De a poco el Gobierno de Colombia está reglamentando la Resolución CREG075 de 2021 (ver en línea), la cual fija una nueva mecánica en relación a la ocupación del espectro eléctrico, prometiendo su saneamiento: Quitando a proyectos que tienen su plazo de puesta en marcha vencido y no cuentan con una garantía que los ampare.

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, explica que actualmente la UPME “está definiendo qué puntos de conexión se liberan porque hubo empresas que pidieron recursos de reposiciones”.

Según el dirigente, la UPME calcula que, de los emprendimientos en ‘espera’, que ocupan unos 17.000 MW con puntos de conexión, se liberarían alrededor de 7.000 MW con esta nueva resolución.

¿De qué manera se reasignarán? Una vez desplazados los proyectos ‘irregulares’, la Resolución 075 exige no sólo garantías más rigurosas sino una mecánica de asignación diferente.

Corredor indica que la UPME ponderará cuatro aspectos al momento de conceder puntos de conexión: Si se cuenta con permisos de impacto ambiental; el volumen de producción de emisiones de CO2; el costo-beneficio al sistema (como aportes que pudiera hacer el proyecto en cuanto reducción de pérdidas); y la flexibilidad que aportará el emprendimiento al sistema. Aún no se ha determinado cómo se ponderarán cada uno de ellos.

Una vez que se apruebe el punto de conexión, el inversor tendrá dos meses para abonar garantías, que consisten en 10 dólares por kW (antes era de 1 dólar por kW), y deberá indicar una Fecha de Puesta en Operación (FPO), la cual será difícil de modificar.

El Director de SER Colombia calcula que la liberación de los puntos de conexión se dará a conocer en el mes de marzo. Y entre mayo y junio se pondría en marcha todo el nuevo sistema.

“Esto generará un manto de certidumbre a los inversores. Todas las empresas van a saber cómo serán calificados, se sabrá dónde hay puntos de conexión. Se tendrá mejor información y elementos de análisis para avanzar con un proyecto”, resalta Corredor

Controversias

Si bien todos los empresarios del sector están de acuerdo con el saneamiento del sistema eléctrico que propone la Resolución 75, ya que hay muchos inversores con intenciones de avanzar con proyectos en Colombia pero no lo pueden hacer por falta de capacidad de red, algunos se manifiestan en desacuerdo por la metodología.

Actores reclaman que la UPME no está respetando a las empresas que hace años esperan por un lugar en el espectro y que esa espera no está siendo ponderada en la nueva fórmula.

Consultado al respecto, Corredor relativiza este punto. Sostiene que todos los jugadores deberían acogerse a las mismas reglas y que sea el puntaje el que termine por definir las asignaciones.

“La resolución exige que los proyectos deban presentarse nuevamente y empezar de cero, y así deberá ser”, opina el gremialista.

El proyecto de Ley 22.392 se encuentra en etapa de presentación de mociones vía artículo 137 del Reglamento Interno de la Asamblea Legislativa; el cual permite que todos los Diputados puedan presentar mociones tendientes a modificar algún extremo en la redacción de este.

Los comentarios positivos recibidos hasta el momento y las medidas concretas que se implementaron al inicio de este año elevan las expectativas por su aprobación.

“El 2022 lo empezamos con una modificación en las tarifas del ICE en la que ARESEP autoriza, de manera temporal, a que los usuarios del ICE conectados en Alta Tensión puedan usar la tarifa de usuario directo (T-UD) para la producción de Hidrógeno Verde”, señaló en un hilo de twitter el diputado Erwen Masís, impulsor del proyecto de Ley para la Promoción e Implementación de una Economía de Hidrógeno Verde en Costa Rica.

A través de un mensaje compartido para las redes sociales de Energía Estratégica, el diputado aseguró que las primeras empresas ya están llegando al país y, entre ellas, la australiana Kadelco firmó hoy un acuerdo de Asociación Público Privada con el ICE para la instalación de una industria para la producción de Hidrógeno Verde a partir de una inversión de $3.3 billones y la creación de 2600 puestos de trabajo.

📢¡Anuncian nueva asociación público privada entre el ICE y una empresa australiana para impulsar hidrógeno verde en Costa Rica!

Compartimos el testimonio del diputado @MasisErwen, impulsor del proyecto de Ley de #H2 en #CostaRica#Hidrógeno #EnergíasRenovables #CR 🇨🇷 pic.twitter.com/YUYFpLkltB

— Energía Estratégica (@energia1234) February 23, 2022

Según amplió el equipo de trabajo del diputado del Partido Unidad Socialcristiana (PUSC), justamente esta semana se prevé la habilitación del 2do día para presentación de mociones donde podrían encontrarse más consensos que desacuerdos.

“El jueves 24 de febrero, es probable que avance en la Asamblea Legislativa la aprobación en primer debate del proyecto de H2v», auguraron.

Por su parte, desde el sector privado mantuvieron cierta cautela al referirse al tema pero los pronósticos siguen indicando que se llegaría a una definición en este primer trimestre:

“Esperaríamos que la votación en primer debate de este proyecto sea a finales del mes de marzo si la dinámica y agenda del Plenario Legislativo así lo permite”, consideraron.

William Villalobos, CEO de Core Regulatorio, firma costarricense especializada en Regulación de Servicios Públicos, explicó que las bases ya se están forjando:

“El país está en una apuesta decidida -desde el Gobierno de la República- por consolidar una Economía de Hidrógeno Verde:

a) se cuentan con estudios preliminares de mercado,

b) está en curso la “Estrategia Nacional de Hidrógeno” impulsada por el MINAE,

c) se publicó el Decreto No.43466 “Oficialización de la Política para el Aprovechamiento de los Recursos Excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional para el Desarrollo de una Economía de Hidrógeno Verde

d) tal como lo indicó el diputado Masis, la ARESEP fijó al ICE la tarifa de Usuario Directo (T-UD) que incluye -por primera vez- para aquellos agentes económicos interesados en la producción de H2v un costo que ronda entre $0,03 y $0,05 por KWh consumido; tarifa muy favorable para el escenario en donde la producción de H2 se dá utilizando la energía eléctrica de la red”.

¿Qué valores de LCOH se podrán lograr? Según repasó Villalobos, estudios preliminares han concluido que Costa Rica podría estar demandando 611 kton de H2 por año en escenarios promedios al 2050.

En línea de lo anterior, reveló que partiendo de datos de LCOE a nivel de diversas fuentes renovables variables (eólico y solar) se proyectan costos nivelados de hidrógeno en donde los escenarios más optimistas al 2050 presentan costos de entre 1,24 y 1,45 USD/KgH2.

¿Qué recaudos habrá que tener para garantizar aquellos precios competitivos? Villalobos amplió:

“Si bien, en nuestro país y región aún no casos de comercialización de Hidrógeno Verde; lo cierto del caso, es que en materia de contratos para este vector -así como en cualquier tecnología de la industria de la renovables- deben tenerse en cuenta ciertas pautas que resultan medulares a considerar:

(a) asesoría altamente especializada en regulación (legal, técnica y económica);

(b) cláusulas que versen con aspectos referidos a la disponibilidad y seguridad del suministro, imprevistos, resolución de controversias con especial énfasis en la adopción de cláusulas DAB (Dispute Adjudication Board), con expertos que entiendan muy bien el Derecho Energético y la Regulación”

De allí, el CEO de Core Regulatorio agregó que para este tipo de proyectos habrá que considerar otros aspectos que van de la mano con la bancabilidad y que precisamente el contrato responda a ello; entre otras condiciones que estarán asociadas a garantías de compra en el largo plazo y condiciones de precio que aseguren el retorno de las inversiones y márgenes de utilidad en salvaguarda del equilibrio económico del mismo.

Por último, valoró de mucho cuidado la variabilidad de los precios de la electricidad y suministro de agua, ambos insumos relevantes a la producción de H2v. Por lo que, agregó que dichas externalidades deberán preverse contractualmente.

El lunes 21 de febrero de 2022, la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica, participó en el foro 22A “Usuarios, Pueblos Indígenas y Electricidad” del Parlamento Abierto, sobre la iniciativa de reforma constitucional en materia eléctrica, que el titular del Ejecutivo Federal, Andrés Manuel López Obrador envió a la Cámara de Diputados, la tarde del jueves 30 de septiembre de 2021.

En primer término, a manera de contexto, presentamos a la AMIF; una Asociación que reúne a 81 empresas, distribuidas en 14 estados de la República, 65% de las cuales son instaladoras de sistemas fotovoltaicos, en generación distribuida, el resto son proveedores.

Las empresas instaladoras, en su mayoría son pequeñas y medianas empresas, mexicanas, fundadas por jóvenes, que crean y mantienen empleos profesionales y que forman parte de una gran cadena de valor que también genera empleos, bienestar y prosperidad para muchos mexicanos.

Lo que las empresas fotovoltaicas aportan al país, además de energía, es crecimiento económico, empleo; su actividad hace que este país sea más próspero y permite a los ciudadanos ejercer la libertad de gestionar su propio consumo y uso de energía; obtener ahorros en su gasto, y en este momento crítico, contribuir a su recuperación económica.

La AMIF ha sido y puede ser un apoyo para la transición energética, promover las buenas prácticas, impulsar la creación de empleos y contribuir a la profesionalización de las empresas y sus trabajadores. Es muy importante decir que como Asociación no tenemos ninguna posición política, y que nuestra misión es llevar el sol a las personas para que ejerzan con libertad su derecho a resolver y manejar sus necesidades energéticas.

En la iniciativa y en toda la discusión pública a partir de ella, se ha hablado muy poco de la Generación Distribuida, de hecho no se ha tocado en 21 foros de este parlamento abierto y no se ha dicho cuáles son las políticas públicas que se planean para su instalación y operación.

Se le ha mencionado, pero solo como “Paneles en los techos de casas y en el sector agropecuario”. Dado que el apartado de “Transición energética” de la iniciativa menciona a la Generación Distribuida como uno de los instrumentos a promover, para llevarla a cabo, vemos necesario definirla con claridad.

La generación distribuida es la generación de energía eléctrica a pequeña escala (menos de 500 kW), ubicada en el centro de carga o lo más cercana a él, con la opción de interactuar con la red eléctrica y puede aplicarse a centros de carga Residenciales, Comerciales e Industriales. De hecho, juega un papel muy importante para el suministro de electricidad en las comunidades alejadas, entre las que se cuentan muchos pueblos indígenas.

Para el Sistema Eléctrico Nacional existen múltiples ventajas de la generación distribuida, una relevante es que reduce las pérdidas de energía del sistema; en México se pierde en torno al 15% de la energía que se transmite en la red. Aunque en algunos casos la Generación Distribuida puede representar retos técnicos para la CFE, también le ayuda a resolver muchos más problemas; por ejemplo, le permite aplazar inversiones, atender cargas alejadas, mejorar la confiabilidad y seguridad de la red, reforzar las redes de transmisión y distribución, diversificar la matriz energética, tener más holgura en sus pronósticos y en el balance de la Carga y la Generación.

Para los usuarios la generación distribuida les permite consumir energía limpia, ahorrar en su consumo eléctrico y en el caso de los negocios los hace más eficientes.

Aun cuando la Generación Distribuida ha crecido mucho y constantemente, estamos muy por debajo de nuestras posibilidades como país, esto es, en torno al 2.45% de la capacidad de alojamiento de generación distribuida en circuitos eléctricos de media tensión.

Esta escala de generación es una alternativa tecnológica viable para contribuir a satisfacer la demanda de electricidad e impulsar el desarrollo de energías renovables de manera eficiente, con menores efectos para el Sistema Eléctrico Nacional, y democrática, pues también se traduce en empleo, en ahorro para el usuario y es una forma en la que los ciudadanos ejercen sus derechos.

Por todo lo mencionado, y tal como se expone en el Plan Nacional de Desarrollo, la Generación Distribuida juega un papel importante y es indispensable impulsarla; estamos de acuerdo en que sea de manera ordenada, sin desatender la confiabilidad del sistema y regulando la calidad de los componentes y de la instalación.

La Reforma implementada en 2013, tiene áreas de oportunidad y consideramos que se puede trabajar de manera conjunta en pro de un abasto suficiente y confiable de energía; pero creemos que no se requiere un cambio constitucional para este objetivo.

Desde que se envió la iniciativa, los funcionarios de la Secretaría de energía y de la Comisión Federal de Electricidad han explicado públicamente que la Generación Distribuida continuará y no se verá afectada, que en realidad será promovida por el gobierno federal; sin embargo, las leyes, y más aún la Constitución Política del país, trascienden las acciones inmediatas y las interpretaciones particulares; estas se analizan a la letra y se interpretan en el largo plazo, para dar certidumbre a los ciudadanos.

Debemos entonces analizar objetivamente la redacción del texto e interpretar los impactos que tendría de aprobarse tal como está escrita:

En el nuevo párrafo séptimo, del artículo 27 dice: “El Estado queda a cargo de la Transición Energética y utilizará de manera sustentable todas las fuentes de energía de las que dispone la Nación…”
En el artículo 28, nuevo párrafo sexto, dice: “La Comisión Federal de Electricidad estará a cargo de la ejecución de la Transición Energética en materia de electricidad, así como de las actividades necesarias para esta.”
En el quinto artículo transitorio dice: “Para la Transición Energética soberana se establece: política industrial para la electricidad, desde la transformación de recursos naturales, hasta la manufactura de equipos para usos finales; ciencia y tecnología nacional; propiedad intelectual del Estado, de tecnologías, sistemas y equipos; manufactura por entidades públicas de componentes y equipos considerados críticos; financiamiento de la banca de desarrollo y mercado nacional para crear empresas públicas, sociales y privadas de capital nacional.

Estos artículos excluyen a las empresas privadas que instalan sistemas fotovoltaicos y a toda la cadena de valor de la Generación Distribuida y habrá que tener en cuenta los costos de esta Transición energética que, de acuerdo con el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático, en un estudio del 2017, ascienden a 67,750 millones de dólares para el periodo 2014-2030.

En el Segundo artículo transitorio, inciso A, dice: “Los permisos de generación eléctrica otorgados y los contratos de compraventa de electricidad con el sector privado, se cancelan, así como las solicitudes pendientes de resolución.”

Si bien los ciudadanos que poseen sistemas fotovoltaicos en la modalidad de Generación Distribuida no requieren permiso, si han suscrito contratos. La única interpretación posible es que todos los contratos de nuestros usuarios serían cancelados una vez que esto entre en vigor. Específicamente, en la cláusula octava, inciso C de los contratos de contraprestación se especifica como causa de terminación: “La modificación o contravención a las disposiciones que establece la Ley de la Industria Eléctrica, su Reglamento o a cualquiera de las Disposiciones Legales y Administrativas aplicables.”

En el Tercer artículo transitorio dice: “Los órganos reguladores coordinados en materia energética Comisión Nacional de Hidrocarburos y Comisión Reguladora de Energía, se suprimen. Su estructura y atribuciones se incorporan a la Secretaría de Energía, en lo que corresponda.”

Esto nos preocupa mucho, pues un regulador independiente vigila que todos los actores del sector estén alineados al interés general y vela por la confiabilidad del sistema; ayuda a dirimir las diferencias entre estos actores, tanto públicos como privados y esto da confianza a consumidores e inversionistas. La iniciativa reconoce la importancia de la regulación, pero propone eliminar al regulador.

Su aplicación abriría margen a la discrecionalidad en la toma de decisiones, que impactarían la rentabilidad de las inversiones y provocarían desequilibrio en la relación entre usuarios, contratistas y suministrador desdibujando la oportunidad de participación del sector privado; la CFE sería un participante que establece reglas, tarifas, permisos y contratos; existiría una única ventanilla para la solución de controversias y estaría en la CFE.

En caso de que desapareciera la CRE, se pone en riesgo toda la normatividad, la regulación, manuales, certificaciones y contratos emitidos por ella, pues al no existir la instancia emisora, podrían quedar invalidados.

En el Segundo transitorio, inciso H, dice: “La CFE determinará las tarifas de las redes de Transmisión y Distribución, así como las tarifas para usuarios finales.” Tarifas, que hasta ahora fija la CRE y anteriormente fijaba la SHCP; lo que entre otras distorsiones puede, por ejemplo, llevar a que los consumidores decidan artificialmente abandonar la GD al tener un precio menor en unos casos y en otros podría hacer más atractiva la GD artificialmente.

Además de las afectaciones que ya han tenido la pandemia y las iniciativas de política pública desde marzo de 2020, de aprobarse la reforma se prevé un escenario de alta incertidumbre que afectará al mercado de la generación fotovoltaica. La reforma pone en riesgo 270 mil inversiones (según la última estadística de la CRE), con valor aproximado de 35 mil millones de pesos y futuras inversiones por más de 300 mil millones de pesos, afectando toda la dinámica económica de una extensa y nutrida cadena de valor y provocando daños al empleo y la economía del país.

Por otro lado, hay que contemplar que los sistemas se diseñan calculando cuál es la proyección financiera para la inversión; si se hacen cambios regulatorios, afectará a todos los ciudadanos que legítimamente se basaron en las normas vigentes para invertir.

El 28 de agosto de 2014 se publicó el Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que tiene entre sus responsabilidades cuidar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución.

La iniciativa que hoy nos ocupa, abiertamente vulnera este derecho. Los usuarios no son simples pagadores de recibos, sino ciudadanos con la inquietud y el derecho de interactuar con la red eléctrica, de manejar su propia energía, de aprovechar los recursos naturales a su alcance, de almacenar energía, de utilizar la movilidad eléctrica entre otras posibilidades.

Estas medidas son contrarias al interés general del país, al de los usuarios, al de los empresarios de nuestra industria e incluso al de la CFE, pues pierde los beneficios antes señalados y la posibilidad de disminuir los subsidios que otorga.
La iniciativa centraliza las decisiones y va en contra de la libertad de los ciudadanos para gestionar su propia generación y su propio consumo energéticos.
Estas medidas establecerían que la innovación, la capacidad de emprender, de crear y participar en el cambio tecnológico, no van a estar en manos de cualquier ciudadano, sino de quien el estado elija.
Para el sector energético y para el país sería perjudicial que desaparezcan los órganos reguladores autónomos.
Es necesario seguir apoyando la participación de las empresas instaladoras de generación solar distribuida, su profesionalización y crecimiento. Lo que ellas hacen trae beneficios para la CFE, para las empresas, sus trabajadores y para los usuarios de energía.
La industria requiere claridad de parte de las autoridades sobre los planes que tienen respecto a la GD y el papel de las empresas privadas en ella.

La finalidad de este proceso es la contratación de una firma especializada para la estructuración de un Proceso Público de Selección para la concesión del proyecto hidroeléctrico Santiago, que incluye el financiamiento, diseño, construcción, implementación, administración, operación y mantenimiento, por un plazo de 30 años; será la central hidroeléctrica más grande en la historia del país.

La primera etapa del proyecto hidroeléctrico contará con una potencia instalada de 2.432,70 MW, su Casa de Máquinas tendrá 8 unidades de generación, tipo Francis, de 304,10 MW cada una. Su producción anual será de aproximadamente 14.573 GW/hora al año. La construcción requerirá una inversión de USD 3.000 millones, sin contar con la inversión en la construcción de la línea de 500 mil voltios para evacuar su energía.

El proyecto hidroeléctrico Santiago al momento cuenta con los estudios actualizados. Se planifica que su construcción durará seis años (72 meses). Para la contratación del estructurador, la Gerencia General de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) realizó una convocatoria a personas jurídicas públicas o privadas, nacionales o extranjeras, a participar en este proceso, que tiene un presupuesto referencial de USD 6.71 millones y un plazo de ejecución de 18 meses (540 días).

El proceso para la ejecución del contrato del estructurador se realizará por etapas. La fase uno se realizará hasta ciento ochenta (180) días calendario, contados desde la suscripción del Contrato; la Fase dos, hasta trescientos sesenta (360) días calendario, contados desde el inicio del Proceso Público de Selección hasta la firma del Contrato de Concesión.

Conforme el procedimiento establecido, el oferente deberá establecer los plazos ofertados para cada fase, de acuerdo con el cronograma de trabajo presentado en su oferta. Para proceder a la fase dos, CELEC EP remitirá los productos de la fase uno al Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables para que dicha Cartera de Estado determine la pertinencia de continuar con el proceso y gestione las autorizaciones necesarias, luego de lo cual se notificará por escrito la fecha a partir de la cual el Estructurador iniciará los servicios establecidos en la fase dos y empezará el cronograma definido.

Cabe recordar que en la página web de CELEC EP (https://bit.ly/3p3IYUd) se pueden encontrar todos los archivos relacionados con el proceso de contratación de un estructurador, entre ellos pliegos, términos de referencia, informe ejecutivo de diseños definitivos y actas de preguntas, respuestas y/o aclaraciones.

El desarrollo de este proyecto se enmarca en el Plan Maestro de Electricidad PME 2018 – 2027 y en los ejes del Decreto 238, que establece una nueva política para el sector eléctrico, enfocada en garantizar el abastecimiento futuro de energía, confiable y segura para incentivar la creación de nuevas oportunidades de inversión, en beneficio de todos los ecuatorianos.

El superintendente de electricidad, Rafael Velazco Espaillat, convocó a los representantes de ASOFER – Asociación para el Fomento de Energías Renovables, Asociación Dominicana de Sistemas Aislados (ADOSEA), Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica y el Consejo Unificado de las EDES, para escuchar sus observaciones en relación con la propuesta para el Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía que trabaja la Superintendencia de Electricidad.

Este borrador del Reglamento había sido socializado previamente con los grupos de interés el pasado 3 de febrero. Durante ese primer encuentro, les fue otorgado a éstos un plazo para enviar sus observaciones sobre el documento, por escrito, a la SIE.

Nuevamente, durante la reunión convocada por el superintendente Velazco el día de hoy, los representantes de todos los gremios participantes expusieron sus observaciones. Adicionalmente, se les otorgó una extensión para que puedan remitir, de nuevo por escrito, sus observaciones las cuales deberán ser recibidas antes del 16 de marzo.

La propuesta para este Reglamento surge por la necesidad, ante los grandes avances y desarrollo que han experimentado las tecnologías renovables en el país, de actualizar las normas que rigen este sector ya que la reglamentación actual data del año 2012.

Canadian Solar es una de las empresas del rubro fotovoltaico más importantes del mundo. Ha vendido más de 63 GW en módulos solares a más de 160 países, equivalentes al consumo de 14,9 millones de hogares.

Según informó la propia empresa, la cual cuenta con más de 14.000 empleados, actualmente tiene un pipeline de 24 GW de proyectos solares y 21 GWh de proyectos de almacenamiento.

Parte de esta estrategia de expansión está puesta dentro de Latinoamérica. En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Álvaro Hernández​, Business Development Manager para la región de Canadian Solar, cuenta cuáles los planes de la empresa.

¿Qué objetivos se está proponiendo Canadian Solar para Latinoamérica, tanto en desarrollo de proyectos como en venta de módulos fotovoltaicos?

El objetivo en la región es, además de continuar con la ejecución de los 3 GW de proyectos fotovoltaicos y 465 MW en almacenamiento que actualmente nos han sido adjudicados, aumentar nuestro portfolio de proyectos y diversificar nuestra posición regional.

Nos proponemos ir más allá de los países donde actualmente tenemos presencia consolidada (Brasil, México, Argentina, Chile y Colombia) poniendo un foco especial en almacenamiento, donde Canadian Solar, a través de su línea de negocio Global Energy, ya cuenta con un portfolio contratado y en construcción a nivel global que supera los 3,360 MWh.

¿Cuáles son los países de la región que les resultan más atractivos?

Actualmente Brasil representa aproximadamente un 70% de la cartera de proyectos con contratos de compraventa de energía (PPAs) adjudicados que Canadian Solar está desarrollando y construyendo en Latinoamérica.

Sin duda seguimos esperando que su atractivo se mantenga en los próximos años, principalmente impulsado por el crecimiento económico y de demanda: de acuerdo a las proyecciones del Ministerio de Energía y Minas brasileño, se espera que la capacidad instalada se incremente un 38% en el periodo 2021 – 2031, que equivale a más de 75 GW, de los cuales el 83% correspondería a nueva capacidad renovable.

Además, la asociación ABSolar espera que en solo en 2022 se instalen 12 GW de nueva capacidad fotovoltaica, de los cuales 3,2 GW corresponderían a proyectos utility-scale.

Otro país en el que desde Canadian Solar nos encontramos muy activos es Chile, donde la agenda política y regulatoria ha venido impulsando el desarrollo de energías renovables convirtiendo al país en referencia mundial, y uno de los más ambiciosos en cuanto a planes de descarbonización.

En chile actualmente nos encontramos desarrollando más de 300 MW repartidos en dos proyectos de generación fotovoltaica que incluyen sistemas de almacenamiento de energía con baterías y estamos aumentando nuestro pipeline de proyectos en el país.

Colombia también se ha convertido en un referente en cuanto a transición energética, con lineamientos sólidos para incrementar la participación de las renovables más allá de la energía hidroeléctrica e impulsando iniciativas como las tres subastas de contratación de energía a largo plazo.

También se ha convertido en pionero en la región tras organizar la primera licitación para un sistema de almacenamiento de baterías standalone, en la cual resultamos adjudicados.

Por otro lado, seguimos monitoreando otros mercados en la región, siempre que se den las circunstancias regulatorias o un esquema claro y bancable de retribución para los proyectos fotovoltaicos con o sin almacenamiento, como podrían ser países como Perú o algunos países de Centroamérica.

Chile anunció una nueva Licitación de Suministro para este año. ¿Analizan participar?

Canadian solar tiene un importante trackrecord en el país, tanto a través del desarrollo de proyectos de pequeña escala (PMGDs) como en el segmento de proyectos utility-scale, por lo que continuamos analizando cualquier oportunidad de comercialización de la energía de nuestro pipeline y, entre las diferentes alternativas, estamos siguiendo atentamente la licitación publicada el pasado 8 de febrero y analizando actualmente los pliegos de la misma.

En la última licitación de Chile vimos que Canadian Solar hizo ofertas de parques solares con baterías. ¿Qué rol cree que jugarán las baterías en el mercado solar fotovoltaico de los años venideros?

Desde Canadian Solar consideramos que los sistemas de almacenamiento son ya una realidad y muy importantes para la evolución del mercado fotovoltaico en los próximos años, permitiendo mayor flexibilidad para una operación confiable.

En el caso de Chile, la distribución geográfica, la infraestructura de transmisión, la penetración de proyectos renovables, el proceso de descarbonización y la sequía de los últimos años, hacen el escenario perfecto para incorporación de soluciones de almacenamiento.

Las baterías también jugarán un papel clave en aplicaciones “behind the meter” a escala comercial e industrial, el área donde la infraestructura de transmisión es insuficiente o en sistemas aislados cuya confiabilidad requiere de mayor flexibilidad.

Colombia analiza una subasta a largo plazo de energías renovables para este año. De lanzarse, ¿participarían?

El pasado año en Canadian Solar resultamos adjudicados en la última subasta de largo plazo organizada por XM con nuestro proyecto Caracolí de 50 MW, y por supuesto que analizaremos con detenimiento nuevos procesos de subasta que sean convocados.

Además de la participación en este proceso, también el pasado año marcamos un hito clave tras la adjudicación en la primera subasta pública de un sistema de almacenamiento de energía con baterías standalone en la región, que se instalará en Barranquilla con el objetivo de aumentar la confiabilidad del sistema de transmisión regional.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) autorizó a una empresa renovable a inyectar más electricidad desde uno de sus centrales operativas hacia el Sistema Nacional Interconectado. 

Se trata de la entidad Orzunil I de Electricidad Limitada que presentó un proyecto de expansión de su Planta Geotermoeléctrica Zunil 1, para pasar de 24 MW a 28.63 MW, con la conexión eléctrica de su generador número 8 al sistema. 

Sin embargo, la CNEE resolvió ordenarle realizar una inversión de equipos de medición y control así como en esquemas de control suplementario, procurando aclarar que podrán revocar su autorización en caso de incumplimiento. 

La CNEE a través de la Resolución CNEE – 1-2022 emitida en el inicio de este año 2022, se resguarda bajo el argumento de garantizar la confiabilidad, continuidad y calidad del servicio de energía eléctrica.

De allí es que Orzunil I de Electricidad Limitada, si es que cumple con los requerimientos exigidos, podrá ampliar su capacidad y realizar la conexión de los nuevos equipos adquiridos durante el periodo comprendido entre el primer semestre de 2022 -fecha a partir de la cual se autoriza su ingreso- hasta el 30 de septiembre de 2024 -fecha en la que deja de tener efecto la resolución-.

Caso contrario, de no cumplir los requisitos y no interconectarse, la empresa deberá realizar una nueva solicitud de Acceso a la capacidad de Transporte para ese proyecto, presentando como mínimo nuevos estudios eléctricos que incluyan los cambios del Sistema de Transmisión existente, así como los datos y parámetros actualizados de los equipos a instalar.

Esta acción podría marcar un precedente para nuevos proyectos renovables o aquellos que como Zunil 1 proyectan expandirse tras su éxito en la producción. 

Puntualmente, la medida podría ir en detrimento de los bajos costos que está demostrando la tecnología. De acuerdo con la Dirección General de Energía del MEM, la geotérmica tendría un costo promedio de generación eléctrica de US$ 1.00 MWh. E inclusive impactar en otros proyectos renovables que se quieran ir incorporando a la matriz energética guatemalteca.

Al respecto, vale aclarar que el sector está expectante a dos licitaciones en las que las energías renovables esperan demostrar su competitividad. Una consistiría en un proceso para adjudicar contratos de hasta 15 años y otra, de corto plazo, pensada a contratar potencia y energía por un año estacional, de acuerdo a la demanda de la Distribuidora de Electricidad de Occidente, la Distribuidora de Electricidad de Oriente y la Empresa Eléctrica de Guatemala. 

El Secretario de Energía Dario Martínez expresó que «Esta inversión será muy importante para las localidades de Iruya y Orán, ya que con el PERMER seguimos apostando al desarrollo de las energías renovables a la vez que ampliamos el acceso a la energía para habitantes de zonas rurales en todo el país. Con programas como este seguimos potenciando el desarrollo y construyendo el país federal que nos plantean Alberto y Cristina».

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), de la Secretaría de Energía de la Nación, adjudicó la licitación pública para el diseño, construcción y operación inicial de dos plantas de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, así como sus respectivas conexiones a las redes de distribución, que abastecerán a 240 hogares, cuatro escuelas, dos centros de salud, dos destacamentos policiales y una oficina de registro civil de las localidades rurales de Rodeo Colorado y Los Naranjos, ambas en la provincia de Salta.

“El Proyecto permite garantizar electricidad segura, confiable y no contaminante a miles de argentinos y argentinas que hoy no tienen acceso, logrando un gran impacto en la vida cotidiana y el desarrollo socioeconómico de las comunidades rurales”, destacó a su vez el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

El ingeniero Jhon Jairo Toro, Gerente General de Air-e, reveló que la subasta que llevó a cabo la comercializadora dispuso una asignación final de cerca de 200 megavatios, equivalentes al consumo de más de 170.000 familias, de una reducción de emisiones por más de 128.000 toneladas de CO2 al año o a la siembra de casi 700.000 árboles.

Si bien no se detallaron cuáles son los emprendimientos adjudicados, la compañía indicó que se trata de proyectos solares en los departamentos de Bolívar, Magdalena, Sucre y Tolima.

Los adjudicatarios son firmas internacionales como Mainstream Renewable Power (Irlanda), Abo Wind (Alemania), Cox Energy (España) y Greenyellow (Francia), que firmarán los contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) “en los próximos días”, anunció Air-e.

De acuerdo a los pliegos de las bases de la licitación, las empresas deben entregar energía antes del 1 de enero del año 2024. Pero los proyectos tienen cuentan con un período de gracia de un año para empezar a funcionar.

Según pudo saber Energía Estratégica, la comercializadora, que atiende los clientes de los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira, quedó tan satisfecha con los resultados de la subasta que analiza lanzar convocatorias periódicas, de manera semestral.

“Esta subasta representa un importante hito para la compañía, sus usuarios y el país; pues se logra acceder a precios más competitivos que los vistos recientemente para el largo plazo, reducir la dependencia a los aportes hidrológicos en los embalses, contribuir con la transición energética construyendo una matriz de generación más resiliente y, aportar a la generación de empleo y al desarrollo económico en Colombia”, resaltó Toro.

Por su parte, desde Air-e señalaron que “en materia de precios, este nuevo mecanismo de subastas fomenta una mejor formación y da señales de largo plazo, las cuales son necesarias para el desarrollo y maduración del mercado de energía en Colombia, dado que usualmente los contratos se cierran a periodos menores de 5 años”.

¿Cómo surgió SESA?

SESA nace luego del huracán María que destrozó la red eléctrica de Puerto Rico y que marcó claramente la necesidad de cambiar el paradigma de generación y transmisión de un modelo centralizado a uno distribuido cercano o dentro de los centros de consumo a partir de fuentes locales como las renovables. 

Aquel consenso se convirtió en la ley 17 del 2019 que tiene origen como una legislación bipartidista donde SESA estuvo muy envuelto desde su inicio como stakeholder y que defendió que esta encamine a Puerto Rico a un futuro 100% renovable al 2050. 

¿Qué rol tiene su dirección dentro de SESA?

Pues muy importante. SESA es parte de la entidad llamada Solar Energy Industries Association (SEIA) que se enfoca en políticas públicas de todo Estados Unidos y delega a filiales locales el tratamiento en profundidad de ciertos temas.  

Nosotros en Puerto Rico por ejemplo, no sólo abordamos la temática de la energía solar sino que también le damos un lugar central al almacenamiento porque la disponibilidad de energía se vuelve crítica en determinados momentos. 

¿A qué principales retos de política energética se enfrentan este año? 

Primeramente, la Ley 17 del 2019 trae muchos desafíos ya que no sólo marca una meta 2050, sino que también tiene objetivos intermedios. El Plan Integrado de Recursos los ratifica indicando que al 2025 debemos lograr 40% de energía renovable siendo que hoy tenemos apenas el 3% renovable.  

También hay retos en los tramos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP), convocatorias que derivan del plan antes mencionado. 

Caso Puerto Rico, otro mercado que recupera su atractivo para desarrollar energías renovables

Y adicionalmente nos enfrentamos a la reestructuración de la deuda de la AEE que hoy trae incertidumbre al mercado y se prevé que pueda traer cambios que generen altos costos para los usuarios y las generadoras renovables. 

Sobre las convocatorias a RFP, ¿qué balance hace del “Trance 1”?

La primera pata que se supone que debería ser de 1000 MW, ya logró 844 MW fotovoltaicos y 200 MW en almacenamiento.

Ahora, estamos pendientes del anuncio que podría darse a conocer en los próximos días en relación a VVP, que son muchos techos solares con baterías. Sobre estos tenemos especial interés desde SESA porque en Puerto Rico ya hay como 5000 baterías Tesla a las que se le puede sacar una mayor utilidad con este tipo de aprovechamiento complementario. 

Puerto Rico aprueba 18 proyectos de energías renovables y almacenamiento en la isla

¿Hay dudas de si todos esos proyectos obtendrán contratos?

Hace muy poco tiempo, la Junta de Supervisión Fiscal mató de un golpe y porrazo a un montón de proyectos en escala industrial que se habían contratado porque entendió que estaban muy caros. Para esa Junta, caro significaba 11 ¢/kWh en aquel entonces. 

En este caso, con los RFP esperamos que haya un mayor éxito con los proyectos y que se les mantenga los contratos aunque no sepamos aún cuáles son los proyectos ni las condiciones de contrato que firmarán.  

¿Pone en duda la transparencia de los RFP? 

Al primer tramo se presentaron múltiples compañías y quedaron unas 18 como ganadoras. No sabemos quién ganó y todavía faltan las VVP. Pero sí sabemos porque trascendió por fuentes no oficiales que fue muy competitivo el proceso para las plantas fotovoltaicas en escala. 

¿Qué precio promedio se obtuvo? 

Se dice que es como 8.3 ¢/kWh. Eso es barato en Puerto Rico porque nosotros pagamos ahora mismo como 25 ¢/kWh por generación fósil.

¿Ese valor se podrá mantener en próximos procesos?

Los próximos tramos permitirán ajustar muchas cosas. Por ejemplo, si ahora sólo se terminan por cerrar los 844 MW, los 150 MW o 200 MW de más que se tenían previstos, se pueden agregar al próximo tramo y que resulte de 1200 MW. 

Sorpresa en Puerto Rico: ya se prepara la tercera subasta de renovables y almacenamiento

En lo que respecta a precios, esperamos que estos se puedan mantener. El hecho de que se haya despertado tal interés y que se hayan generado esos precios hace que ya sea una buena señal porque los privados supieron ver que, aunque existan riesgos en el mercado local, hay dónde apoyarse. Ahora, por ejemplo hay mucho apoyo de la administración de Biden, a través del departamento de energía, del de vivienda federal y más. 

¿Qué riesgos identifican? 

El tema más importante que le causa falta de certeza al inversor es que la PREPA/AEE sigue en un proceso de quiebra. Pero como dije, tenemos la palabra del gobierno federal que dice que va a mover el mercado, va a resolver la deuda del gobierno central y solucionará la deuda de la PREPA/AEE a continuación. 

¿Cómo impacta que Accion Group sea el coordinador independiente del tranche 2 y 3?

El ADN de PREPA/AEE siempre ha sido resistente a las energías renovables y a abandonar su paradigma centralizado con diesel y hasta ha mostrado inclinación al gas natural. Por eso, se entiende que se haya recurrido a la contratación de Accion Group como el coordinador independiente pero queremos ver qué nuevas complejidades trae esto porque quién contrataría finalmente sigue siendo la PREPA/AEE. 

¿Le plantearon estos temas al gobierno?

Sí, siempre enfocados en el tema de política pública y política regulatoria, en lo vinculado a energía solar y almacenamiento. 

¿Este año harán lobby?

Aquí al lobby lo llamamos cabildeo. Todo el tiempo estamos en conversaciones, ya sea con la Legislatura de Puerto Rico o con el Regulador -que es el Negociado de Energía-, hasta con las ramas ejecutiva completas sea el gobernador, el alcalde y hasta nos acercamos a los referentes de política pública federal en el Congreso de los Estados Unidos. 

Oportunidades para inversores: por qué apostar hoy a negocios sostenibles en Puerto Rico

Se acerca el 8 de abril, fecha clave en la cual sólo los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que hayan presentado su declaración en construcción podrán acogerse al régimen transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88).

Es decir, podrán percibir, durante un periodo máximo de 165 meses (casi 14 años), la remuneración del precio estabilizado de la energía generada, en lugar del nuevo esquema de bandas horarias que fija el DS88, el cual resulta menos conveniente para estos proyectos de hasta 9 MW, principalmente para los solares fotovoltaicos.

Por este suceso, la Comisión Nacional de Energía (CNE) recibió y recibe gran cantidad de solicitudes de proyectos que necesitan su declaración de construcción. Esto está generando que los funcionarios no den abasto.

Es por ello que, el viernes de la semana pasada, la entidad lanzó un oficio (descargar) donde indica que sólo garantizará la expedición de estos documentos para antes del 9 de abril a aquellos emprendimientos que se hayan presentado antes del 14 de marzo.

En diálogo con Energía Estratégica, Clemente Pérez, socio y líder del área de energía y recursos naturales e infraestructura del estudio de abogados Guerrero Olivos, indica que este oficio “tiene una parte positiva y una negativa” para las empresas.

“La negativa es que le pone presión a los desarrolladores que se quieren acoger al período transitorio del precio estabilizado y que pensaban hacer sus presentaciones para fines de marzo o principios de abril. Ahora sólo tendrán tiempo hasta el 14 de marzo”, precisa el experto.

¿Qué sucede si un proyecto se presenta después del 14 de marzo? Pérez explica que estos proyectos podrían obtener de todos modos su declaración en construcción antes del 9 de abril, pero que el Gobierno no le garantiza su obtención, quedando sujetos a la capacidad de gestión del Estado. A diferencia de los que la presenten en los tiempos indicados en el oficio.

Y, para el socio de Guerrero Olivos, esa es la parte “positiva” del aviso de la CNE: “Se explicita certeza jurídica para los proyectos que entren antes del 14 de marzo para poder revisar las presentaciones y poder acogerse al precio estabilizado”, observa.

El abogado asevera que el Gobierno “no cambia las reglas, sino que las aclara”. Es decir, con esta medida “la CNE se está anticipando por si llegara a haber algún tipo de litigio, avisando que garantizará la revisión de los documentos según determinados plazos”.

Pérez indica que el Decreto Supremo 88 (DS88) es claro y sostiene que la resolución de declaración en construcción se debe presentar a más tardar el 8 de abril.

PowerChina Americas acumula proyectos de energías renovables ejecutados en más de 10 países del continente, manteniendo un pipeline de proyectos constante desde hace más de cinco años.

La tecnología de generación a implementar no sería una barrera, la empresa ya tiene en operación centrales eólicas, solares e hidroeléctricas emblemáticas que han potenciado las matrices productivas en distintas localidades aisladas de pequeños y grandes mercados. Inclusive en otras regiones está incursionando en generación por concentración solar y hasta hidrógeno.

Entre los hitos más recientes de la compañía en Latinoamérica, PowerChina destaca la reciente firma del Acta de Aceptación Provisional de la Central Hidroeléctrica Arenal (60 MW) en Honduras.

“Ganamos el elogio de capacidad de cumplimiento desde el Comitente”, comunicó ayer Tu Shuiping, presidente de una de las seis sedes regionales de Latinoamérica de Powerchina International Group Limited.

Aquel proyecto no se trata de su primer emprendimiento renovable construido en Honduras, ni mucho menos el primero en la región.

En la Nación de las cinco estrellas PowerChina también ha participado de las obras de Patuca III (104MW). Y más hacia el sur, en otros países tiene expertise no sólo en hidroeléctrica, sino también en otras tecnologías como eólica y solar.

Un caso testigo es Argentina donde la empresa ha logrado posicionar sus negocios desde la Puna hasta la Patagonia en más de 5 proyectos de distintas escalas y tecnologías.

¿Qué proyectos finalizará este año? “Los dos proyectos en Córdoba. Cura Brochero y Villa María”, aseguró Tu Shuiping en respuesta a Energía Estratégica.

En detalle, esos proyectos, Parque Solar Villa María del Río Seco de 20 MW de potencia y Parque Solar Cura Brochero de 17 MW que pertenecen a la empresa Neuss Fund Llcson, cuentan con contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable con CAMMESA tras resultar adjudicados en la Ronda 2 del Programa RenovAr.

Además de aquellos, sólo en Argentina, la empresa china comunica que continuará su expansión con obras en La Rioja -vinculadas a la ampliación de Arauco-, en Salta -para cubrir la demanda de las actividades en una mina de litio con un proyecto solar offgrid de 120MWp junto a almacenamiento de 72MWp-, entre otras provincias más.

Por otro lado, Powerchina también confirmó a través de redes sociales que ha firmado contratos para llevar a cabo el EPC de parques solares en Colombia. Más precisamente declaró que tendría un compromiso por 9.9MW en un caso y con otro de 164 MW, cifra no menor.

Ingeteam ha cerrado el año 2021 creciendo de manera notable a pesar de la situación derivada de la pandemia. Durante el año pasado la compañía suministró 4.229 MW para la industria fotovoltaica y el almacenamiento de energía a nivel global, cifra que representa el mejor registro en la historia de la compañía. Además, en 2021 Ingeteam firmó 1,5 GW en contratos de operación y mantenimiento para el sector solar fotovoltaico.

Estos datos ponen en valor la importancia de Ingeteam como actor clave en la transición energética que estamos viviendo. Con el objetivo de 0 emisiones marcado por la UE para la agenda 2030, la compañía trabaja para contribuir a la consecución de ese hito, así como a la incrementación de generación de energía limpia para todo el mundo.

Y es que, aunque los principales mercados para la compañía vasca durante el pasado año fueron España, Australia, Estados Unidos, Brasil, Chile y Colombia, los productos vendidos por Ingeteam fueron instalados en 23 países de los cinco continentes; afianzándose como empresa referente en todo el planeta.

José Luis González, director comercial del negocio fotovoltaico de Ingeteam, ha destacado que el objetivo de Ingeteam es «afianzar nuestra posición en los mercados donde estamos más activos y asentados, sin perder de vista nuevas oportunidades que surjan en otros países con buenas perspectivas de crecimiento».

La empresa dispone de un amplio portfolio de productos que abarca desde inversores de string, dirigidos a sistemas residenciales, comerciales e industriales; hasta inversores centrales dirigidos a grandes plantas de cientos de megavatios. De hecho, en 2021 Ingeteam ha suministrado sus inversores fotovoltaicos para once plantas con una potencia igual o superior a los 100 MW. En ese grupo de grandes plantas solares destaca Francisco Pizarro, la planta fotovoltaica más grande de Europa (590 MWp).

Almacenamiento de energía

El almacenamiento de energía supone un sector clave para Ingeteam, donde la empresa se ha posicionado como referente de cara al gran desarrollo que se espera en el corto/medio plazo para este tipo de sistemas, tanto a nivel residencial como a gran escala. De hecho, Ingeteam comercializa sus convertidores de baterías para ambos segmentos, y el pasado año suministró más de 400 MW y logró adjudicarse contratos por total de 1 GW. Dichos acuerdos de suministro se centraron principalmente en Estados Unidos, España, Australia, Chile y Reino Unido.

Líder mundial en prestación de servicios de Operación y Mantenimiento

Además, la compañía ha registrado un nuevo récord anual en potencia mantenida, superando los 18,5 GW renovables en todo el mundo, de los que 9,5 GW corresponden a potencia solar en más de 570 plantas fotovoltaicas.  Esto hace que, en la actualidad, Ingeteam Service consolide su posición como ISP (Independent Service Provider) líder mundial en prestación de servicios de operación y mantenimiento en plantas de generación de energía.

Ingeteam en números

+25 GW de inversores fotovoltaicos y de baterías
+54 GW de convertidores eólicos
+18,5 GW de contratos de O&M para plantas de generación renovable

Sobre Ingeteam

Ingeteam es una empresa tecnológica internacional especializada en la conversión de energía eléctrica. Su desarrollo tecnológico en electrónica de potencia y control (inversores, convertidores de frecuencia, controladores y protecciones), máquina eléctrica rotativa Indar (motores, generadores y grupos motor-bomba), sistemas (integración de ingeniería electro-mecánica y de automatización) y servicios de operación y mantenimiento, le permite ofrecer soluciones para los sectores de generación eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica y fósil, industria de la transformación de metales, naval, tracción ferroviaria, aguas, recarga de vehículo eléctrico, hidrógeno verde y red de energía eléctrica, incluidas las subestaciones abarcando el transporte y la distribución, buscando siempre una generación y un consumo energético más eficiente.

Ingeteam opera en todo el mundo y cuenta con establecimiento permanente en 24 países, empleando a más de 4.000 personas. Su actividad está estructurada sobre la base de I+D+i, invirtiendo en la misma anualmente más del 5% de su cifra de negocio.

Solarever, líder en energías renovables, será la empresa mexicana a cargo de fabricar los paneles que proveerán de energía solar a la Central de Abasto de la Ciudad de México, la más grande del mundo al interior de una ciudad.

Gracias al compromiso con la investigación e innovación aplicada en sus procesos, Solarever es el único fabricante nacional que cumple con los requerimientos para proveer la totalidad de los módulos fotovoltaicos que se usarán en la primera fase del proyecto que exige una combinación entre talento mexicano, calidad excepcional y costos competitivos.

Para satisfacer en tiempo y forma el volumen necesario de módulos monocristalinos que comenzarán a instalarse en los primeros días de marzo, Solarever cuenta con un proceso de producción completamente automatizado en su fábrica de Tecomán, Colima.

La cantidad de módulos fotovoltaicos que se requieren para este proyecto pueden ser fácil y rápidamente producidos por Solarever, ya que su capacidad productiva es superior a lo que se requiere incluso para el total del proyecto de CEDA.

“Es un orgullo para nosotros ser parte fundamental para este proyecto de gran relevancia en el país al ser los proveedores y fabricantes de los módulos fotovoltaicos más confiables e innovadores que existen actualmente en el mercado mexicano.

Confiamos en nuestra capacidad y el talento 100% mexicano que hemos impulsado a través de la colaboración con universidades del mundo para la investigación de nuevos materiales y procesos, lo cual nos ha permitido traer las últimas innovaciones tecnológicas e integrarlas a nuestras líneas de producción para realizar pruebas específicas que muy pocos realizan. De esta forma hemos conseguido incrementar el volumen de producción hasta lograr 10 MW por semana, con una precisión y calidad que nadie más tiene en nuestro país, trabajamos arduamente para brindar la mejor calidad y experiencia en nuestros productos”, explicó el Ingeniero Carlos Gutiérrez Subdirector de Producción de la Planta de Tecomán, Colima.

El módulo Monoperc Halfcut de 540W de Solarever es fabricado con un tipo de celda solar conocido como M10 de 182mm de largo y 11 conectores (busbar), capaz de competir a la par de los modelos más eficientes de cualquier marca comercial en el mundo.  Cuenta con todos los certificados nacionales e internacionales de calidad, eficiencia energética y seguridad (IEC 61215/ IEC 61730), incluida la certificación UL-61730 que avala su seguridad en cuanto a la prevención de descargas eléctricas y disminución de riesgos de incendio y lesiones. Además, este modelo tiene el respaldo del sello FIDE, por parte de CFE, y el distintivo Hecho en México que otorga la Secretaría de Economía.

“Nos alegra y nos motiva profundamente participar en este tipo de planes que impactan de manera positiva nuestro ambiente y la calidad de vida de los mexicanos y que, al mismo tiempo, impulsan a México en la revolución de las energías limpias», dijo el CEO de Solarever Ing. Simon Zhao, al destacar que el proyecto fotovoltaico de la Central de Abasto permitirá un ahorro de más de 70 millones de pesos en energía eléctrica, reduciendo la emisión de alrededor 13 mil toneladas de Dióxido de Carbono al año.

¿Qué son los paneles MonoPERC Halfcut y cómo funcionan?

 Los paneles solares MonoPERC Halfcut son módulos fotovoltaicos que permiten recabar con mayor eficiencia la energía solar directa y difusa, evitando pérdidas de potencia en un menor espacio.

Además cuentan con tecnología “halfcut” y “cellcut”, que involucra varios procesos estandarizados para lograr un mejor comportamiento de las células ante situaciones climáticas no favorables como sombra o nublado, estos, a diferencia de los paneles policristalinos, cuentan con un único cristal de silicio en estado más puro, el cual le confiere mayor libertad de movimiento a los electrones recibidos durante la radiación

Sobre SOLAREVER TECNOLOGÍA DE AMÉRICA

Solarever es una empresa 100% mexicana, líder en innovación y desarrollo de tecnología para la producción de energía renovable. Mantiene los más altos estándares en la producción de paneles solares de calidad tier-one, generadores solares y sistemas de almacenamiento de energía. Al mismo tiempo, lidera proyectos de investigación en energía de la mano de las universidades más importantes de México, China y Estados Unidos.

Con 10 años de experiencia en el mercado, Solarever ha logrado posicionarse como la empresa número uno a nivel nacional gracias a su compromiso con la investigación y sus procesos y productos de alta calidad.

Jujuy avanza en ser una provincia más sustentable e incorporar más generación de energía renovable, teniendo al parque solar Cauchari (300 MW de capacidad instalada) como proyecto referente en su territorio, a la espera de ampliar su potencia hasta 500 MW. 

Y si bien en reiteradas ocasiones se mencionó que había demoras en la autorización para aumentar su capacidad, a tal punto que Gerardo Morales, gobernador de Jujuy, apuró a Nación sobre el tema, todo indica que esa espera llegará a su fin en las próximas semanas. 

¿Por qué? Están “en la etapa final” de cerrar el PPA (Power Purchase Agreement) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). 

“Creo que en dos semanas cerraremos el contrato para la ampliación de 200 MW y hay otro proyecto grande que estamos negociando para seguir creciendo en energía fotovoltaica en Jujuy”, reconoció Martín Altamirano, coordinador de Ingeniería de Cauchari Solar I, II y III S.A.U, en diálogo con Energía Estratégica. 

“El siguiente paso será realizar efectivo el financiamiento. Tenemos la carta de intención y todo pre-estructurado con Exim Bank de China y luego nos sentaremos a negociar con dicha entidad para ver quién realizará el EPC, ya que dependerá de las exigencias que ponga el banco”, explicó.  

Y cabe recordar que para el proyecto de Cauchari estaría conectado a la línea de transmisión Andes-Cobos, la cual es utilizada para exportar e importar energía, aunque se estaría al límite de la capacidad térmica, por lo que previamente se mencionó la importancia de la creación de nueva infraestructura para que no haya inconvenientes en el futuro. 

Licitación de los parques solares por 48 MW 

Por otro lado, Altamirano también hizo hincapié en el anuncio para la construcción, puesta en funcionamiento, operación, explotación y mantenimiento de las ocho plantas fotovoltaicas que estarán integradas al sistema distribuido e interconectado provincial, puntualmente sobre las líneas de 33 kV que administra EJESA. 

“Más allá de los proyectos grandes, encaramos la posibilidad de construir plantas más pequeñas y que se puedan inyectar más cerca de los lugares de consumo. Y aunque Jujuy tenga una excelente radiación en la zona de la puna, hay pocas líneas para evacuar la energía y están lejos de los centros”, manifestó el especialista. 

La convocatoria estará abierta hasta las 10 horas del día jueves 3 de marzo, fecha límite para presentar las ofertas correspondientes (los 48 MW se contemplan como un lote único pese a que sean diferentes centrales renovables). Y ese mismo día se llevará a cabo la apertura de sobres a las 10:30 hs. 

El adjudicatario tendrá hasta veinticuatro meses para concretar la obra y conseguir la habilitación comercial para los parques solares. Además, el contrato de abastecimiento de energía con EJESA estará suscripto por un plazo de veinte años a partir del inicio del suministro.

Panamá celebró la quinta reunión del Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE) el pasado 21 de diciembre. Allí, la Secretaría Nacional de Energía presentó los avances de la Agenda 2030 y adelantó nuevos hitos que les permitirán cumplir sus metas.

Entre ellos, se anunció que este primer trimestre del 2022 crearán dos nuevas entidades que tendrán como propósito determinar el grado de cumplimiento de la Agenda y realizar aportaciones al CONTE para sugerir la implementación de nuevas medidas de política energética que crean convenientes desde su expertise.

Se trata del Grupo de Observadores de la Agenda de Transición Energética y el Comité de Expertos del Consejo Nacional de Transición Energética. Y, según pudo saber Energía Estratégica, los interesados en formar parte de los mismos podrán empezar a enviar sus postulaciones en las próximas semanas ya que a inicio de año ya se habrían dictado los perfiles que tienen que tener estos profesionales.

En líneas generales, el perfil profesional de los aplicantes tendría que ser congruente con al menos uno de los lineamientos estratégicos de la agenda de transición energética, entre ellos: acceso universal; uso racional y eficiente de la energía; movilidad eléctrica; generación distribuida; e innovación del Sistema Interconectado Nacional.

Ahora bien, según explicaron a Energía Estratégica miembros del CONTE, habrían algunas pequeñas diferencias entre uno y otro. Por tal motivo, se prevé una consulta pública antes de recibir postulaciones y luego recién en la próxima reunión del CONTE -prevista para marzo- se podrían poner a evaluación las hojas de vida de quienes aplicaron.

Como adelanto, se comunicó que se prevé que el Comité de Expertos del Consejo Nacional de Transición Energética esté compuesto por 7 profesionales que no sean miembros del CONTE y que tengan experiencias nacionales o internacionales vinculadas al menos a una de las cinco estrategias antes mencionadas.

Además, se espera que los expertos puedan cumplir con el mandato de ayudar técnicamente al abordaje integral de la agenda, en cuanto a la política energética. De allí, se precisó que aquellos tendrán que tener las competencias para realizar presentación de informes y artículos a sabiendas de que deberán estar a disposición del CONTE para contribuir de manera no remunerada, como un aporte público, tal como lo hacen los miembros del CONTE.

Por el lado del Grupo de Observadores de la Agenda de Transición Energética se espera a profesionales que tengan conocimiento en los objetivos de desarrollo sostenible, cumplimiento del Acuerdo de París y un detalle no menor es que formen parte de Asociaciones u ONGs que se preocupen por velar porque la transición energética se cumpla.

De estos, se espera designar a una persona de alto nivel y un suplente que puedan participar de las reuniones del CONTE también ad honorem y hasta efectuar propuestas al proceso de implementación y contribuir con apoyo técnico, informativo o financiero para el desarrollo de la implementación de la agenda de transición.

360 Energy fue adjudicado como EPCista sin main components del parque solar El Zonda I de YPF Luz, el cual se ubicará en un terreno de más de doscientas hectáreas en la región noroeste de San Juan y tendrá una potencia instalada de 100 MW. 

Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y detalló que existe un plazo de obra de catorce meses, por lo que ya iniciaron los trabajos de agrimensura para continuar con las labores de movimientos y nivelación de suelos.

“Se trata del primer parque fotovoltaico de YPF Luz y nos enorgullece haber sido la empresa elegida para llevar adelante la obra. Es un gran paso en la estrategia que fijamos, en el sentido de ofrecer a otras empresas del sector el know how que hemos adquirido”, aseguró el especialista. 

“En San Juan ya hemos construido un parque similar para Genneia, fueron algo más de 80 MW ubicados en Ullúm, por lo que buscaremos capitalizar toda la experiencia de ese proyecto”, agregó.

Precisamente 360Energy posee vasta experiencia y know how en la construcción y montaje de centrales de dicha índole, adquirido a través de las obras de sus propias plantas en La Rioja, San Juan y Catamarca, además de ser  EPCistas para Genneia en las parques Ullúm I, II y III, lo que equivale a más de 200 MWp. 

“Al momento de construir nuestras centrales no encontramos EPCistas que nos demostraran experiencia y confianza para llevar adelante este tipo de obras en el país, las empresas EPCistas eran recién llegadas a Argentina y no poseían aún una curva de aprendizaje de obras en el país”, sostuvo Ivanissevich. 

Es por ello que decidieron encarar las obras por administración propia y desarrollar un know how como EPCistas de calidad, labor que seguirán poniendo en práctica con el proyecto de YPF que ya fue adjudicado con prioridad de despacho en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

“Construimos parques solares con la misma calidad tanto sean propios como de otras empresas. Y para nosotros, esto es un gran avance en la estrategia que nos hemos fijado, en el sentido de ofrecer a otras empresas del sector el know how que hemos adquirido y aportar valor al sector”, añadió el  director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy. 

De este modo, buscarán seguir siendo referentes del sector fotovoltaico en Argentina, sin descuidar los servicios de EPC y operación de parques de generación solar, para darle un valor agregado a la industria, también expectantes de los desafíos y oportunidades que puedan surgir con el MATER y las disposiciones del Programa RenovAr. 

El nuevo ministro de Energía y Minas de Perú, Carlos Palacios Pérez, se reunió la semana pasada con los gobernadores regionales de Apurímac, Baltazar Lantarón y de Ucayali.

Allí, según indicaron desde el ministerio en redes sociales, Palacios remarcó que “se debe invertir en energías renovables y amigables al medio ambiente y debemos pensar en un futuro con más desarrollo para el beneficio de todos”.

No trascendieron mayores detalles sobre cuál sería el plan de gobierno para fomentar aquellas inversiones. Una de las alternativas sería a través de las dos licitaciones por un total de 2000 MW que anunció el mes pasado el exministro Eduardo González Toro, pero aún la nueva autoridad de la cartera energética se pronunció al respecto. 

Aunque se especula que podría haberse tratado de una confusión y que tal licitación de 2000 MW podría corresponderse con próximas convocatorias que realizarán las distribuidoras locales, todavía queda el interrogante de cómo bajo la presidencia de Pedro Castillo se fomentará la participación de las renovables en gran escala.  

En conversación con Energía Estratégica, el abogado Ricardo Barrios Scogings tras ser consultado acerca de la posibilidad de nuevas licitaciones señaló: 

“Es un gran interrogante qué va a ocurrir. De no convocarse a subastas, no creo que vaya a haber ningún tipo de arreglo bajo la mesa, pero sí va a tener que haber un trabajo de lobby qué hacer para que puedan confirmarse nuevos proyectos”. 

Y es que, desde la perspectiva del abogado asesor en temas energéticos, “los privados son los que empujan el carro del sector energético peruano. Si no fuera por el empresario que apuesta por el país, no sería nada ni del sector de energías renovables, el minero o el petrolero”. 

“El Estado debería ser quien empuje el carro y meta a las inversiones privadas y/o públicas dentro para que puedan realizarse los proyectos que hagan crecer al país. Pero aún no lo hace”, consideró.

De allí, valoró necesario que el sector privado se acerque a las distintas jurisdicciones a socializar nuevos desarrollos, no sólo para obtener permisos para construcción e interconexión sino también para explorar otros tipos de apoyo. 

“Sí creo que van a tener que hacer un trabajo de concientización bastante fuerte y no únicamente a nivel ministerial, sino también con las direcciones regionales”.

La carrera por el panel solar de mayor vataje comenzó en 2020 y llegó a su fin con Tiger Neo de JinkoSolar, con una eficiencia de hasta el 22,3 %, prometiendo tener entre 15 y 20 W más de vataje que el panel p-PERC convencional del mismo tamaño.

A diferencia de otros paneles cuya mayor potencia proviene de tamaños más grandes, Tiger Neo deriva este resultado simplemente de una mayor eficiencia.

Por ejemplo, la clasificación de potencia de la versión Tiger Neo de 72 celdas basada en una oblea de 182” varía de 555 W a 575 W con una corriente principal de 565 W, mientras que los módulos PERC convencionales tienen una clasificación de 540 W a 560 W con un enfoque máximo en 550 W.

La versión Tiger Neo de 78 celdas tiene una potencia nominal muy superior a 610W. Además, con la misma potencia nominal y tamaño compacto, Tiger Neo tiene un rendimiento energético de 3% a 5% superior a los módulos convencionales. Por ejemplo, los paneles de 605 W no vienen con un factor bifacial alto.

Tiger Neo produce más de un 3 % más de energía que sus contrapartes p-PERC debido a sus beneficios, que incluyen una menor degradación, una temperatura más alta, un mejor rendimiento con poca luz por la mañana y por la tarde, una tasa más baja de LID (degradación inducida por la luz) y no sufre de LeTID (degradación inducida por luz y temperatura elevada), a diferencia de las células de tipo P.

El principal impulsor para desarrollar paneles solares más potentes surge del deseo de disminuir el costo de las granjas solares a gran escala y, en última instancia, reducir los precios de la electricidad.

Dado que los paneles de alto rendimiento requieren una cantidad equivalente de conexiones y mano de obra en comparación con los paneles de bajo voltaje, el costo de instalación por kW se reduce, lo que resulta en un menor costo general y una disminución del LCOE.

Pero el panel PERC convencional de 210 W y 605 W tiene un tamaño enorme de aproximadamente 1303 mm de ancho, lo que dificulta su manejo en la mayoría de los techos, mientras que Tiger Neo tiene un tamaño más inteligente de aproximadamente 1134 mm de ancho, lo que permite conectar más paneles por cadena, además, lo que hace que el panel transporte e instalación más fácil y más amigable.

Además de la densidad de potencia, Tiger Neo 605W promete entre un 3 % y un 5 % más de energía producida que sus equivalentes p-PERC de 600 W, lo que significa una alta potencia por vatio (kWh/kWp). Desde la perspectiva de la seguridad del sistema, Tiger Neo 605W tiene la ventaja de tener una corriente de cortocircuito más baja de 14 A, mientras que sus paneles 210 p-PERC 605 W tienen aproximadamente 15A.

Tiger Neo combina de manera única mayor vataje y mayor eficiencia, junto con la ventaja de costo en comparación con otras marcas premium de alta eficiencia. La razón para elegir Tiger Neo de JinkoSolar:

*La versión Tiger Neo de 78 celdas es un panel de ultra alta potencia, y su panel de 72 celdas tiene una potencia de salida que varía de 555 W a 575 W, mientras que el panel residencial de 60 celdas viene en un modelo de 460-480 W. Todos los módulos de Tiger Neo tienen una eficiencia de hasta el 22,3 %, superior a la disponible actualmente en el mercado.

* Rendimiento mejorado a alta temperatura: cuando los paneles solares se calientan más, pueden perder la capacidad de generar energía. Los paneles Tiger Neo tienen un coeficiente de temperatura mucho más bajo en comparación con los módulos convencionales, lo que da como resultado una mayor producción en climas más cálidos.

* Mayor generación de energía: Tiger Neo, que adopta la tecnología de celdas de tipo n, aumenta la eficiencia del panel, lo que proporciona más potencia por panel y más kWh por KWp.

* Excelente rendimiento con poca luz: Tiger Neo tiene un gran rendimiento en condiciones de poca luz, lo que significa que por la mañana y al atardecer, en días nublados o sin orientación sur, Tiger Neo ofrecerá un mayor rendimiento.

* Garantía de rendimiento mejorada: la serie Tiger Neo viene con una garantía de rendimiento mejorada. Después de 30 años de uso, se garantiza que Tiger Neo proporcionará al menos el 88 % del rendimiento inicial.

* LID bajo: la degradación inducida por la luz (LID) y el LeTID de Tiger Neo son extremadamente bajos en comparación con las celdas de tipo P estándar.

Historial y rendimiento de campo comprobado: Jinkosolar ha estado involucrado en la entrega de casi 100 GW de paneles de calidad a más de 170 países, más que cualquier otra marca hasta la fecha. Te da tranquilidad paneles solares que superan las expectativas del cliente.

El viernes pasado, el SEIA concedió el estado de ‘admisión’ (ver) del proyecto “Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones”, propiedad de Engie Energía Chile.

La iniciativa consiste en ampliar la central de 6,2 MW que actualmente están en funcionamiento en la Región de Arica y Parinacota, e incorporarle no sólo 300 MW sino un banco de baterías.

“El Proyecto corresponde a una modificación del proyecto “Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones“ (RCA N°009/2014), la que consiste en el aumento de la potencia de los paneles fotovoltaicos, de 300 Wp a 655 Wp o similar. Por tanto, la planta fotovoltaica pasará de estar conformada por 1.200.000 módulos fotovoltaicos aprobados en la RCA N°009/2014, a 547.584 paneles de 655 Wp o similar de potencia cada uno, que en conjunto generarán una potencia total de hasta 359 MWp (Megawatt peak) en corriente continua (DC)”, precisaron desde la compañía.

La obra, que podría comenzar operaciones de construcción en octubre de este año, se emplazará sobre 714,7 hectáreas. Demandará unos 210 millones de dólares, requerirá de unos 420 empleados para su montaje, de acuerdo a la Declaración de Impacto Ambiental presentada por Engie.

Asimismo, la empresa se comprometió a incorporar en la planta un sistema de almacenamiento de energía en base a baterías denominado “BESS” (“Battery Energy Storage System”), “que permitirá almacenar la energía generada por los paneles fotovoltaicos para posteriormente ser inyectada al Sistema Eléctrico Nacional en horarios diferentes a la generación solar y/o cuando esta disminuya”, destacan.

Por último, señalan que para su montaje “se modificará el trazado y características de la línea de transmisión denominada L3 en el proyecto original, pasando de los 7,3 kilómetros de longitud, doble circuito en 220 kV, por una nueva línea de 6,5 kilómetros de longitud, circuito simple en 220 kV, que conectará la S/E Guancarane a la futura S/E Roncacho, la que no forma parte del proyecto en evaluación”.

“En función de lo anterior, el cambio de las características de dicha línea implica modificar el nivel de tensión de la S/E Guancarane de 23/220 kV a 33/220 kV, que será la tensión de la red de la Planta Fotovoltaica hasta el transformador elevador de la S/E Guancarane”, indican desde Engie.

El informe se centra en cinco países: Brasil, India, México, Filipinas y Sudáfrica, cada uno de los cuales enfrenta desafíos particulares debido a la COVID-19, pero que tienen un importante recurso de energía eólica sin explotar que podría impulsar un rápido crecimiento económico bajo medidas de recuperación verde.

Los cinco estudios de caso cuantifican una serie de impactos que resultarían de seguir una estrategia de recuperación verde con una clara política pública enfocada hacia la transición de energía limpia para acelerar el despliegue de proyectos eólicos en los próximos cinco años. Este enfoque no solo apoyaría a los países en su progreso para cumplir con los objetivos energéticos y climáticos, sino que también les permitiría obtener una serie de beneficios socioeconómicos, desde la creación de empleo a largo plazo hasta la conservación de aire y fuentes acuíferas más limpias.

El reporte muestra la importancia de una visión clara y un compromiso político para movilizar la inversión privada en energía eólica, y brinda recomendaciones regulatorias y de políticas personalizadas para cada país. Mientras los ministros de finanzas y los gobernadores de los bancos centrales del G20 se reúnen en Yakarta esta semana para discutir las finanzas sostenibles bajo la presidencia del G20 de Indonesia, este informe debería servir como un llamado a las economías emergentes para que actúen colectivamente en la aceleración de la energía renovable para impulsar el crecimiento.

Ben Backwell, CEO de GWEC, señaló: “La transición a la energía limpia es una prioridad clave para la presidencia del G20 de Indonesia este año, y este informe muestra la escala de oportunidades en juego: un mundo transformado que genera empleos para las personas, valor para las economías y cero emisiones, ayudándonos a todos a alcanzar el cero neto”.

“Los compromisos de políticas, la inversión en la expansión de la red y la infraestructura de transmisión, así como la simplificación de los esquemas de permisos para proyectos de energía renovable son las recomendaciones comunes en todos los países estudiados en este informe. Discutir estas recomendaciones de manera proactiva, en coordinación con la industria de la energía eólica y otras partes interesadas relevantes, puede respaldar el despliegue acelerado de la energía eólica y una recuperación verde en las economías emergentes”.

El momento de actuar es ahora, y los gobiernos deben utilizar foros como el G20 para convertir las promesas, los objetivos y las ambiciones en intervenciones decisivas que proporcionen las bases para que las comunidades locales y el sector privado hagan realidad la transición energética”.

Las grandes ventajas de las medidas de recuperación verde en los cinco países examinados en el informe incluyen 2,23 millones de nuevos puestos de trabajo durante el tiempo completo de vida útil (25 años) de los proyectos eólicos y casi 20 GW de instalaciones de energía eólica adicionales, suficiente para alimentar aproximadamente 25 millones de hogares cada año de 2026 en adelante, y ahorrar potencialmente el equivalente a 714 millones de toneladas métricas de CO2e durante la vida útil de los parques eólicos.

● México podría duplicar el ahorro equivalente de sus emisiones proyectadas al reemplazar la generación con combustibles fósiles con un enfoque de recuperación verde para la energía eólica. Esto podría ser transformador, generando cerca de 250 mil nuevos empleos y agregando 3.5 mil millones de dólares en valor bruto a la economía durante la vida útil de los parques eólicos.

● Brasil, por ejemplo, podría crear 575.000 puestos de trabajo adicionales durante la vida útil de los parques eólicos si optara por una recuperación verde en lugar de un enfoque de negocios como de costumbre. El país podría agregar miles de millones de valor bruto a la economía y alimentar a millones de hogares más con energía limpia usando este enfoque, todo mientras ve una reducción de más del 40% en las emisiones de carbono durante ese tiempo.

● La India podría evitar la emisión de 229 millones de toneladas métricas adicionales de CO2e durante la vida útil de un parque eólico (alrededor de 25 años) y al mismo tiempo crear más de un millón de empleos verdes.

● En Sudáfrica, la transición del carbón a energías limpias, que inició con un paquete de financiamiento acordado en la COP26 de 8500 millones de dólares, podría generar 250,000 empleos adicionales y más de 10,000 millones de dólares de valor agregado bruto a la economía durante 25 años si se persigue una ambiciosa recuperación verde. Esto también generaría enormes reducciones en las emisiones de carbono equivalentes y ahorraría más de 50 millones de litros de agua anualmente a partir de 2026.

● Filipinas podría ver más de 1.100 millones de dólares de valor bruto agregado a la economía, con más de 1.650 MW de instalaciones eólicas completadas bajo un enfoque más ambicioso. Esas instalaciones impulsarían un aumento del 70% en los puestos de trabajo y evitarían la emisión de más de 65 millones de toneladas métricas de CO2 equivalente.

El informe completo se puede descargar aquí: www.gwec.net/report-capturing-green-recovery-opportunities-from-wind-power-in-emerging-economies/

Las versiones en español y portugués estarán disponibles en marzo.

Acerca de GWEC

El Consejo Global de Energía Eólica (GWEC por sus siglas en inglés) es una organización que representa a todo el sector de la energía eólica. Los miembros de GWEC representan a más de 1500 empresas, organizaciones e instituciones en más de 80 países, incluidos fabricantes, desarrolladores, proveedores de componentes, institutos de investigación, asociaciones nacionales de energía eólica y renovables, proveedores de electricidad, compañías financieras y de seguros. Más información en: www.gwec.net