos directores generales estarán ubicados en todo el mundo para ayudar a impulsar cambios globales y un mayor impacto en los países.

“España se convirtió en el sumidero de gas de Europa y lo coloca en una posición muy competitiva con respecto a otros países. El precio del pool podría caer por debajo de los 100 €MWh al llegar septiembre”, aseguró Antonio Aceituno, Consultor Senior en la Compra de Energía y CEO de Tempos Energía.

Como mencionó esta semana la ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, cuando comience a regir el tope, el precio fluctuará entre un 15 por ciento y un 20 por ciento menos del valor actual, ubicado en torno 180 euros por MWh.

Para Aceituno, esta medida podría llegar a provocar la baja de hasta el 30 por ciento del precio del pool mayorista. “Es un escenario muy positivo para mis clientes industriales”, resaltó. 

El experto hizo un análisis de las oportunidades que surgen en el contexto actual para el mercado ibérico en el programa Alto Voltaje. 

Comentó que se está dando un movimiento de GNL a nivel mundial provechoso para la península y particularmente para España donde se concentran un cuarto de las regasificadoras de todo el continente.

Explicó que de todos los gases consumidos en el mes de abril en España, un 88 por ciento provino de los barcos de GNL estadounidenses que antes iban a China. 

El país oriental está importando un 18 por ciento menos interanual y produciendo más gas. Asimismo, Francia está vertiendo energía a través de los dos gaseoductos que lo conectan al país galo. 

Este contexto resultó en que España finalice el mes de mayo con el 67 por ciento de su inventario mientras que otros países europeos solo alcanzan el 36 por ciento. Para llegar a un 90% en el invierno centroeuropeo. 

En la mira

El tope al gas se convertiría en una medida ejemplificadora para el resto de los países europeos que también sufren la emergencia energética tras el conflicto con Rusia. 

Como comentó Ribera a los periodistas durante el inicio del desmantelamiento de la Refinería de Cepsa en Tenerife, “lo más importante es lograr la reducción del precio que ha habido en los últimos meses y la tendencia de que da seguridad al suministro ante el corte de gas que ha habido de Rusia a Finlandia”.

Asimismo se expresó en gratitud con la Comisión Europea por el respaldo de la excepción ibérica. 

Países como Italia se mantienen expectantes a los avances del tope para poder implementarlo en su economía. 

Durante el webinar “Energía undimotriz. Aprovechamiento de la energía del mar”, Raúl Villa Caro, Dr. Ingeniero Naval y Oceánico, destacó: “El potencial existente en España, tanto en la costa Cantábrica, como en Galicia y Asturias en particular es de los mayores del mundo. Debe ser un recurso para poder explotar en un futuro cercano”, indicó el Ingeniero Naval.

Señaló que Galicia es uno de los puntos primordiales para la utilización de esta tecnología, que aprovecha la energía cinética y potencial del oleaje producido por el viento.sobre todo en sus playas del mar Cantábrico.

“En la comunidad gallega existen olas de gran valor a futuro, presenta los valores de energía de oleaje más elevados de España, con potencias medias entre 40 y 45 kW/m.

Así también, el ingeniero experto indicó que la energía proveniente de las olas, y que su concentración es cinco veces mayor que la de la eólica, y de diez a treinta veces superior a la de la fotovoltaica.

Además, recalcó que España es el país con más instalaciones de I+D dedicadas a la eólica flotante, y las otras energías del mar, de todo el continente europeo.

En este sentido, Villa Caro hizo hincapié en la hoja de ruta que incorpora la tecnología undimotriz. Esta es la que envuelve el desarrollo de la eólica marina y energías de mar, que apunta a convertir el país en una referencia europea en el diseño e instalación de energías renovables en el entorno marino.

Allí, se pone como objetivo que haya entre 40 y 60 MW de potencia instalada en 2030, de emprendimientos que se basen en mareas y olas.

Asimismo, destacó el Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE) Naval, un proyecto de ayudas del gobierno destinado a impulsar las iniciativas de renovables en territorio naval.

Por otro lado, Villa Caro reparó en que no considera a las tecnologías dedicadas a la undimotriz como maduras, sino que todavía es una energía en fase de desarrollo y carente de un diseño optimo.

“Ninguna tecnología se impone sobre el resto. Se han realizado muchos experimentos y proyectos de investigación, pero de ellos emana la existencia actual de muchos desafíos técnicos, que deben resolverse antes de que se pueda disponer de dispositivos de generación eléctrica fiables y efectivos”, explicó el especialista.

Siguiendo esta línea, también advirtió que el desarrollo de proyectos energéticos marinos es un tema de discusión en la comunidad autónoma, dado sus conflictos con el sector pesquero local.

“Para intentar llegar a puntos de encuentro, la Xunta de Galicia creó el observatorio de eólica marina. Además las consellerías del mar y de economía plantearon a este organismo la posibilidad de desarrollar una zona experimental para poder investigar la tecnología y su interacción con la actividad pesquera”, comentó Villa Caro.