energiaestrategica.com

La Universidad de Panamá (UP) y Greenwood Energy (GWE), la subsidiaria de energía renovable para América Latina de Libra Group, anunciaron el lanzamiento de la asociación público-privada ɅLMɅ MɅTER para el desarrollo de una nueva planta solar de gran escala en David, Panamá.

Este desarrollo se combinará con cerca de $30 millones de apoyo académico y técnico durante los primeros 20 años de operación para promover y hacer crecer el futuro de las energías renovables en Panamá.

La planta solar de ɅLMɅ forma parte del “Acuerdo Marco para la Colaboración Académica y Técnica” firmado entre GWE y la UP, mediante el cual GWE proporcionará financiamiento a la UP durante un periodo de varios años para apoyar el desarrollo continuo del sector de energía renovable de Panamá, incluyendo becas, programas de investigación y desarrollo, capacitaciones, pasantías, equipos de laboratorio, y más. Una vez que finalice el acuerdo en el año 20, la titularidad de la instalación solar será transferida a la UP por el resto del ciclo de vida útil de la planta.

Se espera que el proyecto solar de 40 megavatios, que actualmente se encuentra en etapa de preconstrucción, comience obras en el tercer trimestre del 2022. Este modelo de asociación escalable es el segundo lanzado por GWE en América Latina y permitirá que la UP pueda convertirse en la primera universidad pública de América Latina en cubrir la totalidad de su demanda energética a través de fuentes de energía renovables.

La planta solar de ɅLMɅ cubrirá una superficie de 40 hectáreas propiedad de la UP, y suministrará energía limpia para alimentar la universidad por más de 35 años, evitando así la emisión de 380.000 toneladas de CO2 durante este periodo de tiempo.

Panamá cuenta con una de las matrices energéticas más diversificadas de América Latina, con el 60% de su energía proveniente de recursos renovables, en su mayoría de fuentes hidroeléctricas. Con esta dependencia de la energía hidroeléctrica, la seguridad energética de Panamá se ha visto significativamente afectada por el cambio climático, ya que el mismo ha reducido el caudal de los ríos que constituyen cerca de la mitad de los recursos energéticos de Panamá. Como resultado, los panameños se han enfrentado a un suministro de energía cada vez más inestable y tarifas de energía altamente fluctuantes y costosas.

“Nuestro objetivo no es solo crear y escalar proyectos de energía renovable, sino, lo que es más importante, construir la infraestructura, incluyendo una base de conocimientos, para el largo plazo”, dijo Menelao Mora de la Lastra, vicepresidente Senior de Greenwood Energy.

“Nos sentimos honrados de que la Universidad de Panamá nos haya encomendado esta importante iniciativa. Alma Mater es la continuidad de nuestra asociación con los pueblos indígenas de Colombia, y muestra lo que se puede alcanzar cuando la comunidad se ubica en el corazón del desarrollo”.

“Alma Mater representa un paso más hacia la transformación y modernización de la Universidad, siguiendo nuestra hoja de ruta hacia la consolidación académica”, dijo Eduardo Flores Castro, rector de la Universidad de Panamá.

“Este proyecto fortalece la fuerza innovadora de nuestra institución al colocar la tecnología en el centro de la educación. A través de nuevas metodologías sostenibles como esta instalación solar, nuestra Universidad se encuentra más que preparada para tener un papel activo en la transformación de la sociedad, convirtiéndose en un ejemplo a seguir por otras instituciones alrededor del mundo”.

“Esta asociación representa el compromiso de Libra Group por reimaginar el desarrollo a través de nuestras subsidiarias en todo el mundo. Esto incluye la creación de modelos dinámicos y escalables que promuevan oportunidades económicas y educativas para los futuros líderes, y sienta las bases para un desarrollo guiado por el propósito”, dijo el presidente y CEO de Libra Group, George Logothetis.

“Estamos orgullosos de trabajar con una Universidad que comparte nuestra creencia de que crear un planeta más sostenible es el único camino a seguir para las instituciones globales, y esperamos seguir el futuro de este importante proyecto”.

Hasta hoy, lunes 6 de junio, tuvo lugar el proceso de consulta pública del proyecto de resolución No. 701 002ª (ver), que tiene por objeto “definir, organizar y centralizar los procedimientos, y adoptar otras disposiciones para la realización de las subastas del Cargo por Confiabilidad (CxC) que se lleven a cabo a partir de la entrada en vigencia de esta resolución”.

En un informe presentado por la CREG (ver), se indica que los resultados buscados con la implementación de estos ajustes tienen como meta:

Organizar y centralizar los procedimientos, así como adoptar otras disposiciones para la realización de las subastas del cargo por confiabilidad que se realicen a partir de la entrada en vigencia del proyecto de resolución que acompaña este documento.
Actualizar los procedimientos de las subastas del cargo por confiabilidad para tener en cuenta alertas tempranas y mitigar posibles riesgos de mediano y largo plazo en el suministro de energía firme.

iii. Adicionar a la regulación vigente cronogramas específicos para la participación de proyectos de generación en subastas del cargo por confiabilidad. Estos cronogramas dejarán explícitos fechas límites sobre el cumplimiento de obligaciones y responsabilidades de los participantes en procesos del CxC y del administrador de la subasta.

Definir los canales de comunicación entre los participantes de una subasta del cargo por confiabilidad y el administrador de la subasta.

Problemas

De acuerdo a una revisión del plan vigente, la CREG indica que “se encuentra conveniente extender estas obligaciones y responsabilidades a cada uno de los hitos que componen la etapa previa a una subasta del cargo por confiabilidad (v.g., declaración de interés o proyectos de generación habilitados para participar en la subasta del CxC)”.

El artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece directrices para la oportunidad de llevar a cabo una subasta del cargo por confiabilidad.

“Con el objetivo de mitigar riesgos que se pueden configurar en el mediano y largo plazo en el suministro de energía firme al sistema interconectado nacional, se encuentra pertinente realizar adiciones a este articulo 18 para establecer requisitos adicionales para aquellos proyectos de generación que aspiren a participar en un proceso de subasta”, propone.

Además, la Comisión “indican la conveniencia de actualizar el artículo 20 de la Resolución CREG 071 de 2006 para incluir dentro del procedimiento a agentes y promotores de proyectos habilitados a participar con unidades y/o plantas de generación que produzcan energía con fuentes renovables no convencionales (generación limpia de energía diferente a hidroelectricidad) o también proyectos de generación que participen con fuentes propias de suministro de combustible como infraestructura de importación propia con gas natural o GLP”.

Así mismo, la entidad señala que “se ha encontrado conveniente que se establezcan los procedimientos para futuras subastas del cargo por confiabilidad y correcciones automáticas a aquellas plantas y/o unidades de generación que presenten una energía firme por debajo de su obligación de energía firme.

Finalmente, la Comisión advierte “establecer lineamientos sobre el destino de entrega de los contratos de combustible de plantas térmicas en el cargo por confiabilidad para efectos, por ejemplo, de las auditorias que contrata el Centro Nacional de Despacho (CND)”.

Requisitos para la participación de proyectos de generación en subastas del CxC

En esta subsección la CREG plantea tres oportunidades de mejora.

El primer reto hace referencia a la armonización de los procesos de expansión del sistema de generación—a través del CxC—y los procesos de expansión del sistema de transmisión de energía eléctrica, reconociendo que retrasos en proyectos de transmisión que conecten proyectos asignados con OEF en una subasta del CxC, tienen el efecto no solamente de retrasar la entrada de oferta firme de energía eléctrica, sino una des-optimización del sistema.

Actualmente, el artículo 20 de la Resolución CREG 071 de 2006 tiene como requisito habilitante para plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales que estas aporten “[una] certificación expedida por la UPME, en la que conste la presentación ante esa entidad del estudio de conexión a la red de transmisión”.

En primer lugar, la sola presentación de un estudio de conexión a la red de transmisión nacional no previene, según la regulación vigente, que efectivamente existan retrasos en la red de transmisión para la conexión de un proyecto de generación. Este reto, entre generación y transmisión, no es referido solamente al caso colombiano.

En la actualidad existen en Estados Unidos 734 GW esperando en lista para ser conectados al sistema de transmisión regional o interregional. Para dimensionar el tamaño de este problema, esta capacidad de generación a ser conectada representa aproximadamente el 65% de la capacidad instalada actual en EEUU.

Este problema ha venido cobrando relevancia en los hacedores de política pública toda vez que existe una brecha grande entre la capacidad de generación a instalarse y la velocidad en la que crece el sistema de transmisión.

Dado el riesgo de construcción de una planta de generación y no encontrar aprobaciones de interconexión y/o red de transmisión construida, los inversionistas en generación— incluso proyectos con viabilidad financiera—terminan retirando finalmente los proyectos de generación, afectando en ultimas los procesos de balance entre demanda y energía firme del sistema.

De acuerdo con esta evidencia y considerando los últimos retrasos de líneas de transmisión que conectan proyectos de generación con OEF, se hace necesario considerar al momento de convocar una subasta del cargo por confiabilidad que la CREG pueda adicionar requisitos para la participación de proyectos de generación condicionado al estado actual del sistema de transmisión nacional y/o las fechas de puesta en operación de las mismas, según el periodo de vigencia de una OEF.

Así mismo, la Comisión encuentra conveniente asegurar que la priorización de asignaciones de capacidad de conexión a plantas y/o unidades de generación con OEF—según lo dispuesto en la Resolución CREG 075 de 2021—se haga de forma tal que la OEF asignada sea lo suficientemente representativa en relación con su ENFICC, con el objetivo de asegurar el mejor aprovechamiento del esquema regulatorio sobre priorizaciones de nuevas conexiones al SIN.

La segunda oportunidad de mejora está asociada al momento de convocatoria de las subastas del CXC. Actualmente, el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece que la oportunidad para llevar a cabo una subasta del cargo por confiabilidad o mecanismo que haga sus veces está condicionada solamente a la verificación que haga la CREG en el primer semestre de cada año de si la suma de la ENFICC de cada una de las plantas y/o unidades de generación es mayor o igual a la Demanda Objetivo calculada para un año en el futuro.

En consecuencia, este criterio puede restringir a la Comisión de convocar subastas del cargo por confiabilidad solamente basado en el análisis de balance de energía firme, desconociendo la ocurrencia de eventos no previstos o riesgos en la prestación del servicio de mediano y largo plazo.

Por tanto, es necesario evaluar la conveniencia de incluir nuevos elementos para ser considerados en los análisis de energía firme que la Comisión realice, así como, de las fechas en las que podría convocarse una subasta para tal fin.

La tercera oportunidad de mejora está asociada a la adaptabilidad del mecanismo a la dinámica actual del mercado eléctrico.

En los últimos años la matriz de generación de energía eléctrica se ha ampliado con nuevas tecnologías y con la prospectiva de entrada de nuevos desarrollos, por tanto, se ha evidenciado la necesidad de actualizar los procedimientos para habilitar proyectos de generación nuevos o especiales para las fuentes limpias de generación diferentes a las hidráulicas (v.g., eólicas, solares y geotermia) y también aquellos proyectos de generación térmica que pueden presentarse con infraestructura propia de importación de combustibles.

Hasta hoy, lunes 6 de junio, tuvo lugar el proceso de consulta pública del proyecto de resolución No. 701 002ª (ver), que tiene por objeto “definir, organizar y centralizar los procedimientos, y adoptar otras disposiciones para la realización de las subastas del Cargo por Confiabilidad (CxC) que se lleven a cabo a partir de la entrada en vigencia de esta resolución”.

En un informe presentado por la CREG (ver), se indica que los resultados buscados con la implementación de estos ajustes tienen como meta:

Organizar y centralizar los procedimientos, así como adoptar otras disposiciones para la realización de las subastas del cargo por confiabilidad que se realicen a partir de la entrada en vigencia del proyecto de resolución que acompaña este documento.
Actualizar los procedimientos de las subastas del cargo por confiabilidad para tener en cuenta alertas tempranas y mitigar posibles riesgos de mediano y largo plazo en el suministro de energía firme.

iii. Adicionar a la regulación vigente cronogramas específicos para la participación de proyectos de generación en subastas del cargo por confiabilidad. Estos cronogramas dejarán explícitos fechas límites sobre el cumplimiento de obligaciones y responsabilidades de los participantes en procesos del CxC y del administrador de la subasta.

Definir los canales de comunicación entre los participantes de una subasta del cargo por confiabilidad y el administrador de la subasta.

Problemas

De acuerdo a una revisión del plan vigente, la CREG indica que “se encuentra conveniente extender estas obligaciones y responsabilidades a cada uno de los hitos que componen la etapa previa a una subasta del cargo por confiabilidad (v.g., declaración de interés o proyectos de generación habilitados para participar en la subasta del CxC)”.

El artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece directrices para la oportunidad de llevar a cabo una subasta del cargo por confiabilidad.

“Con el objetivo de mitigar riesgos que se pueden configurar en el mediano y largo plazo en el suministro de energía firme al sistema interconectado nacional, se encuentra pertinente realizar adiciones a este articulo 18 para establecer requisitos adicionales para aquellos proyectos de generación que aspiren a participar en un proceso de subasta”, propone.

Además, la Comisión “indican la conveniencia de actualizar el artículo 20 de la Resolución CREG 071 de 2006 para incluir dentro del procedimiento a agentes y promotores de proyectos habilitados a participar con unidades y/o plantas de generación que produzcan energía con fuentes renovables no convencionales (generación limpia de energía diferente a hidroelectricidad) o también proyectos de generación que participen con fuentes propias de suministro de combustible como infraestructura de importación propia con gas natural o GLP”.

Así mismo, la entidad señala que “se ha encontrado conveniente que se establezcan los procedimientos para futuras subastas del cargo por confiabilidad y correcciones automáticas a aquellas plantas y/o unidades de generación que presenten una energía firme por debajo de su obligación de energía firme.

Finalmente, la Comisión advierte “establecer lineamientos sobre el destino de entrega de los contratos de combustible de plantas térmicas en el cargo por confiabilidad para efectos, por ejemplo, de las auditorias que contrata el Centro Nacional de Despacho (CND)”.

Requisitos para la participación de proyectos de generación en subastas del CxC

En esta subsección la CREG plantea tres oportunidades de mejora.

El primer reto hace referencia a la armonización de los procesos de expansión del sistema de generación—a través del CxC—y los procesos de expansión del sistema de transmisión de energía eléctrica, reconociendo que retrasos en proyectos de transmisión que conecten proyectos asignados con OEF en una subasta del CxC, tienen el efecto no solamente de retrasar la entrada de oferta firme de energía eléctrica, sino una des-optimización del sistema.

Actualmente, el artículo 20 de la Resolución CREG 071 de 2006 tiene como requisito habilitante para plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales que estas aporten “[una] certificación expedida por la UPME, en la que conste la presentación ante esa entidad del estudio de conexión a la red de transmisión”.

En primer lugar, la sola presentación de un estudio de conexión a la red de transmisión nacional no previene, según la regulación vigente, que efectivamente existan retrasos en la red de transmisión para la conexión de un proyecto de generación. Este reto, entre generación y transmisión, no es referido solamente al caso colombiano.

En la actualidad existen en Estados Unidos 734 GW esperando en lista para ser conectados al sistema de transmisión regional o interregional. Para dimensionar el tamaño de este problema, esta capacidad de generación a ser conectada representa aproximadamente el 65% de la capacidad instalada actual en EEUU.

Este problema ha venido cobrando relevancia en los hacedores de política pública toda vez que existe una brecha grande entre la capacidad de generación a instalarse y la velocidad en la que crece el sistema de transmisión.

Dado el riesgo de construcción de una planta de generación y no encontrar aprobaciones de interconexión y/o red de transmisión construida, los inversionistas en generación— incluso proyectos con viabilidad financiera—terminan retirando finalmente los proyectos de generación, afectando en ultimas los procesos de balance entre demanda y energía firme del sistema.

De acuerdo con esta evidencia y considerando los últimos retrasos de líneas de transmisión que conectan proyectos de generación con OEF, se hace necesario considerar al momento de convocar una subasta del cargo por confiabilidad que la CREG pueda adicionar requisitos para la participación de proyectos de generación condicionado al estado actual del sistema de transmisión nacional y/o las fechas de puesta en operación de las mismas, según el periodo de vigencia de una OEF.

Así mismo, la Comisión encuentra conveniente asegurar que la priorización de asignaciones de capacidad de conexión a plantas y/o unidades de generación con OEF—según lo dispuesto en la Resolución CREG 075 de 2021—se haga de forma tal que la OEF asignada sea lo suficientemente representativa en relación con su ENFICC, con el objetivo de asegurar el mejor aprovechamiento del esquema regulatorio sobre priorizaciones de nuevas conexiones al SIN.

La segunda oportunidad de mejora está asociada al momento de convocatoria de las subastas del CXC. Actualmente, el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece que la oportunidad para llevar a cabo una subasta del cargo por confiabilidad o mecanismo que haga sus veces está condicionada solamente a la verificación que haga la CREG en el primer semestre de cada año de si la suma de la ENFICC de cada una de las plantas y/o unidades de generación es mayor o igual a la Demanda Objetivo calculada para un año en el futuro.

En consecuencia, este criterio puede restringir a la Comisión de convocar subastas del cargo por confiabilidad solamente basado en el análisis de balance de energía firme, desconociendo la ocurrencia de eventos no previstos o riesgos en la prestación del servicio de mediano y largo plazo.

Por tanto, es necesario evaluar la conveniencia de incluir nuevos elementos para ser considerados en los análisis de energía firme que la Comisión realice, así como, de las fechas en las que podría convocarse una subasta para tal fin.

La tercera oportunidad de mejora está asociada a la adaptabilidad del mecanismo a la dinámica actual del mercado eléctrico.

En los últimos años la matriz de generación de energía eléctrica se ha ampliado con nuevas tecnologías y con la prospectiva de entrada de nuevos desarrollos, por tanto, se ha evidenciado la necesidad de actualizar los procedimientos para habilitar proyectos de generación nuevos o especiales para las fuentes limpias de generación diferentes a las hidráulicas (v.g., eólicas, solares y geotermia) y también aquellos proyectos de generación térmica que pueden presentarse con infraestructura propia de importación de combustibles.

La semana pasada, en la ciudad de Inca, Mallorca, se realizó el E-Forum, dentro del marco de la eMallorca Experience Week. Allí, el Director General del IDAE, Joan Griozard, resaltó “Queremos que España produzca el 10% del hidrógeno renovable de Europa”

“El año pasado teníamos sobre la mesa decenas de proyectos de hidrógeno verde,  a día de hoy, gracias a las convocatorias de ayudas que hemos lanzado, tenemos ya centenares de emprendimientos presentados”, destacó el funcionario.

Asimismo comentó que el país pasó de tener cero proyectos de este vector, a construir la primera planta en la historia de la nación.

Este emplazamiento se encuentra en Puertollano, Castilla-La Mancha, fue desarrollado por Iberdrola y presentado a comienzos de mayo. Será capaz de producir hasta 3.000 toneladas de H2V anuales y suministrará a la fábrica del Grupo Fertiberia, lo que permitirá reducir el consumo de gas natural contaminante.

La planta de Puertollano podrá generar hidrógeno 100% verde a través de uno de los mayores sistemas de electrólisis del mundo y la utilización de energía renovable procedente de una innovadora planta solar fotovoltaica de 100 MW, integrada en la instalación.

Asimismo se está planeado desarrollar en Asturias HyDeal España, se prevé que sea el mayor gigaproyecto a nivel mundial de hidrógeno renovable. Sus suministros estarán destinados a la producción de acero verde, amoniaco, fertilizantes y otros productos industriales bajos en carbono

Este proyecto contará con una capacidad de 9,5 GW para energía solar, 7,4 GW de potencia de electrólisis, y una producción anual de 330.000 toneladas para el 2030. Según los plazos planteados, el emplazamiento entraría en funciones en el 2025.

El funcionario señaló que el objetivo que tienen es que el consumo industrial en España pase a ser generado por este vector energético. Aunque, advirtió: “Tenemos un reto mucho más sistémico de lo que nos habíamos podido imaginar”.

Esta aspiración de convertir a España en un hub mundial de hidrógeno verde está sustentada en el precio competitivo que tienen las energías renovables en el país, en comparación con otros de la región.

“Si lo comparamos con los precios del mercado eléctrico, estamos hablando de una reducción de un 40 o 50 % de los costes. Y en enero del año pasado, cuando todo estaba en subida, las renovables eran más baratas en comparación con los combustibles fósiles”, subrayó Groizard

Por ejemplo, durante el mes pasado, España alcanzó el precio de energía fotovoltaica más barato de todos los mercados en el continente europeo, cerrando en 38 €/MWh, a pesar de haber sufrido un incremento interanual del 11,8%

Trina Solar celebra una trayectoria de 25 años como actor clave del rubro de la energía solar fotovoltaica.

Álvaro García Maltrás, vicepresidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar, señaló que este vigésimo quinto aniversario coincide con otros hitos significativos para la compañía.

«Trina alcanzó los 100 GW de módulos solares fabricados y suministrados desde que comenzó a llevar a cabo su actividad principal”.

Aquella cifra no es menor y se suma a los más de 5.5 GW conectados a la red gracias a su red de más de 17000 colaboradores y más de 100 clientes en todo el mundo.

Según precisó Álvaro García Maltrás la compañía iría aún por más no sólo en la ventas de paneles solares sino también abarcando cada vez más componentes para nuevos proyectos de generación.

“El principal negocio de Trina Solar es la fabricación y comercialización de módulos solares fotovoltaicos (MBU) estos son los 100 GW que alcanzamos el mes pasado”

“La unidad de negocios ISBU, que es desarrollo-construcción-venta de plantas solares fotovoltaicas y en los últimos cuatro años estamos también activos y cada vez más en la parte de seguidores con Trina Tracker”

En tal sentido, se refirió al gran progreso que han tenido con seguidores solares. Solo en Latinoamérica acumulan 1629,92 MW instalados, lo que llevó a que Trina Tracker lance este año un nuevo modelo ya disponible en la región: el Vanguard 1P, que promete un aumento en la eficiencia promedio de un 15%.

Y si aquello fuera poco, también mencionó destinar recursos propios para desplegar nuevas soluciones para la acumulación de energía en baterías y la programación de softwares específicos para el sector fotovoltaico.

“Trina está desarrollando dos unidades de negocios adicionales: Trina Storage -soluciones de almacenamiento muy pronto disponibles- y Trina IoT -diseños de softwares basados en inteligencia artificial para optimizar la producción de plantas solares”.

En lo que respecta a Trina Storage, García Maltrás reveló que “esta unidad de negocios ya está desarrollando sus primeras unidades y comenzando su comercialización especialmente en China y Europa”.

No obstante, esta compañía con sede en China, ya ha logrado una presencia activa en los cinco continentes con sedes corporativas y oficinas regionales distribuidas estratégicamente; por lo que pronto se vislumbra que las ofertas de Trina Storage y Trina IoT se comercialicen también por esta región.

«Es una solución que seguro veremos implementarse a partir del año próximo con bastante asiduidad especialmente y comenzando sobre todo por Chile”, adelantó el vicepresidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

Autoridades de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) se reunieron la semana pasada con el director ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica, Ing. Josué Colón Ortiz.

Si bien se trató de la primera vez que el director de la AEEA participa de este tipo de encuentros con el gremio SESA, no sólo fue una reunión de presentación para este ejecutivo y pudo compartir su posición sobre temas centrales para aumentar la participación de renovables en la matriz energética de Puerto Rico.

Entre ellos, las Virtual Power Plants estuvieron en el centro del diálogo. De acuerdo con Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en SESA, hay soluciones que lejos de ser experimentales ya son tecnologías listas para implementar y la industria se encuentra expectante porque vean la luz.

“En Puerto Rico hay como 300 MW de baterías detrás del medidor desplegadas”, señaló el referente de SESA a Energía Estratégica, indicando el potencial de crecer aún más en este segmento y aprovecharlos como soporte del sistema eléctrico mediante VPP.

Respecto a Solicitudes de Propuestas (RFP), el Negociado de Energía había ordenado procurar 150 MW de VPP en el marco del “tranche 1”. No obstante, aún resta que se anuncie la celebración de algún contrato con proyectos ofertados y aceptados en ese primer proceso.

“Nos parece que hay dos propuestas de Virtual Power Plants que están vivas allá afuera”, consideró Javier Rúa-Jovet, sobre aquellos que ofertaron VPP y que aún podrían seguir en carrera para firmar contratos.

Por el lado del sector privado, el deseo es que se aprueben los primeros 150 MW o más, en el correr de este año y antes de continuar con nuevos RFP que adicionen aún más proyectos. Sin embargo, aún no tendrían señales claras de que esto vaya a suceder.

Por el lado de la AEE, Josué A. Colón Ortiz habría expresado estar alineado a la idea de avanzar con aquellas soluciones que permitan ampliar la participación de renovables pero no precisó cuántas se impulsarían este año.

“En el tema de las plantas virtuales de energía yo lo encuentro muy abierto a experimentar la idea. Sin embargo, el personal de la AEE parecería querer seguir adelante pero con una menor cantidad. No estarían hablando de 150 MW sino de proyectos piloto menores”, consideró Rúa-Jovet.

Y advirtió: “Eso choca contra el mandato del Negociado de Energía, así que hay que ver cómo se resuelve”.

En días de plena invasión rusa a Ucrania, el POOL registró un valor promedio diario histórico, con 542,78 €/MWh promedio, cuyo pico alcanzó los 700 €/MWh a las 20.00 horas, según informó grupo ASE.

En mayo, por primera vez en España las renovables formaron parte de un 40% de la generación eléctrica nacional, superando el récord de 38,9% de mayo de 2021.

En la semana pasada, de acuerdo a un relevamiento realizado a la consultora energética Antuko, el precio del mercado diario español bajó 15,5 EUR/MWh, llegando hasta los 175 €/MWh, su valor más bajo desde mediados de abril.

El precio mínimo llegó a ser de 120 EUR/MWh, alcanzado el domingo, y fijado por renovables, cogeneración y residuos. Mientras que el máximo fue de 230 €/MWh, alcanzado el lunes a las 8.00 horas también fijado por renovables, cogeneración y residuos.

Mientras que el promedio anual de precios diarios muestra una tendencia a la baja, quedando en 214,4 €/MWh, en parte por el descenso del valor del gas, y también gracias a la producción de energías renovables. 

En el conjunto del mercado ibérico, el precio fue de 173 €/MWh, 11 euros por debajo de la semana anterior. Esto se debe a que la participación en el mix de las renovables, cogeneración y residuos aumentó de un 32% a un 47%.

Esta baja en los precios se debió a que, tanto la eólica como la solar, tuvieron un aumento de producción en el mes de mayo. Esto permitió reducir la necesidad de generación a gas e hidráulica, reduciendo su participación en el mix energético.

Gracias a estos aumentos, la cuota global de energías renovables volvió a superar el 50 % de la demanda española, llegando hasta el 56,3 %, incluso alcanzando picos de 71%, el jueves al mediodía.

Por el lado de la fotovoltaica, se fijó una nueva marca en lade producción solar semanal, superando los 800 GW/h semanales. Esta cifrea es la más alta en la historia.

Nuevos records

Aunque, en el informe de Antuko señalan que esperan que se vuelva a superar récord, mientras se mantenga esta tendencia, debido a que aún es primavera en Europa.

Mientras que por el lado de la eólica tuvo un rendimiento alto, teniendo en cuenta la época del año, gracias a los fuertes vientos que hubo la semana pasada alcanzó alrededor de 1,3 TWh.

La eólica fue la primera fuente de electricidad en España durante el 58% del tiempo dela semana, en segundo lugar aparece la solar fotovoltaica, con el 39%, y en tercer puesto la nuclear, conun 2%.

Finalmente, el relevamiento de Antuko destaca precisa que la participación horaria renovable varió entre 30% y 71% de la generación total (27% y 55% durante la semana anterior). La eólica alcanzó hasta el 44% de la generación horaria, y la solar fotovoltaica el 41%.

“Los estudios y análisis realizados por el Coordinador, así como la rápida evolución de nuevas tecnologías, permiten concluir que una participación de energías renovables del 100% a partir del año 2030, es altamente desafiante de alcanzar, pero posible”.

Con esas palabras, el Coordinador Eléctrico Nacional, administrador del mercado, introduce su hoja de ruta “Hoja de Ruta para una Transición Energética Acelerada” (ver), dada a conocer la semana pasada y puesta a consulta pública hasta el 30 de junio (los interesados en realizar comentarios y opiniones al documento deberán remitirse al correo: hojaderuta@coordinador.cl).

A la actividad de presentación asistieron representantes de organismos públicos, gremios, consultores, académicos y expertos del sector energético del país, quienes pudieron conocer los alcances del documento, el cual fue elaborado en base a los estudios y análisis realizados por el Coordinador y otros realizados por terceros a nivel nacional e internacional.

Durante su presentación, el director ejecutivo, Ernesto Huber, señaló que esta Hoja de Ruta busca “contribuir a la transición energética en nuestro rol de operador independiente y autónomo del SEN, además de promover la discusión y colaboración abierta y transparente con la industria y grupos de interés”.

Nuestra intención, señaló Huber, es “definir las decisiones estratégicas claves requeridas en el corto y mediano plazo para viabilizar un sistema con participación 100% renovable, seguro y confiable al año 2030”.

Por último, el ejecutivo destacó la necesidad de trabajar de forma colaborativa y abierta “para identificar e implementar los cambios necesarios, reducir las brechas y remover barreras no económicas para lograr una transición energética justa”.

Según el documento, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está experimentando una transformación a una escala y un ritmo sin precedentes, y se esperan en el corto plazo condiciones operacionales que no se han experimentado en el pasado ni en Chile ni en otros sistemas eléctricos a nivel internacional.

En el SEN la participación de energía renovable variable anual alcanzó un 22% el año 2021 y la máxima participación renovable variable instantánea llegó a un 62%. Esos valores instantáneos alcanzarían el 85% a nivel global en 2030 y 100% en algunas zonas del país.

En tanto, el presidente del Coordinador, Juan Carlos Olmedo, sostuvo que “el foco de la transición energética debe estar en los ciudadanos, procurando que esta transición llegue a todos. No pretendemos que esta sea una Hoja de Ruta de políticas públicas o regulatorias, ni una trayectoria o plan de inversiones en generación”.

“Para lograr los cambios estructurales requeridos en esta transición se necesitará de la colaboración, esfuerzo y compromiso de toda la industria, actuando con sentido de urgencia y buscando un amplio consenso para diseñar un sistema que permita cumplir con esta visión de manera oportuna y ordenada, y con resultados positivos para todos los usuarios de energía eléctrica, quienes deben ser el centro de la toma de decisiones”, afirmó Olmedo.

Argentina quedó fuera del top 10 de países que podrían generar hidrógeno verde a menor costo en el largo plazo, al comparar la demanda para el 2050 y las curvas de oferta, según un nuevo reporte de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA por sus siglas en inglés). 

Para ser precisos, Argentina tendría un LCOH de aproximadamente USD 1,3/kgH2 en el escenario más optimista y USD 2,2/kgH2 en el pesimistas. Por lo que se ubicó en el puesto N° 29 del ranking, lejos de Chile (N°2), Colombia (N°4) – ambos entre USD 0,65/kgH2 y USD 1,15/kgH2 -. México (N°6 – entre USD 0,75/kgH2 y USD,1,5/kgH2) y Brasil (N° 20 – USD 1/kgH2 a USD 1,8/kgH2) como los países de la región con mejor proyección a futuro. 

¿A qué se debe ello? A la energía solar, ya que actualmente es la tecnología más barata para producir este vector energético que permitiría alcanzar la meta de limitar el calentamiento global a 1,5°C.  

Y si bien es cierto que Argentina tiene un buen recurso fotovoltaico, también juega un papel fundamental la distancia con los puertos para la exportación del hidrógeno. 

“El recurso solar en Chile está muy cercano a la zona portuaria, por lo que les abarata mucho la condición. Pero en Argentina, los puertos quedan cerca de la Patagonia, donde tenemos eólica”, comentó Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina, en conversación con Energía Estratégica.

“El segundo tema es político, ya que el país tiene un costo promedio ponderado de capital muy alto (WACC), mientras que Chile o Uruguay no. Y ante condiciones de recursos similares, ellos obtienen un costo de producción más bajo”, agregó. 

Incluso el reporte del organismo internacional destaca que Argentina representa un caso “atípico significativo”, con un costo de capital cercano al 13%. Mientras que la incertidumbre pasa por cuánto podrá disminuir su WACC al 2050, al igual que otros países de Latinoamérica. 

“Esto resultó ser más crítico para definir el diferencial de costos entre países que la calidad del recurso renovable”, asegura el documento de IRENA publicado días atrás. 

De todos modos, Villalonga sostuvo que el informe es “bastante benigno” ya que consideró que sólo se tiene en cuenta el costo de capital pero no así la inestabilidad política del país, por lo que, bajo esa mirada, afirmó que “Argentina desaparecería del ranking”. 

“Si no se tienen condiciones de seguridad jurídica y estabilidad política para garantizar proyectos de veinte o treinta años, es muy difícil. Y en Argentina, la ley de hidrógeno verde es imprescindible para hablar en serio. Aunque en otros países quizás no hay un marco normativo, pero sí seguridad política. Por lo tanto, para poder competir, se deberá trabajar mucho”, reconoció el especialista.

Los gastos de capital y gastos operativos siguen estando en el centro de la discusión a la hora de ejecutar nuevos proyectos renovables en Latinoamérica. Como respuesta, empresas de toda la cadena de valor apuestan a la innovación para mejorar su eficiencia y optimizar costos.

Por el lado de fabricantes, empresas como Growatt se destaca por traer año a año mejoras en sus inversores para el sector comercial, industrial y utility scale. No es menor su apuesta por la innovación en el terreno de la electrónica de potencia por lo que Eduardo Solis, gerente de mercadeo y especialista de producto para Latinoamérica de Growatt, fue invitado como panelista a Latam Future Energy para explicar las oportunidades de implementación de nueva tecnología para mejorar los rendimientos de instalaciones fotovoltaicas.

PARTICIPAR 

También asistirá en calidad de panelista a este encuentro Alejo López, director Comercial para Latinoamérica de NEXTracker. En la actualidad, la empresa capitaliza un récord de 50 GW en seguidores con software y servicios avanzados de monitoreo y análisis de datos.

Esta empresa no se queda atrás en lo que respecta a nuevas variaciones de seguidores solares inteligentes generando una serie de beneficios que repercuten hasta en la aceleración de los cronogramas de construcción del proyecto, ahorrando más tiempo y dinero.

Sumado a la propuesta de fabricantes, en la etapa de construcción garantizar una “gestión de proyectos de la A a la Z” resulta igual de importante para lograr reducciones de costos significativas. Una de las empresas que se ocupa del proceso completo, dominando todas las etapas de la construcción junto a subcontratistas es CVE, quien asegura que sus instalaciones implementen un rendimiento técnico y financiero a lo largo de su vida útil.

Para compartir mayores precisiones sobre este tipo de servicios, Paulina Ramírez del Barrio, jefa de construcción de CVE Chile, también confirmó su participación en el espacio de debate de Latam Future Energy.

VER MAS

El mantenimiento será igual de crucial. Por lo que, otro gran actor del sector, José Carlos Montoro Sánchez, gerente de ventas para Europa, América y África de Ecoppia también dirá presente en la cita.

Su aporte será de gran valor, considerando a Ecoppia como la empresa líder mundial en limpieza de módulos fotovoltaicos a partir de robots que trabajan a partir de datos e inteligencia artificial.

En concreto, todos estos referentes del sector participarán del panel “Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas para parques solares” a llevarse a cabo el 6 de julio a las 10am (GMT-4) durante «Latam Future Energy Southern Cone Summit».

También formará parte de aquel panel Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica, quien oficiará de moderador del encuentro.

ASISTIR

YPF, la empresa que comenzó como una petrolera y poco a poco se transformó en una compañía energética está de festejo: celebra sus 100 años de historia, respaldado por un extenso camino recorrido y por su capacidad para afrontar distintos desafíos. 

Uno de ellos fue la inserción en la generación de energía eléctrica en agosto del 2013 a través de YPF Luz y posteriormente en el mercado de las renovables, en el que creció hasta llegar a 397 MW instalados en tres parques eólicos operativos: Manantiales Behr (99 MW), Los Teros (175 MW) y Cañadón León (123 MW).

A eso se debe agregar que también está construyendo la primera etapa de la planta solar el Zonda, de 100 MW de potencia, adjudicado en el Mercado a Término (MATER), donde se presentó en varias de las últimas convocatorias. 

Y una vez finalizadas las tres fases previstas, tendrá 350 MW de capacidad instalada, equivalente al consumo eléctrico de 140.000 hogares, lo que generaría un ahorro de emisiones de carbono de 360.000 tn. CO2 por año.

“Celebrar los 100 años de historia de YPF desde adentro representa un gran orgullo para todos los que formamos YPF Luz. Y tenemos la visión de ser una de las principales compañías del sector de generación de energía eléctrica, líder en energías renovables, con estándares de seguridad, tecnología, eficiencia y calidad de referencia mundial”, destacó Martín Mandarano, CEO YPF Luz, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Paralelamente seguimos trabajando en la incorporación de tecnología para eficientizar los procesos de generación de nuestras operaciones a lo largo del país para ser cada día más eficientes y sustentables, con el objetivo de duplicar la compañía para el 2030”, agregó. 

Y continuó: “Buscamos liderar la transformación energética de Argentina, desarrollando todo el potencial de los recursos naturales para abastecer de más y mejor energía a todo el país, acompañando la tendencia mundial de hacer una transición a energías más limpias a través de nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, la movilidad eléctrica, entre otras”.

Pero para tomar dimensión de lo realizado hasta el momento por esta rama de la compañía, durante el primer trimestre del 2022 vendió 2744 GWh, de los cuales 389 GWh corresponden a energías renovables, superando en 67,3% lo hecho el año anterior. 

Mientras que el factor de carga de las centrales eólicas que posee YPF promedió el 44,9% y la entrada en operación de los parques renovables, sumado a mayores disponibilidades de otras plantas de YPF, permitió que las ventas totales de la compañía alcancen USD 116.000.000 en lo que va del año. 

Generación distribuida

La instalación de paneles fotovoltaicos y esquemas menores a 500 kW no pasaron desapercibido por la empresa energética, debido a que en los primeros días del mes pasado se confirmó el nacimiento de YPF Solar

Segmento que llega producto de la transformación de Sustentator, compañía de capitales nacionales que ya tenía una gran participación de YPF desde mediados del año pasado y que se dedica a la comercialización e instalación de sistemas fotovoltaicos, soluciones on y off grid y de almacenamiento, entre otras alternativas.  Por lo que YPF competirá todavía más en el mercado energético, dando inicio justo en el año que cumple un siglo en el país y en un momento de evolución para ese tipo de proyectos. 

Desde Chile Sustentable se valoró la promulgación de la Ley de Cambio Climático, la creación de un plan de seguridad hídrica para Chile y avanzar en una política concreta para terminar con zonas de sacrificio.

Como una oportunidad para avanzar en políticas públicas tanto en materia energética como en medio ambiente calificó la Fundación Chile Sustentable, la primera Cuenta Pública del Presidente Gabriel Boric.

En el quinto eje de Medio Ambiente se refirió a la crisis climática y la intervención de la acción humana, la importancia de proteger los ecosistemas y dar una atención especial a los más vulnerables. Dijo que la Ley de Cambio Climático recién promulgada, permitirá una nueva gestión, siendo entonces “una tremenda oportunidad para cambiar el rumbo de la política pública”, sostuvo el mandatario.

En este contexto, Sara Larraín, Directora Ejecutiva de la Fundación Chile Sustentable coincidió en que esta Ley permitirá avanzar en un Plan de Seguridad Hídrica para Chile.

“Nos parece también relevante la creación de una mesa interministerial para seguridad hídrica y que se realice con un enfoque de cuencas. También nos parece muy importante su compromiso con las zonas de sacrificio para generar mejores planes de remediación medio ambiental y atención a familias afectadas. Extrañamos eso sí el cómo lo llevará a cabo porque no comentó cifras” resaltó la directora ejecutiva.

“Aún así, hubo temas ausentes y que esperábamos que se pronunciase”, señaló Larraín.

Indicó: “Es preocupante que el Presidente no haya dado una señal política clara para la creación del Servicio de Biodiversidad y Áreas Protegidas, una ley que está en su programa de Gobierno, que se está votando actualmente y que no está exenta de dificultades. Creemos que el gobierno debe dar una señal fuerte ya que es un tema prioritario en materia medio ambiental y de protección de la biodiversidad”.

Otro tema que estuvo ausente, a juicio de Chile Sustentable, es que dentro de seguridad hídrica, el Presidente no hizo referencia a los glaciares; eso implica mostrar una intención de apoyo a su gobierno a la moción parlamentaria. No es posible la seguridad hídrica sin glaciares y sin la protección de las cuencas porque ahí están las reservas”, precisó.

Por último, fue clara en precisar que si bien el Presidente se refirió a las zonas de sacrificio y urgencias inmediatas y al cómo se avanzará en la transición energética, “no se refirió a si va mantener el proceso de descarbonización, o si va a patrocinar la Ley de Almacenamiento que permite aumentar las energías renovables y acelerar la descarbonización”, sostuvo Larraín.

Y complementó: “Es una gran ausencia, porque el proyecto de ley ya fue aprobado por la cámara y está en el Senado y es un decidido avance para enfrentar la crisis climática e hídrica. El presidente habló también de transición energética pero no lo profundizó para la agenda legislativa y le estaba hablando al Congreso. Creo que ahí faltó más precisión”.

Otros puntos que se valoran son la propuesta de corredores marítimos protegidos que se realizará junto al gobierno de Canadá, el Acuerdo de Escazú que también adquiere importancia por la información, transparencia y protección de los defensores ambientales, acondicionamiento térmico de 19 mil hogares y también se destaca el fondo de estabilización de combustibles fósiles y la canasta básica para apoyar a las familias con menores ingreso.

“Nos parece también un tremendo avance la ley de pesca sin corrupción y el desarrollo ferroviario que permitirá reducir las emisiones y cambiar la modalidad de transporte en Chile”, indicó la Directora Ejecutiva de la Fundación Chile Sustentable.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha lanzado una consulta pública previa al diseño del marco normativo para el desarrollo de las instalaciones eólicas marinas y de las energías del mar, disponible aquí.

Así se asegura 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.

El Real Decreto-ley 12/2021 paralizó la tramitación de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial hasta la aprobación de un nuevo marco normativo, ya que el anterior marco, implantado por el Real Decreto 1028/2007, ha quedado desfasado con relación a la situación actual de la tecnología y la propia evolución de la regulación energética.

En la actualidad sólo pueden tramitarse instalaciones para prueba, demostración o validación de prototipos y nuevas tecnologías asociadas a la eólica marina.

Previsto en la Hoja de Ruta de la Eólica Marina

La “Hoja de ruta para el desarrollo de la eólica marina y de las energías del mar en España”, aprobada el pasado diciembre, fija el objetivo de alcanzar una potencia eólica marina de 1 a 3 GW en 2030 e identifica las líneas de actuación para conseguirlo. Entre ellas figura la adecuación del marco normativo y el impulso a la inversión.

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.

Para facilitar la elaboración de este marco, en la consulta pública el MITECO plantea cuestiones como qué información se considera necesaria para desarrollar un proyecto, qué criterios de diseño deben exigirse, qué parámetros deben usarse para valorar las ofertas, o quién debe ser el titular de las instalaciones de evacuación.

Las respuestas pueden enviarse antes del 22 de junio a la dirección electrónica bzn-renovablemarina@miteco.es, indicando en el asunto: “CPP marco normativo eólica marina y energías del mar”.

38 millones de euros de financiación fue el total asignado al Principado de Asturias por el IDAE para incentivos en cuanto a la eficiencia energética y energías renovables en industrias y residencias. 

“Estas ayudas tienen 17 solicitudes aprobadas y ya ha consumido los 12 millones de euros que tiene asignados”, afirmó Enrique Fernández, Consejero de Industria, Empleo y Promoción Económica de la Comunidad Autónoma. 

Afirmó que estos subsidios multiplicaron casi por siete la inversión privada en la industria, alcanzando los  83,8 millones de euros. “Se ha generado una dinámica virtuosa donde por cada euro del Estado, las empresas ponen 7 euros para el cumplimiento de los objetivos para la transición energética”, resaltó el funcionario

Actualmente existen cuatro líneas de ayudas abiertas. La que más inversiones generó hasta el momento es aquella para PYMES y grandes empresas del sector industrial mediante la incorporación de equipos o procesos de sistemas de gestión de energía.

Esta consta de un fondo de € 12.079.000 y continuará abierta hasta el 30 de junio del 2023.

Por su parte, € 2.772.376 de otra de las líneas están disponibles hasta diciembre del 2023 para la realización de instalaciones de energías renovables térmicas en sectores industrial, agropecuario, servicios u otros subsectores. 

Existen dos más activas hasta fin del próximo año: una para instalaciones de autoconsumo con fuentes limpias por € 14.536.460 y otra para compra de vehículos eléctricos e instalaciones de puntos de carga por € 8.588.130.

Fernández incita a las compañías a solicitar ayudas para el desarrollo de las diferentes tecnologías en pos de un avance en el hidrógeno para el almacenamiento y para la instalación de energías intermitentes.

Desarrollo de infraestructuras del hidrógeno, de la potenciación de las energías renovables, Asturias no solo quiere participar en el despliegue sino en la participación en la cadena de valor. 

“Vamos a pedir más de 20 millones adicionales de euros al IDAE para invertir en nuestra industria”, señaló el Consejero y se comprometió a atender a todas las empresas que necesiten un impulso para sus proyectos en Asturias. 

Desarrollo de infraestructuras del hidrógeno, de la potenciación de las energías renovables, Asturias no solo quiere participar en el despliegue sino en la participación en la cadena de valor. 

“Las comunidades autónomas que primero lo gaste, tienen la posibilidad de solicitar más recursos. Necesitamos que las solicitudes nos desborden para pedir nuevos fondos”

Os pediremos ayudas en hidrógeno verde Asturias es una de las 3 regiones que señala la UE con potencial. 

Os pediremos ayudas para la E offshore donde hay empresas como EDP que apuestan fuertemente por primeras inversiones de carácter experimental para demostrar que puede trabajarse con el sector de pesca 

“Buscaremos donde sea los fondos para poder atender a todas las empresas que necesiten un impulso para invertir en nuestra región”

Por último, destacó el papel de ArcelorMittal y Asturiana de Zinc, las dos principales compañías beneficiarias de las líneas de ayuda de Asturias, agradeciendo el arraigo y la apuesta por el crecimiento de su región. 

En las oficinas de la Organización Latinoamericana de Energía – OLADE, y con la presencia de funcionarios de gobierno, representantes del cuerpo diplomático, la empresa privada, la academia y medios de comunicación, se firmó un memorando de entendimiento entre OLADE y Huawei Technologies.

El documento manifiesta como objetivo “potenciar la transición energética limpia para América Latina y el Caribe, a partir de la cooperación en implementación de normas técnicas y capacitación profesional en la industria energética”.

Las palabras de apertura las ofreció Alfonso Blanco, secretario ejecutivo de OLADE, quien explicó la motivación que impulsó la firma de este memorando: “Hay un convencimiento, tanto de nuestro lado como el de Huawei, que las transiciones energéticas en Latinoamérica y El Caribe deben ser profundizadas y existe una gran oportunidad a través de la digitalización y del aprovechamiento de los recursos.”

Y resaltó que, desde la organización que dirige, “se apoya a los países miembros a través del desarrollo de políticas públicas y acciones para que el sector energético se constituya en un dinamizador de sus economías y que brinde mejores condiciones de vida para sus habitantes”.

Esta firma representa un compromiso de colaboración público privado que incluye una serie de actividades como capacitación y formación, además de la participación de Huawei en la Semana de la Energía, el principal evento de contenido estratégico del sector en la región, organizado por OLADE.

Por su parte, Michael Xue, vicepresidente de Huawei Latinoamérica, hizo un recuento de los 20 años de trayectoria de la empresa en la región y afirmó: “A través de nuestra cooperación con OLADE, esperamos trabajar juntos para impulsar la transformación hacia una industria energética más limpia y eficiente, y un desarrollo más sostenible”.

Desde el sector público, Cinthya Rodríguez, subsecretaria de Minería Industrial, del Ministerio de Energía y Minas, destacó la importancia de este tipo de iniciativas que van en línea con los objetivos de esa cartera de Estado: “estamos encaminándonos a una minería inteligente y conectada con la tecnología, una minería con responsabilidad social y ambiental”, indicó la funcionaria.

La intervención del presidente de Digital Power de Huawei Latinoamérica, Hery Wang, hizo énfasis en el consenso mundial para lograr la neutralidad de carbono: “Creemos que es una de las mayores tendencias de los próximos 30 o 40 años”, afirmó.

Y en esa línea destacó la importancia del memorando firmado hoy: “OLADE será uno de nuestros socios más importantes… para acelerar la digitalización de la industria de la energía, reducir la brecha energética; utilizando mejores estándares tecnológicos para garantizar la seguridad y la fiabilidad de la energía; cultivar talentos para las industrias de la energía en toda América Latina…

En los próximos 30 años, Huawei ayudará a construir una infraestructura TIC de bajo carbono”.

Tras la firma del documento, el gerente general de Huawei Ecuador, Ángel Song, expresó el importante compromiso que este memorando significa para la empresa: “En Huawei cumplimos 20 años de operación en Ecuador cerrando la brecha digital. Hoy es un momento muy importante y seguiremos trabajando muy duro en esta nueva área, la energía verde”.

El evento finalizó con un espacio de networking donde los invitados intercambiaron ideas respecto a las oportunidades de transición energética.

El Ministerio de Minas y Energía de Brasil y la Empresa de Pesquisa Energética publicaron el nuevo Cuaderno del Plan Decenal de Expansión Energética 2031, referido específicamente a la transmisión de energía, donde se representan las inversiones previstas para la ampliación del sistema. 

Esta edición del PDE buscó evaluar la dinámica temporal de la ejecución de obras aún sin concesión (R$ 74,6 mil millones) en tres escenarios: dos más extremos (uno optimista y otro pesimista – ambas con menor probabilidad de ocurrencia), y una hipótesis más ponderada, adoptada como referencia en el PDE 2031, considerando alrededor del 66% de las obras sin subvenciones. 

En el escenario optimista, el documento estima que se invertirán R$ 126,4 mil millones hacia el 2031. Mientras que el panorama de referencia, la suma sería de R$ 100,7 mil millones y, en el pesimista, sólo alcanzaría los R$ 51,8 mil millones.

¿Cómo se repartirían esas inversiones? Las líneas de transmisión abarcaría R$ 69,9 mil millones, repartidos en R$ 37,6 mil millones con subvención y otros R$ 32,3 mil millones sin subsidios; en tanto que R$ 30,8 mil millones se destinarán a las subestaciones eléctricas (R$ 14,2 mil millones con subvenciones y R$ 16,6 mil millones sin). 

La nueva infraestructura de transmisión se construirá de manera equitativa entre los períodos 2022-2026 y 2027-2031, mayormente en las líneas de 500 kV, hasta alcanzar cerca de 209000 kilómetros. 

Mientras que la potencia de las subestaciones se extenderá hasta 539004 MVA, considerando que actualmente hay 421897 MVA instalados, siendo que la mayor capacidad se incorporará hasta 2026 (81.202 MVA).  

“El sistema de transmisión (TUST por sus siglas en portugués) puede representar del 10 al 20% del costo mensual estimado para las fuentes de generación, con base en los parámetros de costos adoptados en el PDE 2031. Por lo tanto, proporciona una señal importante para las decisiones de expansión de la generación, como la región y las fuentes, en gran medida impactando la planificación del sector eléctrico”, detalla el documento emitido por las autoridades de Brasil. 

Asimismo, se espera una expansión de la generación renovable en las regiones norte y nordeste del país en los próximos años debido a las licitaciones realizadas y venideras, como por ejemplo las Subastas de Energía Nueva. 

Brasil adjudicó 29 proyectos renovables en la primera Subasta de Energía Nueva del año

Por lo que tanto la EPE como el Ministerio de Minas y Energía coincidieron en que, para que esos proyectos contribuyan a la seguridad energética y aumenten la competencia en el suministro de energía, resulta “fundamental” preparar el sistema de transmisión.

Ha culminado el plazo para la presentación de la manifestación escrita de interés para adquirir energía eléctrica en extra alta tensión de la ANDE, para su uso final en el territorio nacional, con tensión de abastecimiento en 500 kV y puntos de entrega definidos en la Subestación Yguazú y Subestación Ayolas.

Al respecto, fueron recibidos un total de 23 manifestaciones de interés por un total de 5.862 MW de potencia, de las cuales:

3 empresas tienen interés en adquirir 1.000 MW;

2 estan interesadas en 500 MW ;

3 tienen interés en 300 – 400 MW ;

2 tienen interés en 200 – 300 MW;

3 están interesadas en 100 – 200 MW y

10 están interesadas en adquirir una potencia menor a 100 MW

Las empresas que manifestaron su interés, requieren la energía eléctrica para minería de criptomonedas, operación de data centers, producción de hidrógeno verde y fertilizantes.

La ANDE está concentrando sus mayores esfuerzos para la definición del mejor modelo técnico-económico que pueda ser aplicado a la Licitación, que con las informaciones de referencia obtenidas de las expresiones de interés podrá complementar el Pliego de Bases y Condiciones de la Licitación Pública para ofertar 1000 MW de potencia en el territorio nacional, así como también la definición de la tarifa base que remunere los costos y la futura expansión del parque generador.

El mencionado llamado será publicado, a más tardar, en el mes de julio del presente año.

Paraguay licita 1000 MW para adquirir energía eléctrica en extra alta tensión

El propósito de este llamado a consulta pública (RFI, sigla en inglés para Request For Information) es solicitar información desde la industria, consultores, desarrolladores, universidades, y gobiernos regionales con respecto a iniciativas de la industria nacional que estén en etapa de idea, pre-factibilidad, o factibilidad que contemplen consumo de hidrógeno verde o producción a pequeña escala para satisfacer una demanda doméstica local. Con la información que se colecte se generarán insumos clave para futuras versiones del instrumento de apoyo al desarrollo de proyectos piloto.

Con el llamado a manifestación de interés se busca caracterizar, por cada territorio, una incipiente cartera de proyectos que contemplen consumo local de H2V en alguna de las siguientes configuraciones; (1) proyecto de consumo de H2V que busque un proveedor de este nuevo energético a nivel local, (2) proyectos de consumo de H2V que contemplen la autoproducción in situ (3) proyectos de producción de H2V de pequeña o mediana escala para proveer el nuevo energético a proyectos del tipo A (consumo local sin acceso a H2V). En caso de existir proyectos que salgan de estas tres alternativas también será interesante tener información de estos.

Una vez finalizada la etapa RFI, y dependiendo de sus resultados, se podrá convocar a continuación un llamado de postulación de proyectos a ser acelerados por este instrumento, convocatoria en la que se especificarán todos los detalles a solicitar.

Toda la información solicitada será recopilada mediante un formulario online. A continuación, se describen los antecedentes solicitados, estos se se enmarcan en 5 categorías: (1) Organismo interesado (2) Descripción del Proyecto (3) Emisiones Desplazadas (4) Ciencia e Innovación (5) Equidad e Impacto Social.

Organismo Interesado: Permitirá conocer los actores involucrados, el usuario final consumidor, su ubicación y si pertenece a algún hub.
Proyecto: Caracterización de la iniciativa que permitirá conocer parámetros técnicos, económicos, y de infraestructura del proyecto.
Equidad: Potenciales impactos por sobre la organización que se presenta.
Innovación y Ciencias: Posibles necesidades de resolución de problemas que superen la oferta de los proveedores comerciales.

En su tradición de monopolizar el sistema eléctrico, el Gobierno de Bolivia, a través de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), lanza una nueva licitación para que contratistas puedan avanzar en dos parques eólicos.

Uno de ellos, Warnes II, que se emplazará en el departamento de Santa Cruz, y el segundo, La Ventolera, en el departamento de Tarija. En conjunto las centrales deberán sumar alrededor de 45 MW, señalan desde ENDE.

Los interesados tendrán tiempo para hacer sus ofertas hasta el 25 de julio próximo. Luego, la publicación de los resultados tendrá lugar el 10 de noviembre de este año.

Las empresas interesadas podrán revisar las condiciones para la presentación de sus Solicitudes de Precalificación y Ofertas en la página web de ENDE: www.ende.bo y www.dgmarket.com.

Cabe señalar que la licitación se realiza en el marco de un acuerdo de financiamiento entre el país y la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD) y se propone utilizar parte de los fondos para efectuar la contratación de una empresa o APCA Especializada para el diseño de parques y provisión, transporte, montaje, instalación, pruebas y puesta en marcha de aerogeneradores.

Naturalmente, “la propuesta técnica y económica que sea más conveniente a los intereses del Estado Plurinacional de Bolivia” será la seleccionada, indican desde ENDE.

“El precio estimado por el Contratante para la totalidad del contrato es de USD 58.292.253,68. Se aclara que la oferta debe ser presentada en Euros, y para la evaluación se considerará el tipo de cambio a Euros fijado por el Banco Central de Bolivia de la fecha de apertura de propuestas. Ofertas que excedan el precio estimado por el Contratante serán descalificadas”, indican desde ENDE.

Hasta el momento

Cabe señalar que la capacidad eólica instalada actualmente dentro del Estado Plurinacional de Bolivia proviene de las plantas de cuatro plantas en manos de Ende: El Dorado, de 54MW; San Julián, de 39,6MW; Qollpana, de 27MW; y Warnes, de 14,4MW.

A comienzos de mayo, Pedro Sánchez, presidente del Gobierno español, resaltó en la Reunión Anual del Cercle d’Economia, en Barcelona, la apuesta de su administración con las energías renovables.

También apuntó sobre la necesidad de “avanzar hacia la autonomía energética, con un mercado energético reformado». Con una apuesta decidida por las energías renovables, como está haciendo España”.

Siguiendo esta línea, la Secretaria de Estado de Energía, Sara Aagasen, comentó la semana pasada en Asturias: “Con las tensiones geopolíticas que estamos viviendo, que impactan en las cadenas de suministros y en los precios de la energía, tenemos que dar pasos para seguir siendo competitivos, pero no podemos frenar, porque entonces otros serán los competitivos”.

Asimismo, destacó que en la aceleración de la transición energética no debe caerse en nuevas dependencias. “Tenemos que conseguir una autonomía estratégica, tecnológica y energética”, agregó la funcionaria.

En este sentido, recalcó que no solo buscan transformar el modelo productivo o el sistema energético, sino generar un desarrollo industrial en el territorio. “Tenemos que conseguir que las tecnologías se diseñen y se fabriquen en España”, enfatizó Aagasen.

Además, marcó que los dos REPowerEU son “mensajes contundentes de la Unión Europea (EU) para acelerar la transición, trabajar juntos y apostar por una visión verde”.

Estas ayudas asignadas por la UE tienen como objetivo desligar a los países miembro de la dependencia del gas ruso, mediante el impulso de energías renovables. Una primera presentación fue realizada el 8 de marzo, y una segunda el 18 de mayo.

Por su parte, la Secretaria de Estado de Energía subrayó el valor del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) en el apoyo a las comunidades autónomas españolas hacia el cambio energético.

“El PRTR está construido en clave verde. Hablamos de que el 40% de las actuaciones son por, y para, la transición ecológica. Pero quiero destacar que el 100% del plan tiene que pasar por un filtro ambiental. Ninguna de las acciones hechas por compañeros o ministerios, puede hacer daño al medio ambiente”, indicó la directiva.

Aagasen remarcó al PRTR como uno de los tres pilares en la transición energética de España. Sumándole el Fondo Nacional de Eficiencia Energética, es decir las aportaciones que deben realizar las comercializadoras de gas y electricidad, y los operadores de productos petrolíferos y de gases licuados de petróleo, según una cuota anual de ahorro de energía.

Y como último pilar, mencionó a los Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica,en Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE EHRA).

“Hemos lanzado convocatorias para proyectos pioneros en hidrógeno renovable,una iniciativa que nació con 150 millones de euros, hace dos semanas cerramos la ventana, y se han presentado más de 800 millones en emprendimientos. El hidrógeno verde tiene mucho futuro en España”, informó la funcionaria.

Siguiendo con las ayudas, enumeró distintos programas, como el destinado a la movilidad eléctrica y la infraestructura de carga, que recibió más de 50.000 solicitudes y tiene una línea de 800 millones de euros.

También describió el plan para autoconsumo, al que catalogó como “ese empoderamiento ciudadano en el mundo energético”, que tuvo más de 70.000 aplicaciones. Además, resaltó las ayudas al almacenamiento, que tienen un fondo de 40 millones.

“El modelo español, tiene una gran capacidad, recursos renovables, tecnología y conocimiento, nos va a permitir ser vistos como un polo en la innovación en la transición ecológica”, opinó Sara Aagasen, Secretaria de Estado de Energía.

El municipio de Cutral Co, Neuquén, finalmente continuará con el proyecto del parque solar de 3,5 MWp de potencia, tras adjudicar a una de las empresas que competían en la licitación luego de una solicitud de mejora de oferta. 

Y cabe recordar que, previo análisis de las ofertas técnicas y económicas, el municipio neuquino debió ajustar el presupuesto para no declarar desierta la convocatoria y avanzar con uno de los primeros parques fotovoltaicos de la Patagonia. 

Walter Mardones, secretario de Saneamiento y Desarrollo Industrial de la Municipalidad de Cutral Co, dialogó con Energía Estratégica y comentó que se decidió aumentar el presupuesto oficial a $629.702.241,98 y la propuesta de Proyección Electroluz cumplió con los requisitos técnicos y económicos, por lo que la próxima semana firmarán el contrato para el inicio de obra.

“La oferta de dicha empresa santafesina fue de $629.891.853,95 (IVA incluido). Cerraba muy bien, y cabe destacar que desde la oferta inicial mejoraron mucho la performance del parque, no sólo en el equipamiento a instalar, sino también en el reporte de la simulación de energía. Cumplen satisfactoriamente con el proyecto que deseamos que se construya”, explicó.

“Ya se le entregó la orden de compra a Proyección Electroluz y el miércoles o jueves de la próxima semana firmaremos el contrato de ejecución de obra del parque solar de Cutral Co”, agregó. 

De este modo, la central fotovoltaica tendrá la misma potencia ideada y quedará interconectada al sistema a través de una línea de 13,2 kV, con inyección a la red, sin bajar la calidad del parque ni la exigencia o tecnología a utilizar. 

Y la misma se ubicará  en el Parque Tecnológico Cutral Co sobre la Ruta Nacional N°22, kilómetro 1333, propiedad del municipio homónimo, a poco más de cien kilómetros de la capital de Neuquén.

En tanto que los equipos que se utilizarán mayormente provendrán desde el extranjero, por lo que el plazo de entrega será de 45 días según aseguró Mardones. Mientras que la empresa tendrá un plazo de ejecución de obra de ocho meses, acorde a la curva planteada. 

“La compañía hará su logística para desembarcar en la localidad en los próximos días. Y entendemos que en febrero del próximo año tendríamos el parque solar construido”, reconoció el especialista. 

“Es un gran desafío y un sueño que queremos cumplir, pero también es una puerta que se abre a que se sigan construyendo más megavatios de energía solar. Y si esta empresa hace las cosas bien, seguramente tengan la posibilidad de continuar con nosotros en el proyecto”, concluyó el secretario de Saneamiento y Desarrollo Industrial de la Municipalidad de Cutral Co, entendiendo que desde la concepción del proyecto se planteó que se pueda ampliar a 15 MW de capacidad en el futuro. 

Wayne Stensby, CEO y presidente de Luma destacó los logros de la empresa en su primer año de actividades como operadora independiente del sistema de distribución y transmisión de Puerto Rico.

Entre las cifras más representativas en el área de recursos renovables, el ejecutivo se refirió a la mejora significativa lograda en conexiones de clientes a medición neta.

Mientras que la AEE arrastraba unos 8000 casos pendientes, la empresa liderada por Stensby habría conseguido superar las 25000 conexiones aprobadas en sólo 12 meses. Aquello representaría 130 MW de capacidad solar instalada en el último año.

Además registraría un promedio superador que el de años atrás para instalaciones mensuales de generación distribuida, pudiendo capitalizar 2100 en la actualidad frente a las 450 que se pudieron conectar mes a mes, en años previos.

La resiliencia sería prioridad frente la temporada de huracanes que se avecina, por lo que un despliegue acelerado de aquellas instalaciones junto a un trabajo en infraestructura de red, servirían para prepararse ante contingencias por el clima adverso. En tal sentido, además de incrementar las conexiones de techos solares ya habrían reemplazado aproximadamente 3000 postes del tendido eléctrico que habrían estado dañados y que podrían ser vulnerados aún más ante fuertes vientos.

En conferencia de prensa el CEO de Luma también reforzó la idea de que en lo que respecta a confiabilidad del sistema han impulsado mejoras en la frecuencia de interrupciones de servicio, llevándolas de 10.6 puntos durante la gestión de la AEE hasta los 7.5 en este primer año de operaciones a cargo de Luma.

Según el Índice de frecuencia media de interrupción del sistema (SAIFI), esa mejora en la confiabilidad del sistema se debería a un 30% de reducción de las interrupciones del servicio de energía eléctrica.

A través de un webinar lanzado abierto a todo público, TrinaTracker -fabricante líder de seguidores y unidad de negocios de TrinaSolar- lanzó oficialmente para la región latinoamericana su línea de trackers Vanguard 1P con un webinar que demostrará las capacidades de eficiencia y resistencia ante climas adversos.

El webinar denominado “Innovación tecnológica para el desarrollo de proyectos FV: TrinaTracker Maximizando la generación inteligente”, contó con la presencia del Vicepresidente para Latinoamérica y el Caribe de TrinaSolar, Álvaro García-Maltrás; Juan González, gerente de ventas para la región de Trina Trackers, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía y Céline Assémat, responsable de Análisis y Modelación del Mercado Chileno en DNV donde debatieron en torno a la importancia de las tecnologías aplicadas a las estaciones de generación fotovoltaica a gran escala y cómo la generación inteligente de Vanguard 1P y sus algoritmos maximizan la eficiencia en proyectos FV.

La nueva serie de trackers Vanguard 1P, es totalmente compatible con módulos de potencia ultra alta desde los 400W hasta 670W+ y enriquece aún más la generación en escenarios climatológicos adversos, optimizando a través de su tecnología aplicada los tiempos necesarios en la operación y mantenimiento de una estación o parque fotovoltaico.

Vanguard 1P adopta el diseño de una sola fila e incluye avances tecnológicos que garantizan una mayor fiabilidad, mejor generación de energía, incrementa el coste optimizado del Equilibrio del Sistema (BOS) y cuenta una adaptabilidad mejorada. Además, el producto ha sido sometido a extensas pruebas de túnel de viento que incluyó simulaciones dinámicas, estáticas y aeroelásticas.

El revolucionario diseño de Vanguard 1P lo convierte en un sistema altamente confiable en áreas con altos niveles de concentración de polvo. Además, los 5 mejores fabricantes de robots de limpieza inteligentes son compatibles con el producto. Como resultado, Vanguard 1P garantiza un alto rendimiento energético en toda la región de América Latina que cuenta con un sinnúmero de climas y de variada geografía que van desde la extrema humedad de zonas como Brasil o Colombia a climas desérticos, como del norte de Chile, donde las condiciones propias del desierto de Atacama hacen que los sistemas estén en constante contacto con polvo y fuertes vientos.

Características únicas que optimizan tiempos y mejoran eficiencia

Vanguard 1P cuenta con un software inteligente que le diferencia, SuperTracktm, el cual se caracteriza por ofrecer una ganancia de rendimiento adicional de hasta 8%. SuperTracktm se presenta con dos algoritmos, el primero denominado Algoritmo de Seguimiento Inteligente se utiliza para optimizar la producción de energía en condiciones climáticas de alta irradiancia difusa, mientras que el Algoritmo de Backtracking Inteligente optimiza el rendimiento energético cuando el sombreado es causado por la instalación de matrices en terrenos irregulares.

Por otro lado, el rodamiento esférico patentado de TrinaTracker, único en el mercado por sus tres ejes de rotación, minimiza la tensión y la deformación de la estructura y mejora aún más la fiabilidad y la adaptabilidad en terrenos complejos. Este rodamiento proporciona autoalineación con una capacidad de ajuste de ángulo del 30%, lo que puede corregir la desviación de la instalación, reduciendo la tasa de fallas y los costos de operación y mantenimiento.

Sumado a esto, la abrazadera patentada Trina Clamp añade valor a las instalaciones Vanguard 1P al reducir el tiempo de instalación en un 50%. Por otro lado, el sistema de doble amortiguador incluido en la estructura del seguidor Vanguard 1P acorta el tiempo de oscilación del tracker, evita la propagación de la oscilación, reduce la respuesta dinámica y aumenta la velocidad crítica del viento.

Alvaro García-Maltrás, vicepresidente para Latinoamérica y el Caribe en TrinaSolar Comentó: «Estamos orgullosos de lanzar Vanguard 1P, ya que sus características innovadoras cubren particularmente las necesidades de nuestros clientes en la región. Vanguard 1P enriquece y fortalece nuestra cartera de trackers y nos permite proporcionar la mejor solución de seguimiento en todos los rincones del mundo».

Con Vanguard 1P, TrinaTracker demuestra una vez más que su ADN central se caracteriza por ser pionero en calidad y novedad. La compañía se enfoca continuamente en ofrecer soluciones de alta tecnología que logran el mayor rendimiento de energía, los costos más bajos de equilibrio del sistema (BOS) y el costo nivelado para sus clientes. TrinaTracker es la única empresa en el mercado solar que ofrece módulos, seguidores y monitorización inteligente desde una única fuente.

Soltec, compañía especializada en soluciones integradas verticalmente en el sector de la energía solar fotovoltaica, lanza la tercera edición de su programa formativo Solteach. Este año las becas se distribuirán entre España, México y Colombia, tres países donde Soltec tiene una presencia estratégica. La compañía ha anunciado que concederá 45 becas entre los tres países a los mejores expedientes al finalizar sus estudios de ingeniería para que puedan formarse con la compañía en el sector de la fotovoltaica y pasar a formar parte de su plantilla.

El plazo para inscribirse comienza el próximo 1 de junio y finaliza el 20 de junio, y podrán aplicar a la beca graduados en Ingeniería Industrial Mecánica y/o Eléctrica, Ingeniería Electrónica Industrial y Automática, Ingeniería Civil (con especialización en infraestructuras), Ingeniería de Telecomunicaciones e Ingeniería Informática. La formación dará comienzo la primera semana de julio.

El curso consta de un módulo transversal de 70 horas que se impartirá en formato online y contará con el expertise y conocimientos de diferentes profesores del sector de la energía fotovoltaica y será liderado por ENAE.

Además, habrá una formación específica de especialización para Project Managers, Sales y Engineers, que se realizará en formato presencial en las instalaciones de Soltec con formadores internos. Los alumnos podrán elegir si realizar la formación en Murcia, Bogotá o Ciudad de México.

Los seleccionados para cursar esta beca no solo tendrán la posibilidad de formarse con un amplio equipo de expertos en el sector fotovoltaico, sino que tendrán cubiertos los gastos de alojamiento y manutención durante el tiempo de formación.

Durante la formación de la beca, que tiene un periodo de duración de dos semanas, los docentes evaluarán a todos los alumnos. Aquellos estudiantes que, a lo largo del curso de formación, hayan demostrado tener las competencias requeridas y una buena actitud tendrán la oportunidad de desarrollar su talento como parte de la plantilla activa de Soltec.

“La creación de empleo es fundamental para nosotros. Apostamos por apoyar a los jóvenes en formación, no solo para darles un futuro sino también porque consideramos que es una vía para impulsar la transición energética fomentando el interés de estos futuros profesionales en la industria fotovoltaica”, ha comentado Raúl Morales, CEO de Soltec.

Para más información y para el envío de solicitudes dirígete a nuestra página web: https://soltec.com/es/solteach/

 Ya se ha abierto el plazo para inscribirse en la Semana del Clima de América Latina y el Caribe 2022 (LACCW 2022). El evento marca el regreso de las Semanas del Clima a la región de forma presencial y abre la oportunidad para que los gobiernos y las partes interesadas trabajen juntos sobre el cambio climático.

Si desea participar en el evento, o busca las últimas noticias sobre la Semana del Clima de América Latina y el Caribe, vaya a la página la página de inscripción de la LACCW 2022.

La LACCW 2022 reúne a las partes interesadas de la región con el potencial de cambiar el rumbo del desafío climático. El evento abre un espacio para que los gobiernos, los líderes del sector privado, las organizaciones de cooperación y desarrollo, los jóvenes y la sociedad civil se unan a diálogos orientados a la búsqueda de soluciones, encuentren un espacio común y forjen asociaciones para la acción climática. Un centro de acción, el Action Hub, presentará ejemplos positivos de acciones que se están llevando a cabo ahora mismo para evitar los peores efectos del cambio climático y construir comunidades resilientes.

La Secretaria Ejecutiva de ONU Cambio Climático, Patricia Espinosa, dijo: «Las importantes decisiones adoptadas en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático COP26 celebrada el año pasado en Glasgow, hacen que se acelere la aplicación del Acuerdo de París. La colaboración regional ha surgido como motor del progreso global. Por otro lado, el Pacto de Glasgow sobre el clima anima a las agencias de la ONU y a los líderes de los sectores público y privado a trabajar juntos hacia una acción climática creíble y duradera. La LACCW 2022 reunirá a las principales partes interesadas para avanzar en la acción climática regional y ayudar a construir el impulso para un resultado sólido en Egipto, en la COP27 el próximo mes de noviembre en Sharm el-Sheikh «.

La LACCW 2022 está auspiciada por el Gobierno de la República Dominicana y organizada por ONU Cambio Climático en colaboración con el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo, el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente y el Grupo del Banco Mundial. Los socios de la región son la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), la CAF-Banco de Desarrollo de América Latina y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

De cara al evento de julio en Santo Domingo, el ministro de Medio Ambiente y Recursos Naturales de la República Dominicana, Orlando Jorge Mera, dijo: «La Semana del Clima de América Latina y el Caribe se centrará en las realidades del cambio climático a las que nos enfrentamos en la región. Nuestras sociedades y economías se ven gravemente afectadas por los efectos climáticos, y sabemos que la acción climática es un camino hacia un desarrollo saludable. Las ciudades, las empresas y las comunidades deben trabajar juntas para encontrar soluciones. Esperamos que la Semana del Clima sirva para debatir nuestros riesgos compartidos, identificar estas oportunidades emergentes y trabajar juntos en las soluciones».

El Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Nacional para el Cambio Climático de la República Dominicana, Max Puig, dijo: «La Semana Regional del Clima Latinoamérica y Caribe es una gran oportunidad para alcanzar el involucramiento real, profundo y duradero de todos los sectores económicos, políticos y sociales, elemento clave para avanzar hacia la transición inclusiva que nuestras sociedades necesitan para enfrentar el cambio climático, tanto para mitigar sus causas como para adaptarnos a sus efectos, en esta ocasión, desde una perspectiva de cooperación regional”.

La LACCW 2022 forma parte de la serie de Semanas del Clima regionales 2022, que continuará con la Semana del Clima de África 2022 a finales de este año. La MENACW 2022 inició la serie en marzo en Dubai y contó con la participación de casi 4 000 personas durante cuatro días. Para ver los principales resultados de MENACW 2022, visite la página de la MENACW 2022 para ver los vídeos de la sesión de clausura, el Centro de Acción y las sesiones temáticas.

Visite la página de las Semanas del Clima regionales 2022 para ver cómo las distintas regiones ya marcan la diferencia sobre el cambio climático.

Días atrás, Brasil adjudicó 29 proyectos renovables en la primera Subasta de Energía Nueva del año (A-4), por un total de 947,9 MW de potencia a instalar hasta el 2016, luego de haber registrado más de 1800 ofertas por 75 GW de suministro.

De este modo, las empresas abastecerán la demanda de las distribuidoras CEMIG, Neoenergia Coelba y Light, y bajo un precio medio de R$ 258,16 (54,56 dólares al tipo de cambio actual), por MWh, siendo el costo de los parques solares el más bajo de la convocatoria (R$  178,24 – USD 37,67). 

Pero de esas centrales renovables, algunas son etapas de proyectos de mayor envergadura, en tanto que otras lograron adjudicaron potencia en un solo emprendimiento, en su mayoría pertenecientes a la mediana. 

A continuación Energía Estratégica trae el detalle de los grandes ganadores de la subasta, según los datos compartidos por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL): 

El proyecto al que se le asignó mayor capacidad fue la termoeléctrica de biomasa “Suzano RRP1”, con 384 MW, con una garantía física vendida de 130 MWmed y a un precio de R$ 315, el más elevado por megavatio hora. Proyecto que representará una inversión de R$ 3.914.364.150.

Seguido de dicho emprendimiento se encuentra el parque solar Belmonte, de la compañía Solatio, el cual costará una inversión de R$ 445.275.900 a través de las fases 1.1, 1.4 y 2.1, que tendrán una capacidad de 50 MW, 6,061 MW y 50 MW, respectivamente (total de 106,061 MW y 33,8 MWmed), a un valor de R$ 178, 178,66 y 177,99. 

Un paso más atrás se ubica el proyecto eólico “Serra da Borborema”, de la empresa EDP Renováveis, que supondrá una inversión de R$ 784.359.250 repartido entre la etapa I y II (43,4 MW y 49,6 MW = 93 MW). Y el mismo tendrá una garantía física vendida de 22,9 MWmed y 26,5 MWmed, a un precio de venta de R$ 178,65 y R$ 179,49 por MWh. 

Mientras que el complejo fotovoltaico Baraúnas IV y XV, a cargo de Brennand Energía, adjudicó dos fases que suman un gasto de R$ 522.522.000, por una potencia de 41,58 MW y 48,51 MW (total de 90,09 MW) y 21,1 MWmed + 22,3 MWmed, a R$ 179,50 y 179,67.

Canadian Solar también ganó la posibilidad de abastecer la demanda de las distribuidoras mediante dos facetas del parque solar Luiz Gonzaga (I y III), que tendrá una inversión de R$ 242.013.62 y una capacidad a instalar de 60 MW (30 MW y 30 MW), además de una garantía física vendida 18 MWmed a R$ 178,52 cada etapa. 

A continuación el listado completo de los proyectos adjudicados en la Subasta de Energía Nueva A-4 2022:  

Proyecto
Fuente
Potencia (MW)
Garantía física (MWmed)
Precio de venta (R$ MWh)

Alto Garcia
Hidroeléctrico
2
1,36
289,6

Fundãozinho
Hidroeléctrico
22
14,9
291,79

CAVERNOSO III
Hidroeléctrico
6,48
3,54
289

CAVERNOSO IV
Hidroeléctrico
5,999
3,23
289,59

CAVERNOSO VIII
Hidroeléctrico
4,986
2,69
289,5

Campo Belo
Hidroeléctrico
11,998
6,45
265

Braço Sul
Hidroeléctrico
9,5
4,48
289,6

MARUIM
Hidroeléctrico
1
0,65
264,99

Santo Antonio do Jacuí
Hidroeléctrico
4,652
2,52
289

Córrego Fundo
Hidroeléctrico
10
6,35
289,6

Rio da Conceição
Hidroeléctrico
4,4
2,61
289,5

FARTURA
Hidroeléctrico
4,948
2,71
290

JUÁ ENERGIA
Hidroeléctrico
3
2,19
275

Linha Onze Oeste
Hidroeléctrico
15,52
8,55
268,45

BOA VISTA
Hidroeléctrico
5
2,5
290

PAREDINHA
Hidroeléctrico
21
12,07
290,8

Saltinho RS
Hidroeléctrico
27,268
13,83
265

SÃO LUÍS
Hidroeléctrico
30
16,94
280

Baraúnas IV
Eólico
41,58
21,1
179,5

Baraúnas XV
Eólico
48,51
22,3
179,67

Serra da Borborema I
Eólico
43,4
22,9
178,65

Serra da Borborema II
Eólico
49,6
26,5
179,49

Belmonte 1.1
Fotovoltaica
50
16
178

Belmonte 1.4
Fotovoltaica
6,061
1,8
178,66

Belmonte 2.1
Fotovoltaica
50
16
177,99

Luiz Gonzaga I
Fotovoltaica
30
9
178,52

Luiz Gonzaga III
Fotovoltaica
30
9
178,52

SUZANO RRP1
Termoeléctrica de biomasa
384
130
315

IPIRANGA BIOENERGIA MOCOCA II
Termoeléctrica de biomasa
25
15,8
314,64

El 19 de junio próximo Colombia definirá si el candidato izquierdista Gustavo Petro, del Pacto Histórico, o el derechista Rodolfo Hernández, de la Liga de Gobernantes Anticorrupción, se quedan con la Presidencia.

Si bien ambos candidatos sostuvieron abiertamente que las energías renovables, principalmente la eólica y la solar, continuarán en el centro de la agenda energética, “ninguno dice cómo lo van a hacer”, advierte Germán Corredor.

En efecto, el Director Ejecutivo de SER Colombia pone el foco sobre el rol que tomará el Estado y le dejará al sector privado; el tipo de proyectos que se van a favorecer; regulaciones que se podrían implementar; y hasta quiénes ocuparán los principales cargos de gestión.

En diálogo con Energía Estratégica, el dirigente sintetiza: “Ninguno tiene un programa detallado que explique el modo de cómo lo desarrollarán”.

Los anticipos

“Petro hace una propuesta muy orientada al cambio climático y al medioambiente. Sostiene que impulsará a las energías renovables. Habló de incentivar políticas de techos solares, a la energía eólica y no impulsar más a las hidroeléctricas de embalse. Pero nos gustaría conocer más en detalle su propuesta”, indica el Corredor.

Hace algunas semanas SER Colombia mantuvo una reunión con el equipo de energía del Pacto Histórico, cuya agenda versó sobre la importancia de la mantención de medidas de la actual gestión de Iván Duque continúen.

“Les hablamos de la importancia que se mantengan incentivos tributarios para las energías renovables y de que continúe el programa de subastas estatales para fortalecer al mercado”, confía Corredor y evalúa: “Nos escucharon y fueron receptivos”.

Por otra parte, el directivo adelanta que están pidiendo audiencia con el otro partido en disputa, la Liga de Gobernantes Anticorrupción, para que la entidad gremial le pueda manifestar sus inquietudes. “Esperamos que podamos reunirnos en estos días”, enfatiza.

Respecto a la posición de Hernández, el dirigente observa que “también se habla de impulsar a las energías limpias”, pero sin dar detalles.

En tanto, cuenta que una de las propuestas tiene que ver con reformar la CREG, para hacerla más ágil. “Hay q ver que significa eso. Porque la Comisión de Regulación (de Energía y Gas) es clave para todas las normas q se vayan a impulsar”, indica Corredor.

“En definitiva, vemos que es un hecho que se van a seguir incentivándose las renovables. Ambos candidatos están interesados en impulsar, pero veremos cómo llevan a cabo este proceso”, concluye el director de SER Colombia.

La Cámara de Diputados de la Nación finalmente constituyó la nueva Comisión de Energía y Combustibles, luego del cambio de autoridades parlamentarias, producto de las elecciones legislativas del 2021. 

Y el chubutense Santiago Igon, diputado por el partido Frente de Todos (cargo que ocupa desde el 10 de diciembre de 2015) fue electo presidente de la Comisión por los próximos dos años parlamentarios, tras haber sido secretario y vicepresidente del propio comité. 

Mientras que Francisco Sánchez (PRO) y Guillermo Carnaghi (Frente de Todos) ocuparán la vicepresidencia 1° y 2° respectivamente. Y los secretarios y secretarias de la comisión de trabajo serán Jimena Latorre (UCR), Ana Clara Romero (PRO), y Adolfo Bermejo (Frente de Todos), todos patagónicos. 

A eso se debe agregar que también se votó la continuidad de los martes como el día estipulado para la reunión de la Comisión de Energía y Combustibles, precisamente en el horario de las 17hs. 

Guillermo Carnaghi, sostuvo que “el comité tiene el desafío de consolidar el crecimiento del sector energético y acompañar las políticas del gobierno actual, que viene gestionando Darío Martínez desde la Secretaría de Energía”.

“Esperemos se den los debates con la riqueza que necesitamos. No hay mejor diálogo que poder escuchar a todos los sectores involucrados. Porque la cuestión energética atraviesa los principales ejes de toda política pública a largo plazo: el empleo, la producción, la economía, el medio ambiente y la planificación de obras”, agregó Tanya Bertoldi, integrante de la Comisión. 

Y cabe recordar que, desde que comenzó el período legislativo 2022, ya hay varios proyectos de ley que involucran a las renovables ingresados en el Congreso de la Nación. Entre las que se incluyen dos iniciativas para declarar Capital Nacional de las Energías Renovables a dos provincias y otras dos que buscan promover la instalación de paneles solares y baterías en las viviendas del país.

Aunque en ninguno de los casos son proyectos presentados por los diputados electos para ocupar los altos cargos de la Comisión recientemente conformada. Ni tampoco se le dio mucha relevancia a las renovables durante el acto de constitución, hecho que podría cambiar si se rearma la agenda legislativa en materia energética para este 2022. 

SofarSolar es una empresa china fundada en 2013, dedicada a la venta de inversores. En los últimos cinco años llevan vendidos más de 1,3 GW de inversores, además prevén duplicar su producción global en el 2022.

Hace unos meses, la compañía fabricante de baterías KTL adquirió la mitad de SofarSolar, y en conjunto están desarrollando una nueva línea llamada “All in one”.

El plan es lanzar a la venta este producto en septiembre, con lo que estiman instalar unos 120 MW este año, mientras que para el 2023 calculan lograr entre 800 MW y 1 GW.

En diálogo con Energía Estratégica, Moisés Labarquilla, director comercial de Iberia para SofarSolar, destaca la potencia del mercado español para las baterías: “Vemos que la demanda se ha multiplicado por 10 en los últimos tres meses”.

Asimismo, resalta que en el país se están ejecutando entre 15 mil y 20 mil instalaciones de autoconsumo por mes. “Con todo este contexto de suba de precios y seguridad de suministro, la gente ya quiere sí o sí utilizar la batería”, explica las razones de este crecimiento el ejecutivo.

Por otro lado, recalca la subvención para la instalación de almacenamiento, que califica de “muy potente”. Estas ayudas fueron aprobadas por el Gobierno en el año 2021, los programas contarán con un presupuesto inicial de 660 millones de euros ampliables hasta 1.320 millones a medida que las comunidades autónomas agoten sus asignaciones iniciales.

En cuanto a términos regulatorios, el directivo reconoce que han habido avances, haciendo hincapié en que hace dos años “era muy restrictivo y complejo hacer una instalación fotovoltaica”, y hoy se ha simplificado el desarrollo a nivel gubernamental.

De hecho valora la medida del Gobierno español, donde se reserva un 10% del total de la red eléctrica para el autoconsumo, pero considera que con ello no alcanza si no se hacen modificaciones en la normativa.

“Lo que hay que hacer es integrar a la generación distribuida en la redistribución y transporte de España”, opina Labarquilla.

“En España queda mucho por hacer. Por ejemplo, el sistema anti-vertido, se están instalando mucho en industrias que ponen 200-300 kW para poder legalizar las instalaciones, y estamos dejando de verter esa energía a la red y comprando en cambio energía a gas”, comenta el directivo y adelanta que, junto a otras empresas del sector, están trabajando para que el reglamento sea modificado.

IVA

“El 22 de abril la Unión Europea (UE) publicó una directiva de obligado cumplimiento, donde se insta a los países miembro a que rebajen el IVA de las instalaciones fotovoltaicas, o lo pongan a cero. Y que eliminen las barreras regulatorias para la inclusión máxima de autoconsumo en cubierta”, advierte el ejecutivo.

En España el IVA es del 21% para estas tecnologías, el plazo para aplicar esta reducción es del 7 de julio. “Es una presión para pisar el acelerador, y poder hacer la integración energética que necesita el país”, destaca el director comercial de Iberia para Sofarsolar.  

“Soy optimista con estos cambios en el reglamento, porque España sólo tiene una oportunidad, y es esta. La solución para los altos precios de la energía en el país, y en Europa, es liberar el desarrollo de las tecnologías, que no es un programa técnico, es un programa regulatorio”, enfatiza Labarquilla.

Acciona Energía, desarrolladora de proyectos renovables, tiene activos que superan los 11 GW instalados en el mundo. El país donde mayor presencia tiene es España con 6 GW.

Navarra es uno de los pilares de la compañía en el país, donde el 50% del consumo eléctrico es generado por los activos de la empresa. 

A su vez, esta comunidad es la tercera de mayor cuota de potencia eólica instalada en toda España, solo por detrás de Aragón y Castilla y León. 

“Hay 3.124 MW de energía eléctrica (instalada en Navarra), de los cuales 1.305 son eólicos, más de un 40% del total”, precisó Isabel Jiménez, Técnico Promoción Nacional de Acciona Energía, en un evento organizado por la cámara de comercio de la ciudad autónoma.

La directiva destacó que los planes del  del Gobierno local por mayor integración de renovables está alineado con los planes de la Comisión Europea con vistas al 2050, donde se propone la neutralidad climática en esa fecha.

En esta línea, también comentó que se van a promover tecnologías del almacenamiento que puedan apoyar a las energías renovables, a través de distintas tecnologías como  hidrógeno verde, bombeo reversible o biomasa.

Sin embargo, enumeró una serie de problemas que retrasan proyectos en Navarra, poniendo en primer lugar una oposición por parte de la sociedad. “No en todas partes, pero sí en algunos puntos concretos, y están perjudicando bastante el desarrollo de emprendimientos”, advirtió la directiva.

Otro punto que recalcó fue la disponibilidad para evacuar nuevos proyectos, resaltando que hay tres nudos disponibles hoy en día, las subestaciones “Muruarte”, “La Serna” y “Tudela”.

En este sentido, subrayó la necesidad que se genera de que los proyectos se encuentren cercanos a los puntos de acceso y conexión, para evitar al máximo largos trazados de líneas eléctricas.

“También hay dificultad para encontrar emplazamientos cercanos a esos nudos. Es muy complicado encontrar en Navarra una zona que pueda ser viable, y sin restricciones ambientales, urbanísticas y agrícolas”, enfatizó la ejecutiva.

Además, hizo mención de los trámites de autorización que se encuentran: “A veces nos ocurre que empezamos tramitando un proyecto con una tecnología, y resulta que para cuando lo tenemos autorizado, ya está obsoleta. O si no ya existen otras muy mejoradas”, se pronunció Jiménez.

Como contraparte, describió soluciones y formas con la que podrían mejorarse algunos de estos conflictos.

Por ejemplo, aconsejó que para mitigar esa oposición social que se genera en algunos ayuntamientos, es importante hacer partícipes a la comunidad de los proyectos. 

“Dar información clara con jornadas abiertas para compartir con los vecinos la iniciativa”, explicó la directiva de Acciona Energía.

Así también, apuntó hacía el despliegue del autoconsumo: “Necesitamos un modelo centralizado y también distribuido. ¿Por qué no exportar energía eléctrica? Al igual que cuando exportamos productos agroalimentarios, podemos hacerlo con energía”, expresó Isabel Jiménez.

De acuerdo a un relevamiento realizado por Energía Estratégica España, en los primeros cinco meses del año se han presentado a evaluación ambiental 119 proyectos solares fotovoltaicos, por 15.170 MW de capacidad.

La cifra es contundente ya que, según datos de la Red Eléctrica España, en lo que va del 2022 se han puesto en marcha 819 MW de esta tecnología, alcanzando así un total 16.041 MW fotovoltaicos operando dentro de la matriz eléctrica.

Es decir que, de aprobarse y llevarse a construcción buena parte de los emprendimientos presentados de enero a mayo, podría duplicarse la potencia instalada en toda España. No obstante, según la industria, sólo la tramitación ambiental de cada proyecto puede demorar entre 1,5 a 2 años.

En el relevamiento elaborado por este portal de noticias, en base a datos oficiales del Ministerio para la Transición Ecológica, se identificaron que 87 iniciativas se encuentran en fase de inicio, por 10.786 MW; otras 20 se encuentran en consultas previas, con 3.010 MW; cinco están en la finalización de la instancia potestativa, por 677,99 MW; tres, por 304 MW, están en suspensión; uno, de 103 MW, fue asignado a consejero; y otro, de 87,52 MW, ha sido publicado en el Boletín Oficial de España (BOE).

Un único proyecto aparece con su tramitación ambiental terminada, «Campos del Turia», de 80 MW: Una planta solar que se instalará en la Comunitat Valenciana, promovida por la empresa Falck Renewables Power 2 S.L.U.

En lo que respecta a la distribución geográfica, la mayoría de estas tecnologías se ubicarán en la comunidad de Castilla y León, un total de 26, por 3.194 MW. En segundo lugar aparece Andalucía, con 23, y con la mayor potencia de todas las comunidades presentes, 3.482 MW.

El resto se reparten: 21 proyectos en Aragón de 2109 MW; 14 en Castilla-La Mancha por 1.838 MW; nueve en Castilla-La Mancha/Madrid por 1.301 MW; nueve en la Comunitat Valenciana de 912 MW; nueve en Extremadura con una potencia 1.748 MW; siete en Navarra con 504 MW y finalmente un emplazamiento estará en Madrid con 80 MW.

De esos 119 parques y plantas solares, son tres los que superan los 400 MW de potencia instalada, estos son: “Aznalcázar”, promovido por Kiwi Solar 1 S.L., este emprendimiento estará ubicado en el municipio homónimo, en la Provincia de Sevilla. Su capacidad será de 492,5 MW.

Luego, se encuentra “Navabuena”, de Navabuena solar S.L., de 448,92 MW. Esta planta se ubicará en Villalba de los Alcores, Valladolid, Castilla y León.

Y finalmente, se encuentra el parque “Peñuela Alcántara”, que posee una potencia de 434 MW y se emplazará en Jerez de la Frontera, Cádiz, Andalucía. Este proyecto será llevado a cabo por Desarrollos Renovables Iberia Omega S.L.

Cabe recordar, que el Gobierno de España aprobó en 2021 el Plan Nacional Integrador de Energía y Clima (PNIEC), cuyo objetivos para el año 2030 son lograr que las energías renovables participen de un 74% de la  generación de eléctrica en el país, asimismo prevé tener instalados alrededor de 37 GW de capacidad fotovoltaica.

La suma de la potencia instalada planeada para estos proyectos, que esperan la tramitación ambiental, y la de los emprendimientos ya existentes da un total cercano a los 31 GW, una cifra cercana a la meta propuesta en el PNIEC.

Nombre
Empresa
Potencia MW
Estado de Tramitación
Comunidad autónoma

NavaBuena
NAVABUENA SOLAR S.L.
448,92
INICIO
Castilla Y León

Crucero Solar
CRUCERO SOLAR, S.L.U
70,994
INICIO
Andalucía

 ABEDUL II NEW ENERGY
 ENEBRO NEW ENERGY S.L
53
INICIO
Aragón

PSF GARANAL II
SULTANS OF SUN, S.L
193
FIN FASE POTESTATIVA
Castilla Y León

 VILLENA
REPSOL RENOVABLES, S.L.U
120
INICIO
Comunitat Valenciana

CAVALSE
CASTELO MELIDE ENERGY, S.L
102,64
CONSULTAS PREVIAS
Castilla Y León

LUKE
VENTAJA SOLAR 22, S.L
84,99
FIN FASE POTESTATIVA
Andalucía

EL SOTO
GLOBAL SOLAR ENERGY DIECINUEVE, S.L.
120
INICIO
Navarra

 HERRERA SOLAR
MEISSA SOLAR, S.L
90
INICIO
Castilla Y León

ALLIVES
NARA ES SOLAR 7, S.L
120
SUSPENDIDO
Andalucía

PFV STOPPER SOLAR
IGNIS GENERACION
130
INICIO
Andalucía

PFV REHALA SOLAR
IGNIS GENERACION
170
INICIO
Andalucía

PFV RECLAMO SOLAR
IGNIS GENERACION
150
INICIO
Andalucía

PFV VOLATEO SOLAR
IGNIS GENERACION
150
INICIO
Andalucía

BALLESTAS
FERNANDO MARTINEZ RIAZA
41,079
INICIO
Castilla Y León

BARRANCO DEL TOLLO
NARA SOLAR 28, S.L.U.
165
FIN FASE POTESTATIVA
Aragón

PEÑAFLOR
IBERDROLA RENOVABLES ARAGON, S.A.
136,5
INICIO
Aragón

VALHONDA SOLAR-VALDESERRANA SOLAR
ARAGON TRANSICION JUSTA S.L.
113,4
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

FV HERRERA SOLAR 1
GRUPOTEC SPV 19, S.L
51
INICIO
Castilla Y León

REY I SOLAR PV
VILLABLANCA SOLAR 1, S.L
120
INICIO
Andalucía

REY II SOLAR PV
VILLABLANCA SOLAR 1, S.L
120
INICIO
Andalucía

REY III SOLAR PV
VILLABLANCA SOLAR 1, S.L
120
INICIO
Andalucía

“REY IV SOLAR PV
VILLABLANCA SOLAR 1, S.L
120
INICIO
Andalucía

LA CERÁMICA
LUMINORA SOLAR CINCO S.L.
94,986
INICIO
Comunitat Valenciana

LAS CASAS
GLOBAL SOLAR ENERGY DIEZ S.L.U
135
FIN FASE POTESTATIVA
Castilla-La Mancha

LAS NAVAS
GENERACION FOTOVOLTAICA LAS NAVAS, S.L.U
100
FIN FASE POTESTATIVA
Castilla-La Mancha

AGRUPACIÓN MAIRA ALPHA
SOLARIA PROMOCION Y DESARROLLO FOTOVOLTAICO S.L.U
169,991
INICIO
Castilla Y León

AGRUPACIÓN MAIRA BETA»
SOLARIA PROMOCION Y DESARROLLO FOTOVOLTAICO S.L.U
149,983
INICIO
Castilla Y León

AGRUPACIÓN MAIRA GAMMA
SOLARIA S.L.U.
149,975
INICIO
Castilla Y León

SCORPIUS SOLAR
PLANTA FV 122 S.L
84,99
SUSPENDIDO
Castilla Y León

ALIAGA SOLAR I
E SONNEDIX SPV GAMMA, S.L.U.
80
INICIO
Andalucía

ALIAGA SOLAR II
E SONNEDIX SPV GAMMA, S.L.U.
80
INICIO
Andalucía

CAMPOS DE ZULOAGA
FALCK RENEWABLES POWER 2, S.L.U.
62
INICIO
Navarra

PORTILLEJO 5
GLOBAL SOLAR ENERGY
47,255
INICIO
Navarra

PORTILLEJO 6
GLOBAL SOLAR ENERGY
49,94
INICIO
Navarra

ANDREA
NEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L.
250
INICIO
Andalucía

ELAWAN TORDESILLAS I
ELAWAN ENERGY TORDESILLAS 1, S.L.
50,064
INICIO
Castilla y León

ELAWAN TORDESILLAS II
ELAWAN ENERGY TORDESILLAS 1, S.L.
50,064
INICIO
Castilla y León

ELAWAN TORDESILLAS III
ELAWAN ENERGY TORDESILLAS 1, S.L.
50,064
INICIO
Castilla y León

P.F.V. HERRERA III
COBRA CONCESIONES S.L.
87,52
ENVIADO AL BOE
Castilla Y León

AQUARII SOLAR
PLANTA FV127 S.L
99,94
SUSPENDIDO
Castilla Y León

TAJUÑA
DESARROLLO PROYECTO FTV. XIII
51,38
INICIO
Castilla-La Mancha

TRESPUNTAS I
SARESUN TRESPUNTAS S.L.
60
INICIO
Castilla-La Mancha

MARAGATO
DIRDAM LUZ S.L.
139,5
INICIO
Castilla y León

CAELUM IV
CAELUM RENOVABLES S.L
119,2
SUSPENDIDO
Castilla Y León

CAMPOS DEL TURIA
FALCK RENEWABLES POWER 2 S.L.U
80
TERMINADO
Comunitat Valenciana

CAMPOS SALADOS
FALCK RENEWABLES POWER 2 S.L.U
90,11
INICIO
Comunitat Valenciana

SANTO TORIBIO
FALCK RENEWABLES POWER 1, S.L.U.
90,11
INICIO
Comunitat Valenciana

LOS QUINCETOS
PLANTA SOLAR OPDE 29, S.L
50,1
INICIO
Castilla y León

LAS CORONAS
PLANTA SOLAR OPDE 29, S.L
50,1
INICIO
Castilla y León

EL ESPINO
PLANTA SOLAR OPDE 29, S.L
50,1
INICIO
Castilla y León

 ALMAGRO
CAPITAL WINGS 2000 S.L.
100
INICIO
Castilla-La Mancha

CORDOVILLA
ES PLANTA SOLAR 7, S.L.
149,98
INICIO
Navarra

PFV ZAFRA
ISG GREENFIELD 12, S.L
319,99
INICIO
Castilla y León

LOS PREDIOS
PFV LOS PREDIOS, S.L.U.
87,5
INICIO
Comunitat Valenciana

LOS HIERROS
PFV LOS PREDIOS, S.L.U.
79,37
INICIO
Comunitat Valenciana

ERSA
ENERGIA INAGOTABLE DE ERSA, S.L.
49,46
INICIO
Aragón

HEZE
ENERGIA INAGOTABLE DE HECE, S.L.
42,48
INICIO
Aragón

IZNAJAR SOLAR
IZNAJAR SOLAR, S.L.U.
100
INICIO
Castilla-La Mancha Madrid

MULHACÉN
MULHACEN SOLAR, S.L.U
100
INICIO
Castilla-La Mancha Madrid

CARUCEDO SOLAR
CARUCEDO SOLAR, S.L.U.
100
INICIO
Castilla-La Mancha Madrid

CERREDO SOLAR
CARUCEDO SOLAR, S.L.U.
100
INICIO
Castilla-La Mancha Madrid

URBIÓN SOLAR
CARUCEDO SOLAR, S.L.U.
100
INICIO
Castilla-La Mancha Madrid

CILINDRO SOLAR”
CILINDRO SOLAR, S.L.U
100
INICIO
Castilla-La Mancha Madrid

ENVATIOS XXIII
ENVATIOS PROMOCION XXIII, S.L.
251,9
INICIO
Castilla-La Mancha Madrid

ENVATIOS XXIII-FASE II
ENVATIOS PROMOCION XXIII, S.L.
229,25
INICIO
Castilla-La Mancha Madrid

LA SAGRA 1
NUN SUN POWER S.L.
220
INICIO
Castilla-La Mancha Madrid

LLANOS DEL ESTE
ARDEMER ITG, S.L
120,97
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

VALDESERRANA
ARDEMER ITG, S.L
132,32
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

COLLADO ALTO
ARDEMER ITG, S.L
56,68
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

EL CENALLO
ARDEMER ITG, S.L
79,36
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

GRULLA SOLAR
GALLICANTA SOLAR PV, S.L.,
100
CONSULTAS PREVIAS
Andalucía

ELVIRA SOLAR
PARRALES SOLAR S.L
146
CONSULTAS PREVIAS
Andalucía

FRONTERA I
MITRA MEDULAS, S.L
227
CONSULTAS PREVIAS
Extremadura

FV LOS NEGRILLOS
 VOLTALIA SOLAR III S.L.
79,731
CONSULTAS PREVIAS
Castilla-La Mancha

PEÑUELA ALCÁNTARA
DESARROLLOS REV. IBERIA OMEGA, S.L
434
CONSULTAS PREVIAS
Andalucía

MIRALCAMPO
DESARROLLOS REV. IBERIA LAMBDA S.L
287,328
CONSULTAS PREVIAS
Castilla-La Mancha

ACAMPO DE ORÚS
ENER DELTA S.L.
258,955
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

LIZANDRA
ARDEMER ITG, S.L
85,7
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

LA CONDESA SOLAR
ENER DELTA S.L.
89,114
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

CARRACORISA
ARDEMER ITG, S.L
85,7
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

VALDELOBOS
ARDEMER ITG, S.L
191,4
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

ARCHIDONA SOLAR
WEZEN SOLAR, S.L.
103,8
ASIGNADO A CONSEJERO
Andalucía

HENARES SOLAR
HENARES SOLAR, S.L
80
CONSULTAS PREVIAS
Madrid

LIANA
ARDEMER ITG, S.L
191,4
CONSULTAS PREVIAS
Aragón

CALZADILLA
IBERENOVA PROMOCIONES S.A
148,967
CONSULTAS PREVIAS
Extremadura

TARA
ENERGIA INAGOTABLE DE TARA, S.L.
25,69
INICIO
Navarra

UMIKO
ENERGIA INAGOTABLE DE UMIKO, S.L
49,5
INICIO
Navarra

TEBE
ENERGIA INAGOTABLE DE TEBE S.L.
49,5
INICIO
Aragón

TELEFO
ENERGIA INAGOTABLE DE TELEFO S.L
49,5
INICIO
Aragón

TOKI
ENERGIA INAGOTABLE DE TOKI S.L
39,85
INICIO
Aragón

UKARA
ENERGIA INAGOTABLE DE UKARA S.L
39,85
INICIO
Aragón

CHINCHILLA DE MONTE DE ARAGÓN
SAN ISIDRO SOLAR 6, S.L,
60
INICIO
Castilla-La Mancha

FV SANTA CRISTINA
VOLTARIA SOLAR I S.L
68,457
INICIO
Castilla y León

MIRABEL ELLOMAY
ELLOMAY SOLAR SPAIN TWO, S.L
300
INICIO
Extremadura

CAMPOS DEL CONDADO IV
ARENA POWER SOLAR 33 S.L.U.
57,798
INICIO
Andalucía

NITA I
MITRA NU, S.L.
256,8
INICIO
Extremadura

NITA II
MITRA NU, S.L.
208
INICIO
Extremadura

ESCUDEROS I
MITRA PI, S.L.
181,48
INICIO
Castilla-La Mancha

ESCUDEROS II
MITRA PI, S.L.
153,51
INICIO
Castilla-La Mancha

ESCUDEROS III
MITRA PI, S.L.
116,48
INICIO
Castilla-La Mancha

CIUDAD DE TARTESSOS I
SAVANNA POWER SOLAR 9, S.L.U
66,275
INICIO
Andalucía

CIUDAD DE TARTESSOS II
SAVANNA POWER SOLAR 10, S.L.U
66,275
INICIO
Andalucía

VILLAMECA SOLAR 1
MIRAM SOLAR, S.L WASSAT SOLAR, S.L
98,79
INICIO
Castilla y León

VILLAMECA SOLAR 2
MIRAM SOLAR, S.L WASSAT SOLAR, S.L
98,79
INICIO
Castilla y León

VILLAMECA SOLAR 3
MIRAM SOLAR, S.L WASSAT SOLAR, S.L
51
INICIO
Castilla y León

ELDA
TARANTA SOLAR, S.L
150
INICIO
Comunitat Valenciana

CARLIT SOLAR
CARLIT SOLAR SPAIN, S.L
120
INICIO
Comunitat Valenciana

ARENALES I
MITRA NU, S.L.
113,03
INICIO
Extremadura

ARENALES II
MITRA NU, S.L.
112,5
INICIO
Extremadura

ARENALES III
MITRA NU, S.L.
145,19
INICIO
Extremadura

PROYECTO ESPERANZA
GLOBAL SURMA, S.L.U.
237
INICIO
Extremadura

PROYECTO TRINIDAD
ALTEC GREEN ENERGY
328,8
INICIO
Castilla y León

LA LABRANZA III
WILD SUN, S.L
60
INICIO
Castilla-La Mancha

AZNALCÁZAR
 KIWI SOLAR 1 S.L
492,5
INICIO
Andalucía

LAS PASTORIZAS SOLAR
BENBROS SOLAR, S.L.
249,97
INICIO
Andalucía

LA ALCARRIA SOLAR
BENBROS SOLAR, S.L.
365,28
INICIO
Castilla-La Mancha

EL NAVAJILLO SOLAR
BENBROS SOLAR, S.L.
87,87
INICIO
Castilla-La Mancha

AMPER DE CALANDA II
 FV 5 AURINKA, S.L.
79,6
INICIO
Aragón

El Gobierno Nacional de Argentina realizó un nuevo encuentro sobre el hidrógeno como una política de estado y otra vez reunió a representantes de distintos sectores políticos, académicos, productivos y sociales en pos de promocionar en el exterior las oportunidades de la Argentina en este campo. 

Y entre todo el evento que dio continuidad al diálogo intersectorial iniciado por la Mesa Interministerial de Hidrógeno, se destacó la ponencia de João Guillaumon, partner en McKinsey & Company, quien aseguró “que Argentina tiene potencial de 100 GW de electrolizadores para producir H2V”.

“Esto podría tener un impacto de cerca de 25 mil millones de dólares sobre el producto bruto interno (PBI), con inversiones de 160 mil millones de dólares para todos los proyectos y aproximadamente 250.000 empleos nuevos”, afirmó.

Y a raíz de eso, el especialista reconoció que Argentina tiene potencial para estar entre los países con costos más bajos de producción del hidrógeno verde, pero que la posición dependerá, “en gran parte”, del costo de capital, de la tecnología implementada y la construcción de la capacidad.

“Principalmente, el costo de capital es lo que puede definir si Argentina estará entre el 30-40% más barato o si se ubicará entre los países con 15-20% LCOH más económicos del mundo”, manifestó Guillaumon durante el Encuentro Nacional Hidrógeno 2030

¿Cómo se podría alcanzar ese potencial? A través de la conformación de cuatro grandes hubs distribuidos a lo largo y ancho del país: Cuyo, Buenos Aires-Rosario, Bahía Blanca y la Patagonia. 

“Los primeros dos son hubs principalmente para la industria doméstica, como la minería, refinación, transporte, entre otros. El de Bahía Blanca puede tener potencial para la industria local y para exportación, tanto de hidrógeno verde como azul. Y de la Patagonia estaría enfocado en la exportación del H2V y sus derivados”, explicó el partner en McKinsey & Company

Pero también dejó en claro que es necesario tomar acciones a lo largo de seis “dominios”, entre los que se encuentran la regulación, incentivos para fomentar la cadena de valor, financiación de bajo costo, desarrollo de infraestructura, construcción de habilidades y la coordinación internacional. 

Hitos que deberían plasmarse en una hoja de ruta que permita impulsar al país como un complejo productor y exportador de hidrógeno como nuevo vector energético, comenzando con el debate de la actualización de la Ley Nacional N° 26123, para lo cual ya ingresó un proyecto de ley en el transcurso del año pasado y que varios actores del sector energético trabajan para darle un mayor empuje al tema. 

Durante el Foro Energético de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), la ANLA presentó el desarrollo de nuevas tecnologías e instrumentos, diseñados para el licenciamiento ambiental, que han aportado al fortalecimiento de la evaluación y seguimiento a los proyectos energéticos del país.

El subdirector de Instrumentos, Permisos y Trámites Ambientales de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), Carlos Alonso Rodríguez Pardo, en el panel compartido con la empresa Termotasajero y Grupo Vanti, se refirió a los desarrollos de control y manejo ambiental, que han permitido una oportuna y eficiente verificación de los impactos directos e indirectos para el desarrollo sostenible, mediante la articulación de cada uno de los componentes, herramientas e instrumentos construidos para este proceso de seguimiento en los proyectos.

“Hoy contamos con una Autoridad Ambiental eficaz y cercana a los ciudadanos, que está 100% al día en sus procesos de evaluación y seguimiento con un alto nivel técnico, cumpliendo en oportunidad, con mayor presencia en los territorios.” afirmo, el subdirector de la ANLA.

Por otro lado, Rodríguez aseguró que en aras de contribuir al desarrollo sostenible ambiental se debe partir de un efectivo proceso de seguimiento.

El evento contó con la participación de entidades del gobierno, presidentes de agremiaciones, presidentes y gerentes de empresas de generación, transmisión, distribución de energía eléctrica, comercializadores, transporte de gas, proveedores de servicios y grandes usuarios, quienes representan la totalidad del sector eléctrico del país.

2021 con 2,5 GW

Cabe recordar que durante el año pasado, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) cerró el 2021 concediendo 12 las licencias ambientales para proyectos de fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER), equivalentes a 2.556 MW de capacidad.

La entidad otorgó licencias a ocho centrales solares fotovoltaicas, por 1.358 MW, y cuatro eólicas, por 1.198 MW, todas ubicadas en el centro y norte del país. Asimismo, se delegaron tramitaciones para la obtención de beneficios tributarios para movilidad eléctrica, que pasarán a competencia de la UPME.

«El Gobierno de Guatemala y el INDE no tienen ninguna intención de construir hidroeléctricas en el río Usumacinta», informaron desde la Gerencia de Comunicación Corporativa del Instituto Nacional de Electrificación (INDE) a Energía Estratégica.

De acuerdo con la entidad estatal es falso asegurar que exista un plan binacional para desarrollar un proyecto hidroeléctrico utilizando las aguas del río Usumacinta en la frontera entre Guatemala y México.

La polémica surge a raíz de distintas peticiones de ONGs internacionales, así como de asociaciones civiles y ciudadanos en general de Guatemala y México que exigen que no se de continuidad a los acuerdos y memorándums de entendimiento que desde 1970 plantean la construcción de varias presas en la cuenca del Usumacinta retomando algunas propuestas que datan de 1956.

La confusión se acentuó cuando el titular de la cartera energética del gobierno aseguró, durante una reunión ministerial internacional, estar estudiando la factibilidad de un megaproyecto hidroeléctrico binacional con México. En su momento, el ministro de Energía y Minas, Lic. Alberto Pimentel Mata, reforzó la idea de expandir la infraestructura existente y que ese proyecto en particular solo iría a ser posible si se terminan las inversiones en las redes de transmisión necesarias.

Ahora bien, dejó en claro que ya habían avanzado «en las primeras conversaciones con las autoridades mexicanas para ver si es factible el desarrollo de ese proyecto» (ver declaraciones).

Para despejar toda duda sobre aquello, desde el INDE aclararon:

«Este proyecto (Usumacinta) quedó en el olvido. El gobierno del presidente Alejandro llamaté es respetuoso del medio ambiente y trabaja de forma constante para llevar energía eléctrica de manera sustentable con el entorno y responsable con las comunidades».

El pasado 20 de mayo de 2022, la Comisión de Asuntos Medioambientales de Asturias (CAMA) ha informado favorablemente la declaración de impacto ambiental del proyecto de transformación de la central térmica de La Pereda, en Mieres.

Hunosa pretende transformar la instalación actual, que consume carbón y material procedente de escombreras, en una planta que valorice biomasa y combustible sólido recuperado. Éste último procederá prioritariamente de Cogersa y se espera que suponga hasta un 25% en energía total de mezcla

La reconversión de la central eléctrica de La Pereda de carbón a biomasa es el proyecto insignia de Hunosa.

Este proyecto ha de contribuir al aprovechamiento y gestión de los montes de la cuenca central de Asturias, donde la propia compañía posee 3.000 hectáreas arboladas, y crear actividad económica y empleo en el medio rural.

Imasa ha desarrollado la tecnología de ciclo higroscópico (HCT), que se implementará en el proyecto de reconversión y que mejora la eficiencia de la planta y el proceso de refrigeración.

Hunosa lleva trabajando en proyectos de biomasa junto con la Universidad de Oviedo desde 2007.

Todavía desconocido por muchos, el hidrógeno verde se ha convertido en los últimos años en una de las alternativas más efectivas para avanzar hacia la descarbonización del planeta.

Este es uno de los objetivos principales de la mayoría de países del mundo para 2050 e imprescindible en un país tradicionalmente dependiente de los combustibles fósiles como México.

El hidrógeno verde es una energía limpia que se obtiene tras descarbonizar el hidrógeno, que se estima que es responsable en la actualidad del 2 % de las emisiones totales de dióxido de carbono (CO2) en el mundo.

Impulsar las energías limpias es imprescindible en un planeta en el que cada vez se usa más la electricidad.

Y también en México, pues según el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), se estima un crecimiento del consumo final de electricidad (GWh) del 3,2 % anual en promedio hasta el 2035, superior al pronóstico de alza del PIB por año durante ese mismo periodo.

De esta manera, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) pasaría de un consumo bruto de 328,213 gigavatio-hora (GWh) en 2021 a uno de 480,396 GWh para 2035, según pronósticos del Cenace.

Ante la evidente necesidad de más energía: ¿qué se puede hacer para que esta no contamine?

LA ELECTRÓLISIS: ¿CÓMO SE OBTIENE EL HIDRÓGENO VERDE?

Conformado por un protón y un electrón, el hidrógeno es el elemento químico más simple que existe, y el más abundante, en el universo. Aunque casi nunca se encuentra aislado sino que se junta con otros elementos y forma moléculas más complejas, como el agua (H2O).

El hidrógeno se puede usar como combustible y tiene la ventaja de que libera energía sin emitir gases contaminantes porque la reacción con el oxígeno durante la combustión es muy limpia, generando vapor de agua.

El hidrógeno tiene múltiples utilidades; movilidad, combustibles, generación de electricidad e incluso licuefacción y exportación.

Pero ello no implica que el hidrógeno sea limpio si durante el proceso de obtención -en la que se separa de otros elementos- se utilizan fuentes sucias.

Por ello hay hidrógeno marrón o negro (proveniente de la gasificación del carbón), gris (proveniente del metano o gas natural) e incluso azul (cuando se usan nuevas tecnologías para captura el carbono liberado).

Pero existe el llamado hidrógeno verde, que se obtiene por electrólisis. Este proceso consiste en la ruptura del agua lograda a partir de fuentes renovables, descomponiendo las moléculas de agua (H2O) en hidrógeno y oxígeno.

Antes de arrancar con el proceso, el agua utilizada para la electrólisis debe contener sales y minerales para conducir la electricidad.

Si en este proceso de electrólisis se usa electricidad de fuentes renovables, se producirá nuevamente energía sin emitir dióxido de carbono a la atmósfera.

Es decir, con cero emisiones y en sintonía con el Acuerdo de París, del que México forma parte desde 2016.

PIONERA EN EL SECTOR

Con el objetivo de colocarse en la vanguardia de la transición energética, Iberdrola encabeza el desarrollo del hidrógeno verde con más de 60 proyectos en ocho países (España, Reino Unido, Brasil, Estados Unidos, entre otros) para responder a las necesidades de descarbonización del mundo.

Dentro del plan de inversión a 2030 de Iberdrola, que alcanza los 150.000 millones de euros, el hidrógeno verde será un gran vector de crecimiento porque se deberán invertir al menos 9.000 millones de euros hasta esa fecha en electrolizadores.

Con más de dos décadas de presencia en México, Iberdrola busca alternativas energéticas en beneficio del medioambiente y la generación eficiente de electricidad limpia a través de sus proyectos eólicos y fotovoltaicos.

Actualmente, las instalaciones de energía renovable de Iberdrola en México suman 10 parques; 7 de energía eólica (693 MW) y 3 de fotovoltaicos (470 MW), que aprovechan la excelente radiación solar del país, así como sus vientos, en estados como Puebla, Oaxaca, Guanajuato, San Luis Potosí y Sonora.

SMART SOLAR: PANELES INTELIGENTES

Smart Solar nació con la finalidad de ayudar a las empresas a contar con los beneficios que traen consigo los sistemas fotovoltaicos dentro de sus instalaciones y sin la necesidad de realizar fuertes inversiones requeridas para este tipo de proyectos.

Este programa se encarga de diseñar, construir e instalar un sistema fotovoltaico en las instalaciones de la compañía que lo requiera, permitiendo así generar energía para su autoconsumo.

Bajo el esquema Smart Solar, las compañías pueden destinar una superficie que normalmente no es aprovechada, como el techo de sus instalaciones, para reducir tanto su factura eléctrica mediante el autoconsumo como su huella de carbono.

Y todo ello sin la necesidad de realizar fuertes inversiones, ya que los riesgos tecnológicos y financieros asociados a la implementación de este tipo de proyectos se trasladan a Iberdrola.

El valor agregado de iniciativas como Smart Solar, así como del resto de las soluciones de la compañía, buscan justamente brindar a los clientes herramientas para ser más competitivos sin que esto represente un costo adicional para ellos.

El Global Solar Council (GSC) invita a todas las partes interesadas a participar de un encuentro online entre profesionales del sector renovable de Asia, África y América Latina. Consulte aquí la agenda.

La convocatoria denominada «Emerging Market Task Forces Meeting» iniciará con una presentación de una campaña instrumentada por el GSC y financiada por Euro Clima para “Empoderar a las personas con energía solar fotovoltaica”.

Gianni Chianetta, CEO del GSC, será la autoridad anfitriona de este encuentro global y guiará el debate de los asistentes para definir cómo integrar los grupos de trabajo regionales a este objetivo global.

Avanzado el encuentro, la reunión se dividirá en grupos de trabajo por región y será moderada por referentes de cada Task Force:

Rodrigo Sauaia (ABSOLAR) y Marcelo Álvarez (CADER) serán los coordinadores para el equipo de Latinoamérica. En tanto que, Wido Schnabel, Chariman de SAPVIA, y Tetchi Capellan, secretaria general de APVIA, harán lo propio con los equipos de África y Sudeste Asiático, respectivamente.

El encuentro virtual que se llevará a cabo este 31 de mayo vía Zoom, no tendrá restricciones de ingreso. Podrán participar todos los profesionales de asociaciones y corporaciones del sector energético renovable en el mundo, sin inscripción previa.

PARTICIPAR

Meeting ID: 817 4025 4337
Passcode: 054921

No se pierda la oportunidad de participar. Luego, los encuentros se limitarán a asociados miembros de los Task Force del Global Solar Council en cada región.

Agende el horario para su país:

31 de mayo del 2022

06:00 Costa Rica – Guatemala – Honduras
07:00 Colombia – México – Panamá
08:00 Chile – Puerto Rico – República Dominicana
09:00 Argentina – Brasil – Uruguay

PARTICIPAR

Latam Future Energy llega a Santiago de Chile para ofrecer un nuevo evento para el sector energético renovable. La convocatoria incluirá una conferencia de alto nivel junto al más sofisticado networking.

VER MÁS

Bajo el nombre «Latam Future Energy Southern Cone Summit» esta edición traerá nuevas temáticas a la mesa de debate entre actores clave para el crecimiento de las energías renovables en Argentina, Chile, Paraguay y Uruguay.

Nuevos mecanismos de financiamiento, esquemas contractuales, seguridad energética, vertimientos, minería sustentable, desafíos regulatorios y de infraestructura eléctrica y muchos más temas se abordarán este 6 y 7 de julio en El Golf Club 50, de la ciudad de Santiago.

PARTICIPAR

La elección de Chile como punto de encuentro no es casual. Chile se encamina hacia la carbono neutralidad en 2050, implementando principalmente energías renovables e hidrógeno verde.

A comienzos de año, detrás de este objetivo, la Comisión Nacional de Energía de Chile publicó las bases para llevar adelante una subasta por 5.250 GWh que permitirá abastecer las necesidades de energía renovable de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional.

La fecha de presentación de ofertas por parte de las empresas generadoras nacionales e internacionales será el 1 de julio próximo, instancia que promete grandes inversiones para el país.

Es en este contexto de expansión que Latam Future Energy llega en julio al país, convocando a los principales líderes de la comunidad energética de Chile.

VER MÁS

Si bien la sede será Santiago de Chile, participarán referentes del sector de toda la región, lo que permitirá visualizar las perspectivas de la industria en toda su dimensión. Para acceder a mayor información pueden visitar https://latamfutureenergy.com/

Más sobre Latam Future Energy 

Latam Future Energy nació en octubre de 2020 como una alianza conformada por Energía Estratégica e Invest in Latam, con el objetivo de profundizar la transición energética en Latinoamérica. De allí que Latam Future Energy sea un espacio de encuentro entre los principales ejecutivos y líderes del sector energético en Latinoamérica que promueve el desarrollo de nuevas tecnologías, la difusión rigurosa de la información y el más atractivo networking con el objetivo impulsar la agenda de transformación regional.

El pasado 20 de mayo se cerró la primera fase de la convocatoria Más Hidrógeno Colombia  +H2 COLOMBIA (ver) que llevó a cabo el Fondo de Energías No Convencionales y de Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) para financiar estudios de preinversión de proyectos de hidrógeno de cero y bajas emisiones en Colombia.

La entidad reveló que durante la primera fase de la convocatoria se recibieron en total 58 solicitudes de financiación para proyectos de producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, re electrificación y/o usos finales del hidrógeno como materia prima o insumo industrial del hidrógeno verde o azul en Colombia, en etapas de prefactibilidad o factibilidad.

“La Convocatoria tuvo una acogida que no nos imaginábamos, estamos felices de ser testigos de primera mano y de contribuir al desarrollo de un mercado bajo en emisiones de carbono a través del hidrógeno que tendrá sin duda, la capacidad de apalancar la transición energética del país”, destacó la Directora Ejecutiva del FENOGE, Katharina Grosso Buitrago, al momento de darse a conocer el volumen de ofertas.

Y enfatizó: Seguiremos trabajando desde todos los frentes, enseñando, sensibilizando y contribuyendo a la gestión del conocimiento del hidrógeno, y desde nuestro rol de Fondo de inversión, canalizando y catalizando la mayor cantidad de recursos para apoyar los cierres financieros de estos proyectos y facilitar su bancabilidad”.

Según pudo saber Energía Estratégica, el fondo para apalancar proyectos está compuesto por 1 millón de dólares. Aunque el monto sería ampliado a través de nuevas partidas del propio FENOGE y de cooperación internacional, así como de fondos de pre inversión privados.

De manera previa al inicio de la fase 2 de la convocatoria, encargada del análisis, clasificación y priorización de los proyectos, se han identificado varias iniciativas en toda la cadena de valor del hidrógeno de cero y bajas emisiones.

“De hecho, el FENOGE está identificando de forma tangible en Colombia proyectos en donde se aproveche la abundancia de los recursos hídricos, eólicos y solares; y su potencial de generación de energía para la producción de hidrógeno verde”, destacan desde el Gobierno.

Los resultados finales de la convocatoria Más Hidrógeno Colombia se darán a conocer el próximo 17 de junio.

Luego, la ejecución de los estudios de pre-inversión (fase 4) deberán comenzar a partir del día siguiente a las adjudicaciones de los fondos: el 18 de junio.

“El hidrógeno de cero y bajas emisiones es el futuro de la transición energética por su capacidad de descarbonizar industrias altamente intensivas en el uso de energía proveniente de combustibles fósiles. Es por eso que sacamos adelante la Hoja de Ruta del Hidrógeno y ya inauguramos también los dos primeros proyectos pilotos”, destacó el Viceministro de Energía, Miguel Lotero.

De acuerdo con la Hoja de Ruta del Hidrógeno, Colombia tiene potencial para lograr producir entre 1GW y 3 GW electrólisis para hidrógeno verde en el mediano plazo, además estos proyectos podrían atraer inversiones de hasta US$5.500 millones y ayudaría a generar entre 7.000 y 15.000 empleos durante la próxima década.

Se estima que el desarrollo del hidrógeno le permitirá a Colombia la reducción de entre 2,5 y 3 millones de toneladas de CO2 en la próxima década, lo que contribuye al cumplimiento de las metas de la COP21 de alcanzar la carbononeutralidad en 2050.

Desde que inició el año 2022 hasta esta parte, en el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico se presentaron 35 proyectos de parques eólicos terrestres y 5 offshore. 

La suma total de potencia en tramitación es de 5.859,34 MW distribuidos en las diferentes regiones del país. 

Dos comunidades autónomas que se caracterizan por tener ritmos acelerados y simplificados en su legislación, fomentando la instalación de energías renovables, llevan la delantera de los proyectos ingresados. 

La mayor cantidad de MW se encuentran en Aragón. Esta zona suma un total de 1.645,20 MW de eólica terrestre. Le sigue la región de Castilla y León con 1.517,20 MW. 

Este procedimiento contribuye a la participación de las administraciones afectadas y del público interesado. Sirve como cauce de participación pública para integrar y considerar adecuadamente sus preocupaciones ambientales.

Los promotores de cada proyecto deben atravesar las diferentes etapas de tramitación para lograr su certificación. Es un verdadero desafío para ellos finalizar este proceso que puede durar meses o años. 

Llegando al cierre del primer semestre, se destacan cuatro empresas que concentran entre sus parques la mayor cantidad de MW. 

En primer lugar, Enel Green Power tiene 8 proyectos con un total de 865 MW. Siete de ellos están ubicados en Galicia y uno en Castilla y Aragón. 

Iberenova Promociones (Iberdrola), le sigue con un total de 800 MW. Un parque eólico terrestre de 300 MW en la Comunidad Autónoma de Castilla y León y otro de 500 MW de eólica marina en Cataluña. 

El tercer lugar lo ocupa Green Capital, con 564,74 MW tramitados. Dos de sus proyectos, ubicados en el Principado de Asturias ya alcanzaron la etapa final.

Asimismo, su plan del parque eólico onshore de 51,68 MW sitio en el País Vasco está suspendido y los que aún están en curso se encuentran en las regiones de Galicia, Castilla y León y Cantabria. 

Muy cerca está Greenalia Wind Power con 487,20 MW de eólica terrestre en Galicia y su Parque Eólico Marino Gofio de 50 MW en Canarias. 

Los 5.859,34 MW servirán para alcanzar los objetivos hacia 2030 planteados en la Hoja de Ruta de la eólica donde se detalla que deberán instalarse 21 GW de eólica terrestre y 3 GW costa afuera.

Proyectos de Parques Eólicos en tramitación ambiental en 2022

Nombre de proyectos
Empresas
Potencia MW
Comunidad
Etapa
Tipo

PARQUE EÓLICO «ANDORRA I”
CI ETF I RENATO PTX HOLDCO,
155,00
Aragón
Consultas previas
ONSHORE

PARQUE EÓLICO «ANDORRA 2”
CI ETF I RENATO PTX HOLDCO,
99,20
Aragón
Consultas previas
ONSHORE

PARQUE EÓLICO «ANDORRA 3»
CI ETF I RENATO PTX HOLDCO,
105,00
Aragón
Consultas previas
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “TESOURO”
ENEL GREEN POWER ESPAÑA S.L.
60,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “TRABADELO”
ENEL GREEN POWER ESPAÑA S.L.
110,00
Castilla y León
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “CAAVEIRO”
ENEL GREEN POWER ESPAÑA S.L.
78,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EOLICO BARQUEIRO
ENEL GREEN POWER ESPAÑA S.L.
150,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EOLICO BADULAQUE
ENEL GREEN POWER ESPAÑA S.L.
90,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “SANTUARIO”
ENEL GREEN POWER ESPAÑA S.L.
180,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO MOECHE
ENEL GREEN POWER ESPAÑA,
53,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO ALTO CABRERA
ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L.
144,00
Galicia
Terminado
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS ALCIONE, PROPUS, POLARIS Y AIN,
ENERGIA INAGOTABLE
198,00
Aragón
Inicio
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS PRÓXIMA CENTAURI Y STIGMA,
ENERGIA INAGOTABLE
98,00
Aragón
Inicio
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS OMEGA, KAPPA, ÓRBITA, ÓMICRON, LAMBDA E IOTA
ENERGIAS RENOVABLES DE OMEGA S.L. ENERGIAS RENOVABLES DE ORBITA S.L. ENERGIAS RENOVABLES DE OMICRON S.L ENERGIAS RENOVABLES DE LAMBDA SL Y 2 MAS
297,00
Aragón Cataluña
Inicio
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS TARANIS, ANGUS, BODEGA, BRIGID, METIS, DIAN, NAZARIO, FULGORA, BELENUS, EPONA, ELECTRA, FELIS, HEFESTO Y FONTUS
ENERGIAS RENOVABLES DE TARANIS,
693,00
ARAGÓN
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO VIRTUS 1
GENERACION ELECTRICA VERDE VII S.L GENERACION ELECTRICA VERDE X S.L
50,10
Castilla y León
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO VIRTUS 2
GENERACION ELECTRICA VERDE VII S.L GENERACION ELECTRICA VERDE X S.L
50,10
Castilla y León
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “CIMA DE VILA
GREEN CAPITAL DEVELOPMENT
54,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “FONTE BARREIROS”
GREEN CAPITAL DEVELOPMENT
96,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO ÁGATA
GREEN CAPITAL DEVELOPMENT 51,
110,00
Castilla y León
Inicio
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS CHEIRIELLA,
GREEN CAPITAL DEVELOPMENT XIX, S.L. Y GREEN CAPITAL DEVELOPMENT XVIII
65,00
Principado de Asturias
Terminado
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS MURACO,
GREEN CAPITAL DEVELOPMENT XIX, S.L. Y GREEN CAPITAL DEVELOPMENT XVIII
55,00
Principado de Asturias
Terminado
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “COTERUCA”
GREEN CAPITAL DEVELOPMENT XVI, S.L
51,00
Cantabria
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO EL ACEBO
GREEN CAPITAL POWER
81,76
Cantabria
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO MAYA
GREEN CAPITAL POWER, SL
51,98
País Vasco
Suspendido
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS “VENTISCA”
GREENALIA WIND POWER
89,60
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS “BOURA”
GREENALIA WIND POWER
72,80
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS «MONZON»
GREENALIA WIND POWER
50,40
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS “TRAMONTANA”
GREENALIA WIND POWER
72,80
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUES EÓLICOS “SIROCO”
GREENALIA WIND POWER
61,60
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “BORRASCA”
GREENALIA WIND POWER BORRASCA SLU
84,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO HURACÁN
GREENALIA WIND POWER HURACAN, S
56,00
Galicia
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “VILLARINO”
IBERENOVA PROMOCIONES, S.A. REPRESENTANTE: IBERDROLA RENOVABLES ENERGIA, S.A.U. DOÑA. SANDRA MACHIRAN CASTRO
300,00
Castilla y León
Inicio
ONSHORE

PARQUE EÓLICO MARINO FLOTANTE “GAVINA”
IBERENOVA PROMOCIONES, S.A.U
500,00
Cataluña
Inicio
OFFSHORE

PARQUE EÓLICO MARINO “PEJEVERDE”
NATURGY RENOVABLES, S.L. REPRESENTANTE: D. JUAN FERRERO CARBAJO
225,00
Canarias
Asignado a consejero
OFFSHORE

PARQUE EÓLICO MARINO GOFIO
GREENALIA WIND POWER GOFIO, S.L.
50,00
Canarias
Inicio
OFFSHORE

PARQUE EÓLICO IBERCERRATO 2
PARQUE EOLICO IBERCERRATO
369,00
Castilla y León
Consultas previas
ONSHORE

PARQUE EÓLICO “IBERCERRATO 1”
PARQUE EOLICO IBERCERRATO 1
528,00
Castilla y León
Fin Fase Potestativa
ONSHORE

PARQUE EÓLICO MARINO FLOTANTE “TARAHAL”
PARQUE EOLICO MARINO TARAHAL S.L
225,00
Canarias
Consultas previas
OFFSHORE

Yingli Solar, una empresa líder en energía solar, anunció el pasado viernes que ha sido calificada como fabricante de módulos de nivel 1 por Bloomberg New Energy Finance (BNEF) para el primer trimestre de 2022.

El sistema de niveles es desarrollado por BloombergNEF y evalúa la fabricación de módulos con bancabilidad, lo que requiere la financiación sin recurso del proyecto como factor clave.

Los fabricantes de módulos de nivel 1 son aquellos que han proporcionado productos de marca propia fabricados internamente a seis proyectos diferentes y han sido financiados sin recurso por seis bancos diferentes en los últimos dos años.

La marca Yingli Solar obtiene la confianza de las aduanas de todo el mundo con la confiabilidad y estabilidad del producto. La cotización en Tier1 nuevamente muestra un alto reconocimiento por parte del mercado por la bancabilidad de sus productos.

«Yingli Solar siempre ha brindado a los clientes mejores productos y servicios con un progreso tecnológico continuo. Creemos que esta clasificación en Tier 1 también aumentará la confianza de los inversores y el mercado en Yingli Solar», destaca Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, de la compañía.

En diálogo con Energía Estratégica, la directiva asevera: “A poco de que recibimos esta calificación, ya hay grandes proyectos que nos están pidiendo cotizaciones para que empecemos nuevamente relaciones comerciales y ya hemos empezado a cotizar para lograr ese tipo de suministros”.

Consultada sobre el crecimiento del mercado, destaca: “En Latinoamérica este es el mejor momento: estamos en un boom de ejecución e instalación de proyectos, luego de haber pasado por una curva de aprendizaje durante los últimos dos a tres años y que hoy se están llevando a cabo. Vemos que los precios de la energía están subiendo y las inversiones están llegando”.

«Yingli Solar está comprometida con el desarrollo de productos de alta eficiencia. La línea de producción de células tipo N de Panda comenzará a construirse el próximo mes y crearemos una solución fotovoltaica cuatro en uno que integre el desarrollo tecnológico y la formulación estándar, control de calidad, aplicación industrial y cooperación de servicios, adelanta Neira Ardila.

Y enfatiza: “Todo esto, sumado a que Bloomberg nos exigió tener proyectos financiados por bancas comerciales y lo logramos, hace que volvamos a ser calificados como bancables”.

La directiva recuerda que la capacidad de producción de Yingli Solar llegara este año a 15GW anuales. “Tenemos lineas de fabricación de módulos mono y bifacial de hasta 655W con eficiencias de hasta 22,8% de celda”, precisa.

Durante el III Congreso Nacional de Autoconsumo, organizado por APPA Renovables, los días 26 y 27 de mayo en Sevilla, se dieron varios anuncios que beneficiarán al sector este año. 

«Queremos tener un papel activo en la transición energética y ayudar a las empresas a bajar sus costos y a ser más sostenibles», afirmó Ana López Bilbao, Head of Sales Spain de BayWa r.e..

En diálogo con Energía Estratégica, la directiva anunció una subasta por  10 TWh que serán destinados a industrias de alto consumo energético. Las plantas de energías renovables están ubicadas en España y Alemania.  

Al recibir mucha demanda por parte de nuevos clientes, desde la compañía tomaron la decisión de reunirlos a todos en una plataforma que estará operativa “antes de que comience el invierno”, adelantó. 

Aunque aún no han definido el precio de la subasta, López Bilbao informó que los contratos se celebrarán por 10 años. 

Esperan que las solicitudes superen ampliamente la oferta de 1000 GWh. «Ya no es que quieran ser más sostenibles, las compañías necesitan verdaderamente producir su energía», agregó la ejecutiva. 

Asimismo, comentó que la mayoría de sus clientes ven que hasta el 30% del producto acabado se ve afectado por el coste de la energía. Esta realidad incentivó a quienes aún tenían dudas a definirse por instalar paneles solares para el autoconsumo. 

«Hoy en tres años se amortiza la inversión pero el incremento del precio de los insumos está alargando el plazo hasta dos años más», señaló López Bilbao. 

En este sentido, advirtió que uno de los mayores inconvenientes que enfrenta el sector es la falta de instaladores especializados. La gran demanda aumentó su valor y muchas de las compañías de instalación están optando por capacitar a nuevos técnicos. 

Con la tendencia a su favor, BayWa r.e. espera superar con creces los 20 MW instalados a fin del 2022 para el autoconsumo. 

La representante de la compañía para España aseguró a este medio que cada vez son más grandes los proyectos en cartera. La situación crítica de la energía a nivel global está llevando, tanto al sector residencial como al industrial, a optar por paneles solares.

Ayer por la mañana, la secretaria de Estado de Energía y titular del IDAE, Sara Aagesen, anunció durante el III Congreso Nacional de Autoconsumo que de manera inminente se pondrá en marcha una nueva ayuda por 500 millones de euros para seguir fomentando el autoconsumo a través de fuentes de energías renovables.

En diálogo con Energía Estratégica, José María González Moya, Director General de la Asociación de Energías Renovables (APPA Renovables), cuenta que se tratan de una segunda rueda de los fondos europeos del Next Generation EU.

El 29 de junio del año pasado, a través del Real Decreto 477/2021, el Gobierno del aprobó la concesión de la primera línea de ayudas por 660 millones de euros, ampliables a 1.320 millones, para instalaciones de autoconsumo (hasta 900 millones), almacenamiento detrás del contador (hasta 220 millones) y climatización con energías renovables (hasta 200 millones).

González Moya destaca que, a menos de un año, ya se agotaron los 600 millones destinados para autogeneración, buen indicador del crecimiento del mercado.

Señala que los fondos fueron distribuidos sobre 10 de las 17 comunidades autónomas y que, en virtud de ellos, se instalaron 1.000 MW de generación distribuida, por lo que esperan que esta nueva partida tenga impactos significativos sobre la actividad.

Por su parte, Jon Macías, Presidente de APPA Autoconsumo, recuerda que en su anuncio Aagesen sostuvo que la aplicación de ayudas se ejecutará de manera “similar al actual modelo” que se venía empleando.

“Dijo (la secretaria de Estado de Energía) que iba a haber una parte importante de los fondos para las ESEs (Empresas de Servicios Energéticos) y para la gente autónoma”, indica Macías, en diálogo con este medio.

“Efecto boomerang”

Si bien tanto para Macías como para González Moya estas ayudas son muy importantes para el crecimiento acelerado del mercado, también tienen un “efecto boomerang”, grafica el Director General de APPA Renovables.

“El riesgo es que primero las ayudas impulsan al sector, pero en cuanto se cortan, el sector se paraliza. Por lo que el hecho de que se estén lanzando nuevas ayudas es una muy buena noticia”, explica González Moya.

En complemento, el Presidente de APPA Autoconsumo suma que “el autoconsumo al día de hoy es rentable sin subvenciones”.

Para ambos directivos de la entidad de renovables será importante que las diferentes las comunidades autónomas sean más ágiles a la hora de aplicar las ayudas y autorizar los proyectos.

Cabe destacar España se ha trazado, en su Hoja de Ruta del Autoconsumo, llegar a 9 GW al 2030, con posibilidad de ampliar la potencia a 14 GW.

Brasil volvió a batir récords de ofertas de suministro en las Subastas de Nuevas Energías de este año. La convocatoria A-5 registró 2044 proyectos de energía limpia por un total de 830005 de potencia entre todas las tecnologías presentadas. 

Y de este modo superó a la Subasta de Nuevas Energía A-4 2022, que se llevará a cabo hoy y que tuvo más de 1.800 ofertas y 75 GW renovables registradas, siendo récord en aquel entonces. 

Mientras que por el lado de la Subasta A-6 2022, la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) del país informó que se presentaron 722 emprendimientos 56134 MW, aunque en esa última licitación no contemplaba a la fotovoltaica, pero sí al gas. 

Volviendo a la convocatoria A-5, nuevamente los proyectos solares fueron los más interesados, dado que se inscribieron 1345 parques fotovoltaicos por 55822 MW de suministro; seguido por la energía eólica, con 574 centrales de generación que tendrían una capacidad de 23156 MW. 

Un escalón más abajo se encuentran las hidroeléctricas (91 ofertas – 1516 MW), la biomasa (18 – 1003), el biogás y carbón mineral, introducido por primera vez como categoría propia (6 centrales por 1328 MW), y los proyectos a partir de residuos sólidos urbanos (10 plantas – 180 MW). 

Mientras que la Subasta A-6 se registró la siguiente cantidad de propuestas y potencia: 

545 eólicos por 21590 MW
99 hidros por 1675 MW
18 de biomasa por 1003 MW
51 de gas por 31689 MW
9 de residuos sólidos urbanos por 176 MW

Aunque cabe aclarar que un mismo proyecto puede inscribirse para participar en ambos concursos. Por lo que, considerando únicamente los emprendimientos inscriptos de manera individual en cada convocatoria, existe un total de 2104 proyectos, que suman 114.860 MW. 

Y al igual que ocurrió en la Subasta de Nuevas Energías A-4, la región Nordeste tiene las mayores cantidades de energía registrada, especialmente Bahía, con gran potencial renovable (9521 MW fotovoltaicos, 9900 MW eólicos y 26 MW de pequeñas centrales hidroeléctricas en la A-5 y 9521 MW eólicos y 26 MW de hidros en A-6). 

En tanto que Minas Gerais también se destaca con un importante volumen de proyectos solares, precisamente 328 que acumulan 14268 MW en la convocatoria A-5. 

¿Cómo sigue el proceso?

Luego de completar el registro, la Empresa de Pesquisa Energética iniciará el proceso de análisis de los proyectos para la calificación técnica. Un equipo multidisciplinario evalúa los parámetros y documentos de cada proyecto, pudiendo solicitar ajustes en la información registrada, por lo que sólo podrán participar las empresas calificadas por la EPE.

La subasta se realizará el 16 de septiembre de 2022 y aquellas centrales ganadoras deberán iniciar el suministro de energía eléctrica en 2027 para el caso de la A-5 y 2028 para el llamado A-6.

En 2020 se presentó en la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica que, entre otras cosas, crearía la figura del Comercializador. Éste ofrecería a los usuarios del mercado regulado un servicio alternativo al de las distribuidoras.

El proyecto, después de ser presentado por funcionarios de la gestión de Sebastián Piñera, no obtuvo el respaldo suficiente en el Congreso y quedó sin tratamiento.

“Tenemos la esperanza de que, si no se reactiva esa Ley, haya alguna otra que la pudiera reemplazar y que busque el reconocimiento del Comercializador dentro de la industria eléctrica”, destaca Eduardo Andrade, Secretario Ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN).

En diálogo con Energía Estratégica, el dirigente cuenta que aún no se han podido reunir con funcionarios de la actual gestión para abordar el tema, pero que ya han pedido audiencia con el ministro de Energía, Claudio Huepe. Este tema atravesaría la reunión.

“Es que en los países que funciona la comercialización se concede a los usuarios finales mejores accesos a servicios, mejor atención y el mejor precio que el mercado puede ofrecer en cada momento. Por eso es importante esta regulación”, asevera Andrade.

Y explica: “Se trata de cambiar de un usuario que no tiene capacidad de elección y solo tiene que acudir a su empresa de distribución local como proveedor sin alternativa, a un usuario que puede elegir y que, si siente que su empresa no satisface sus necesidades, probablemente cuando tenga que renovar contrato buscará una mejor opción”.

“Eso haría que el proveedor de energía esté preocupado por ir más allá del tema de precios, o más allá de la calidad de servicio técnico, y se empiezan a preocupar de otros temas como el de eficiencia energética, con apoyos puntuales”, remata el Secretario Ejecutivo de ACEN.

Señala que este escenario abriría aún más oportunidades a las pymes que operan en la órbita del mercado regulado. “Se verían favorecidas no sólo con servicios de eficiencia energética sino con la gestión de energía, apoyos y mantenimientos de sus instalaciones”, indica.

En cuanto a precios, Andrade precisa que los usuarios libres, capaces de acceder a los servicios de un comercializador, tienen rebajas en los costos de energía en torno al 30%, a diferencia de los clientes del mercado regulado.

Otra cuestión que resalta el dirigente es que los clientes del mercado regulado podrían, a través de comercializadores, hacer que sus consumos provengan de fuentes de energías renovables, “que además de ser absolutamente competitivos, contribuye a eliminar la dependencia que tenemos con el carbón”, suma.

Diferencias en el Congreso

Andrade recuerda que una de las barreras que hizo que el proyecto de Portabilidad Eléctrica se estanque en la legislatura tuvo que ver con el pedido de que este debía ir junto a otras dos iniciativas: Calidad en el Servicio y Recursos Energéticos Distribuidos.

Se cuestionó su tratamiento separado, alegando que los tres temas debían ir articulados en una misma Ley.

Para el titular de ACEN sería importante que el tema sea retomado en el corto plazo. Mientras tanto, indica que un mitigante podría ser bajar el límite de la potencia para los usuarios del mercado regulado, actualmente fijada en los 500 kW.

“Esto contribuiría a ampliar la cantidad de usuarios para que tengan acceso a la comercialización, lo cual implica mejores servicios y, dependiendo de las condiciones del mercado, mejores precios”, insiste Andrade.

“Lograr una velocidad crucero de 2400 MW anuales será posible si superamos las trabas burocráticas”, subraya Heikki Willstedt Mesa, Director de Políticas Energéticas y Cambio Climático de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), en diálogo con Energía Estratégica España.

Para el directivo mantener el ritmo de entre 1500 y 2500 MW al año es positivo. “Todo depende de la voluntad política a nivel nacional y de las comunidades autónomas, ya que algunas son más expeditivas que otras”, detalla.

Entre los principales desafíos para el crecimiento de la eólica el especialista destaca el aceleramiento y simplificación de las tramitaciones ambientales; que los empresarios desarrollen proyectos rigurosos, con impacto positivo en la comunidad donde se instalarán; contar con un marco regulatorio optimizado para las nuevas actividades; enfocar las subastas en el valor que proporciona la tecnología y no en el precio; la agilización y facilitación del repowering; por último, lograr la electrificación basada en energías renovables.

Con las nuevas recomendaciones del Plan de Acción REPowerEU y la activación de las medidas del gobierno nacional podría empezar a acelerarse el ritmo de los permisos ambientales para proyectos entre 50 y 75 MW. Aunque la mayoría aún deban mantener los procedimientos normales.  

¿Qué pasa con los proyectos menores a los 50 MW que dependen de las comunidades autónomas? Para Willstedt, Aragón es un ejemplo de cómo deben agilizarse los trámites mientras que marca como “farolillos rojos” a Cataluña y la Comunidad Valenciana. 

“Siempre vamos por detrás del objetivo. Se podría hacer más de lo que logramos el año pasado pero la tramitación es un desafío”, señala el directivo. 

El 2021 terminó con solo 800 MW instalados de energía eólica. Desde que se aprobaron los planes de impulso de las energías renovables en 2019 el ritmo aumentó pero aún faltan superar obstáculos. 

En este momento hay más de 40 GW en espera que representan 15.000 MW para los próximos cinco años. Se necesitan 10 GW más para alcanzar los 50 GW para iniciar los trámites entre el 2024 y 2025 para empezar a funcionar hacia el 2030. 

“En los próximos 6 o 7 meses veremos el impacto de la guerra en Ucrania sobre la economía europea que podría ralentizar el camino y tendremos un mejor panorama para reevaluar los objetivos”, destaca aunque los mantiene seguros que las empresas continúan con sus proyectos. 

Eólica marina

En este segmento, el principal desafío a superar es que actualmente no existe un marco normativo válido para la tramitación. 

Sobre esto se está trabajando para presentar uno actualizado, que incluya las nuevas demandas de esta tecnología innovadora de la que España podrá verse muy beneficiada. 

Además, aún queda terminar la ordenación de los espacios marinos para realizar los parques eólicos, legislación que se encuentra en la etapa de evaluación ambiental estratégica.  

Por último, se esperan las convocatorias a las subastas para comenzar con los proyectos. 

El Gobierno programó el inicio de estas en enero del 2023. Si esto no sucede, desde la AEE consideran que no será posible alcanzar los objetivos a 2030. 

“Somos optimistas que en los próximos 6 o 7 meses estos puntos deberían quedar cubiertos para dar desarrollo a la eólica marina en España. Eso nos tiene con mucha ilusión”, concluye Willstedt. 

Hace poco más de una semana, la Secretaría de Energía de la Nación habilitó a las distribuidoras a participar del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) para abastecer a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI) (consumos mayores o iguales a 300 KW), lo que permitiría nueva demanda de contratos. 

Es por eso que desde Energía Estratégica nos contactamos con la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) para conocer cómo podría impactar dicha iniciativa (Res. SE 370/22) dentro del sector energético del país. 

Wenceslao Maislin, subgerente de Planeamiento de la Generación y Desarrollo de Proyectos en EPEC, fue quien tomó la palabra y reconoció que es una normativa “muy positiva” y una “gran oportunidad”, tanto para las generadoras, distribuidoras y los grandes usuarios del MEM. 

“Sumar a las distribuidoras como un nexo con los grandes usuarios permite acceder a un mercado nuevo. Y quizás las empresas que, por tamaño o características, no poseen una envergadura para tener especialistas en energía o utilizar recursos en consultoría energética, les da acceso que una entidad a la que ya conoce comercialmente (distribuidora), les ofrezca una alternativa para que su consumo sea renovable”, aseguró.

Y continuó: “La distribuidora puede contactarse con cada usuario y proponer esta alternativa de comprar energía limpia, lo que generaría más demanda de nuevos proyectos y el impulso de la penetración renovable en todo el país”,  

Esto significa que las PyMEs que eligen permanecer dentro del ámbito de las distribuidoras y no tienen una demanda tan grande que sea atractiva para los generadores en el MATER, podrían acceder a las renovables con mayor facilidad. 

Pero si bien ratificó que “se genera un rol relevante para las distribuidoras de Argentina», remarcó que las mismas tendrán que agregar esa demanda y generar un “paquete atractivo” para que los generadores oferten parques o que las distribuidoras desarrollen sus propias centrales. 

Y si se toma en cuenta que, según datos de CAMMESA; en 2021, la demanda eléctrica de los GUDI fue de 13.025 GWh, lo que equivalió a aproximadamente el 10% de la total del sistema, se necesitarían alrededor de 5000 MW solares o 2704 MW eólicos, considerando factores de generación del 30% y del 55%, respectivamente.

Mientras que para el caso de Córdoba, la energía total de los GUDI fue de 1682 GWh anuales, por lo que se requeriría aumentar la capacidad en 640 MW solares o 350 MW eólicos, si se hace el mismo ejercicio.

El autoconsumo en España se encuentra en subida: durante el 2021 se instalaron 1,151MW de capacidad, superando por primera vez la barrera del gigavatio

Estos números indican un crecimiento del 85%, en comparación con el 2020. Por su parte, el sector residencial ocupa un 22% del total, con un poco más de 250 MW. 

El lunes pasado, Enercoop presentó su nueva línea de servicios llamada “Enercoop solar”, que está dirigida a brindar soluciones de autoconsumo para empresas industriales y de servicio.

“En el 2019 una instalación de autoconsumo tenía un retorno en 7 años, mientras que ahora estamos viendo en 2 o 3 años, tanto por el precio de mercado como por las subvenciones que se están obteniendo”, destacó durante la presentación Isabel Más Crespo, Ingeniera Responsable de Instalaciones Renovables.

La principal ventaja que señaló la ingeniera de la empresa es el ahorro en la factura, asegurando un beneficio anual de cerca del 60% utilizando el autoconsumo.

Asimismo, comentó dos herramientas que implementarán en el mantenimiento y monitoreo. El primero es un servicio checking online que detecta anomalías en el servicio.

Y el segundo es una aplicación para celulares que reporta regularmente los niveles de producción y consumo de energía que se tiene.

Si bien la ingeniera no dio los detalles de cuales serían los factores que produjeron una baja tan contundente en la amortización de los equipos, la disparada de precios de la energía sería uno de los grandes responsables.

Cabe recordar que desde que comenzó el 2022 ha habido aumentos en los precios de la luz, en días de plena invasión rusa a Ucrania, el POOL registró un valor promedio diario histórico, con 542,78 €/MWh, cuyo pico alcanzó los 700 €/MWh.

Ayudas

La ingeniera también hizo mención de las subvenciones que pueden recibirse por parte del estado en Autoconsumo. 

En 2021 el Gobierno de Valencia, mediante el Instituto Valenciano de Competitividad Empresarial (IVACE), abrió la inscripción para la adjudicación de ayudas que apuntan al impulso de la tecnología en la comunidad, que cerrará el 31 de diciembre de 2023.

Estas subvenciones son a fondo perdido, se enmarcan dentro del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia Europeo (PRTRE) y cuentan con un presupuesto de 42,37 millones de euros.

Las ayudas tendrán como objetivo apoyar instalaciones de autoconsumo en el sector residencial con hasta un 50% del coste. Además sustentará el almacenamiento en instalaciones ya existentes, con un porcentaje que puede llegar al 65%.

Aunque, Crespo advirtió que estas subvenciones son otorgadas por orden de inscripción: “El primero que llega, el primero que recibe la ayuda. No es que se entregan los proyectos, se revisan y el que más guste, si yo mañana meto mi expediente, mi expediente va a entrar antes”.

El pasado 10 y 11 de mayo, Latam Future Energy celebró un nuevo evento virtual gratuito sobre energías renovables y almacenamiento. Más de 6000 usuarios siguieron la transmisión en vivo donde participaron cuarenta actores clave del sector. Entre ellos, asistió Diego Blixen, Co-founder & CEO de Renovus.

«La evolución de la tecnología no tiene que ver solamente con baja en el costo de una batería, sino en los software y en todas las herramientas, inteligencia artificial incluida, que se pueden aplicar para hacer más eficiente, predecible y rentable este la gestión la gestión de los parques», señaló Blixen durante su intervención

Durante su participación en el panel «El papel de la energía eólica en la transición energética», en el que también disertaron referentes de Nordex, Genneia, Vestas y el Global Wind Energy Council (GWEC), el titular de Renovus realizó un repaso de aquellas herramientas digitales que permiten aumentar la producción y bajar los costos de parques ya operativos así como de los desarrollos eólicos por venir.

Los gemelos digitales, el monitoreo remoto y la incorporación de inteligencia artificial en la gestión de activos, son algunos ejemplos que mencionó Diego Blixen. Sobre el primer de estos y en relación a la energía eólica, subrayó la importancia de las representaciones digitales de los equipos para ayudar a las empresas a optimizar rendimientos de los aerogeneradores y visibilizar mejor la vida útil. En relación al monitoreo remoto, se refirió a las mejoras en la eficiencia por el uso de drones y cámaras de alta calidad. Mientras que de AI y machine learning destacó la posibilidad de afinar cada vez más el mantenimiento predictivo para estar por delante de eventuales fallas y evitarlas antes que ocurran.

De allí que siguiendo el análisis de Blixen, la tecnología permite acompañar la evolución de los diseños de nuevos desarrollos así como la digitalización impulsa mejoras en la operación y mantenimiento de los parques. Esto se vuelve cada vez más crucial no solo para incrementar la generación sino para cumplir la regulación de distintos mercados; ya que, entre los casos que mencionó el titular de Renovus, algunos países donde es requisito informar un estimado de cuánto energía se va se va a generar incorporar este tipo de soluciones termina por garantizar el despacho a los parques. 

Ahora bien, además de identificar aportes de la digitalización para desarrolladores, generadores y operadores del sistema eléctrico, señaló la gran ventana de oportunidad para acercar nuevas soluciones a los clientes finales del servicio.

«La digitalización puede jugar un papel importante frente a la variabilidad de la generación. Algunas empresas ya lo están aplicando en general mediante algoritmos inteligentes que indican a los parques de generación con almacenamiento, cuándo entregar energía y cuándo almacenarla según la conveniencia».

«El tema es poder extenderlo y que todos sean parte de esa transición (…) desde luego el consumidor va a poder empezar a conectar dispositivos inteligentes en las casas para gestionar en qué momento le conviene estar conectado».

Acceda a los testimonios completos de Diego Blixen, Co-founder & CEO de Renovus, durante el evento en vivo de Latam Future Energy, una alianza entre Energia Estratégica e Invest in Latam.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) lanzó a consulta pública la lista de bienes y servicios susceptibles de recibir incentivos tributarios para proyectos en gestión eficiente de energía, con ocasión a la reciente adopción por parte del Ministerio de Minas y Energía del nuevo PAI-PROURE 2022-2030.

Dentro de la nómina (descargar) pueden encontrarse equipos de iluminación LED; medición o submedición inteligente; servicios como auditoría energética; vehículos eléctricos, tanto unidades terminadas como partes; neveras y estufas eficientes; entre otras cosas.

“En caso que el interesado considere que es necesario incluir un bien o servicio no incluido en el proyecto, deberá diligenciar el formato de solicitud de ampliación de lista, el cual contiene los criterios a considerar para decidir si un bien o servicio puede ser incluido en la lista”, sugiere la entidad.

E indica que “los formatos con los comentarios deberán ser remitido al buzón proyectosnormativos@upme.gov.co dentro de los veinte (20) días calendario siguientes a la publicación de la presente circular (23 de mayo)”.

Plan de Acción

El Plan de Acción Indicativo del Programa de Uso Racional de Energía PAI-PROURE para el periodo 2022-2030 tiene que ver con la tercera versión de este tipo presentada por la UPME.

En este ejercicio se propone una visión a 2030 de la eficiencia energética como recurso fundamental en la consecución de los objetivos de política pública del sector: abastecimiento confiable, precios competitivos y mitigación del cambio climático.

Así mismo se exponen los potenciales de eficiencia energética y de reducción de emisiones de CO2 para diferentes sectores de la economía como resultado de la adopción de mejores tecnologías y cambio de combustibles.

La iniciativa proyecta el impacto de la eficiencia energética en la demanda y las emisiones en el periodo 2022-2030 y se realiza un análisis beneficio costo de las medidas estudiadas con el fin de identificar aquellas que serían susceptibles de tener incentivos tributarios.

Esta es la versión adoptada por el Ministerio de Minas y Energía a través de la Resolución 40156 del 29 de abril de 2022, que recoge los comentarios recibidos por la UPME en el periodo de consulta realizado del 4 al 31 de octubre de 2021 y por el MME en enero de 2022.

​Resultados agregados del PAI-PROURE 2022-2030

Las medidas estudiadas en el PAI-PROURE arrojan un potencial de reducción de consumo de 1688 PJ en el periodo 2022-2030. Lo anterior, corresponde a una reducción del 10% frente a un escenario tendencial. Si tenemos en cuenta que el consumo de energía para 2020 fue de 1650 PJ, se puede decir que con la implementación de las medidas propuestas en este plan, Colombia podría ahorrar 1 año de consumo energético y sus costos asociados.

La repartición del 10% de reducción de consumo en los sectores analizados es la siguiente: transporte con 3,71%, residencial 2,89%, industrial 1,41%, terciario 0,72% y otros con 0,61% restante.

Por el lado de las emisiones de CO2, la simulación del PAI-PROURE arroja un potencial de 87,22 MTonCO2 evitadas en el periodo analizado. Lo anterior, equivale a una reducción estimada del 15,2% para las emisiones estimadas en el año 2030 para los sectores de consumo final.

Resultados Sectoriales

Sector residencial: La reducción potencial del consumo energético para este sector es de 523 PJ y 8.2 MtonCO2 en el periodo 2022-2030. La medida con el mayor aporte es la sustitución de leña en el sector rural, seguida del recambio tecnológico de estufas de gas natural y el de neveras viejas por neveras etiqueta A.

Sector transporte: La reducción potencial del consumo energético es de 673 PJ en el periodo 2022-2030. Las medidas de eficiencia energética más representativas para este sector son la electrificación vehícular, el ascenso tecnológico en los vehículos de carga  y el transporte férreo. En términos de emisiones evitadas, el sector transporte representa el 58,68% del total.

Sector industrial: El potencial ahorro para este sector es de 256 PJ en el periodo 2022-2030. El gran potencial se centra en el uso de calor indirecto (39,3%), seguido por el calor directo (27,48%) y las medidas de SGE (21,68%).

Sector Terciario: La reducción potencial del consumo energético es de 131 PJ en el periodo 2022-2030. Los mayores aportes en eficiencia energética son: Iluminación LED (37%), la implementación de medición inteligente AMI (19%) y el recambio de aire acondicionado (24%). En cuanto a las emisiones evitadas, se identifica un potencial de 6,3 MTonCO2.

Uruguay encabezó el 23.º Consejo de IRENA en Abu Dabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU), el 24 y 25 de mayo. El subsecretario del MIEM, Walter Verri, presidió este encuentro en representación del país —que sucedió a Japón en ese rol—, lo que representa un reconocimiento internacional al papel que el país está jugando en el desarrollo de las energías renovables. Noruega, en tanto, estuvo a cargo de la vicepresidencia del consejo.

Desde su posición, Uruguay favorecerá el desarrollo de la cooperación y la promoción de las iniciativas que el país viene impulsando, como la producción de hidrógeno verde. Actualmente, IRENA ofrece a Uruguay asistencia en el análisis de la actualización del Plan de Adaptación Climática del sector energético (NAP-E). Adicionalmente, a inicios de 2022 Uruguay se adhirió a la iniciativa de la Alianza Global Geotérmica (GGA por sus siglas en inglés), una plataforma para fomentar la atracción de inversiones en energía geotérmica y facilitar el intercambio de conocimientos y experiencias entre los países y los principales stakeholders en la cadena de valor de este tipo de energía.

Asimismo, Uruguay confirmó su participación en programa Renewable Energy Roadmap (REmap) para América del Sur, que desarrollará IRENA durante 18 meses. REmap evalúa el potencial de las energías renovables mediante la realización de análisis de escenarios de los sectores como la industrial, transporte, edificios y transporte.

Liderazgo global

En la apertura del evento, realizada el 24 de mayo, Verri expresó que la asunción de la presidencia era un “honor” y agradeció la hospitalidad de EAU. El jerarca recordó que Uruguay “ha tenido el privilegio de formar parte del selecto grupo de países que trabajó en las negociaciones para la creación de IRENA”.

Verri también explicó el camino recorrido por Uruguay hacia las energías renovables y subrayó el compromiso del país en ese sentido. “Continuamos decididos a incrementar nuestros esfuerzos, y con base en la experiencia acumulada, estamos transitando hacia una segunda etapa de transformación energética, con énfasis en la descarbonización —fundamentalmente del transporte y la industria—, el desarrollo de una economía del hidrógeno verde y la sostenida participación de energías renovables en la matriz eléctrica”, añadió el subsecretario.

“Ante la actual situación de crisis que estamos enfrentando, destacamos el importante rol de IRENA para ayudarnos a brindar respuestas superadoras que nos permitan alcanzar un desarrollo sostenible. A los urgentes desafíos ya existentes, en particular aquellos vinculados a las consecuencias del cambio climático, sumamos hoy la crisis energética; son razones muy fuertes para impulsarnos a acelerar nuestro trabajo”, afirmó el presidente del consejo.

No obstante, el subsecretario también aseguró que “estos desafíos presentan una oportunidad para promover de manera definitiva la transición a las energías renovables y hacen aún más relevante la misión de esta organización”.

Sobre el trabajo de IRENA para el próximo período, el jerarca uruguayo consideró que “debe priorizar una mirada que permita trazar una estrategia de largo plazo, solidificando su rol de liderazgo en la promoción de una transición energética a escala mundial, basada en el uso amplio y sostenido de las energías renovables”. Para ello destacó la responsabilidad de los miembros en “orientar de manera decidida” el trabajo de la organización.

Entre los temas que se discuten en este consejo se encuentran el marco para la estrategia de mediano plazo 2023-2027.

“Esperamos, desde la presidencia de este Consejo Ejecutivo, contribuir a un eficaz debate de la membrecía, que aporte al fortalecimiento de los objetivos de esta organización”, finalizó.

En representación de Uruguay también hizo uso de la palabra nuestro representante permanente ante IRENA y embajador de Uruguay en EAU, Álvaro Ceriani.

El diplomático uruguayo dijo que “el escenario mundial presenta diversos desafíos para los cuales nuestro trabajo en IRENA en pos de la promoción y desarrollo de las energías renovables es aún de mayor relevancia en la actualidad”.

“Tanto Uruguay como la región latinoamericana pueden aportar su experiencia en el desarrollo de las energías renovables. Destacamos la cooperación sur-sur como una potente herramienta para difundir y capacitar sobre buenas prácticas, marcos regulatorios y políticas públicas en materia de energías renovables”, añadió.

Renovación

En la sesión del 24 de mayo también se recomendó la renovación en el cargo de director general de IRENA de Franceso La Camera, con quien el subsecretario del MIEM se reunió el 23 de mayo. Como parte de sus actividades en Abu Dabi, Verri también mantuvo encuentros con el staff de IRENA y con Japón, quien presidió el anterior consejo.

En tanto, en la sesión del 25 de mayo, entre otros puntos, se aprobó que Uruguay continúe a cargo de la presidencia durante el próximo consejo. La delegación uruguaya estuvo integrada, además de por Verri y Ceriani, por la consejera y cónsul en EAU, Karen Meyer, y por la coordinadora de la Unidad de Relaciones Internacionales del MIEM, Celeste Elhordoy.

El Gobierno argentino le seguirá dando beneficios e incentivos al sector hidrocarburífero y gasífero, tal como lo anunciaron Alberto Fernández, presidente de la Nación, y Martín Guzmán, Ministro de Economía, durante una acto político llevado a cabo en el Museo del Bicentenario de Casa Rosada.

Incluso, el propio Fernández sostuvo que Argentina “tiene todo lo que el mundo reclama en materia energética”, pero en lugar de mencionar a las renovables como el futuro cercano del país, las colocó por detrás del gas, al que consideró como la “energía de transición”. 

Declaraciones presidenciales que parecen estar lejos de sus dichos del 2020, cuando aspiraba a ser «el primer abanderado» de la energía renovable en Argentina, sumado a que buscaría reducir la quema de combustibles fósiles. 

Además, los recientes comentarios en la Casa Rosada también son contradictorios a los objetivos nacionales y al camino de la transición energética que toman otros países, sean vecinos o del otro lado del mundo.

Y se debe considerar que Argentina aún se encuentra por detrás de las metas de la Ley Nacional N° 27191 que establece que para el 2021 se debía alcanzar, como mínimo, el 16%  del total del consumo propio de energía eléctrica, con energía proveniente de las fuentes renovables. Mientras que al 2025, la normativa proyecta la participación del 20%. 

Aunque también es cierto aclarar que, en los últimos meses, el gobierno tomó algunas medidas para favorecer a las energías verdes, como la modificación de algunos puntos y mecanismos del Mercado a Término (MATER), la liberación de los contratos truncados del Programa RenovAr o la convocatoria para proyectos de infraestructura eléctrica que permitan incorporar más renovables y almacenamiento. 

También puede leer: En el marco de la transición energética: petróleo offshore ¿sí o no?

Pero ese panorama no podrá mejorar si continúan las dificultades para importar los equipos y productos necesarios para la construcción de proyectos, sea por no estar alcanzados por licencias no automáticas de importación o porque no se los considera como bienes de capital, hecho que días atrás advirtieron desde el sector. 

Aunque hay que tener en cuenta que dentro de los discursos energéticos de Albertos Fernández, existen otras contradicciones, a tal punto que cuando anunció la nueva planificación energética a principios del 2021, prácticamente las energías renovables fueron pasadas por alto – salvo excepciones en movilidad e hidrógeno verde -. 

Pero casi un año después, se jactó de las inversiones en estos ámbitos y hasta encabezó el acto de lanzamiento del Clúster Renovable Nacional bajo el lema de que “el país tenga energía renovable hecha en Argentina y por argentinos”.

Aunque desde aquel entonces, el Ejecutivo no propuso nuevos beneficios o proyectos de ley que favorezcan a la sustentabilidad ni se mostró a favor (o en contra) de la actualización de la ley de hidrógeno, que ya se encuentra en el Congreso. Por lo que tras incentivos hacia la industria hidrocarburífera y gasífera, no quedan “señales claras” que permitan vislumbrar el futuro energético del país y el rol que ocuparán las energías renovables.

El Ministerio de Minas y Energía socializó este miércoles la resolución que se encuentra en consulta y que busca establecer el procedimiento para que los interesados en desarrollo de proyectos de energía eólica costa afuera puedan obtener permisos sobre las áreas marítimas correspondientes.

La socialización contó con la participación del viceministro de Energía, Miguel Lotero, y el Vicealmirante José Joaquín Amézquita García, director de la Dirección General Marítima, resaltando que dicha resolución es un trabajo conjunto entre el Ministerio de Minas y Energía y la DIMAR.

“Buscamos que la obtención de permisos sobre áreas marítimas para estos proyectos sea resultado de un proceso competitivo y transparente en el que puedan participar todos los interesados y sean seleccionados los desarrolladores con mejores capacidades técnicas para la ejecución”, destacó el viceministro Lotero.

Según la resolución, la primera ronda de este proceso se espera que se lleve a cabo durante el primer trimestre de 2023. Como parte del esquema competitivo se plantea una etapa de habilitación, en la que se garantizará que lo proponentes habilitados para ofertar cumplan unos requisitos financieros, técnicos y jurídicos mínimos.

Este mecanismo permitirá que los desarrolladores tengan certeza sobre el área para tramitar las licencias y demás requisitos exigidos, y llevar a cabo las mediciones necesarias para poder construir un proyecto exitoso.

Colombia tiene un potencial de 50GW de generación de energía en los proyectos eólicos costa afuera. La Costa Caribe, con una velocidad del viento de 12 m/s, se encuentra por encima del promedio mundial.

Se plantea que los proyectos adjudicados con permisos durante la primera ronda hagan uso de estos durante máximo 5 años, e inicien operación aproximadamente en el año 2030. La resolución estará abierta a comentarios del público hasta el 27 de mayo, la apertura del proceso competitivo se realizará antes de agosto de 2022 y el desarrollo del proyecto se iniciaría en el 2023.

Grenergy es una productora española de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento.

En el balance de la compañía, presentado a la CNMV española, muestran un beneficio neto de 4.2 millones de euros durante el primer trimestre del 2022, esto supone un incremento cercano al 1.000%, en comparación a los 391 mil euros de ganancia en el mismo periodo del 2021.

Asimismo el EBITDA escaló hasta los 7,4 millones de euros, representando un incremento del 321%. Esto impactó en los ingresos de la cotizada, que llegaron hasta los 46,9 millones de euros, número que triplica a los del mismo segmento del 2021.

Estos resultados se explican principalmente por la comercialización de proyectos solares a terceros, como la venta de un proyecto de distribución en Chile y la generación de energía de los parques en operación, alcanzando los 566 MW. 

La compañía tiene en construcción otros 28 proyectos que suman 661 MW y que se conectarán en los próximos trimestres, lo que permitirá seguir aumentando las ventas.

El pipeline total solar y eólico de Grenergy alcanza los 11,5 GW. Además de los proyectos en construcción mencionados, hay 811 MW en Backlog, de los cuales más de 500 MW están próximos a iniciar su construcción en España.

El almacenamiento es otro de los vectores más importantes de desarrollo que espera la productora. Se trata de un total de 5 GWh y 57 proyectos repartidos entre las distintas plataformas.

La compañía además ha presentado su apuesta por el mercado europeo, donde está presente en cuatro países, pero ha anunciado su prospección en otros cinco mercados en la Unión Europea con importantes objetivos marcados de crecimiento de su matriz renovable.

Según el CEO de Grenergy, David Ruiz de Andrés, “los planes de independencia energética y reducción de emisiones de la UE, REPowerEU, nos muestran el camino al crecimiento internacional y poder así mantener la exponencialidad en nuestras cifras financieras”.

 Apuesta por la sostenibilidad

El informe de resultados hace también un balance del cumplimiento por parte de la empresa de los objetivos ambientales, sociales y de gobernanza (ASG), que se ha marcado. Estos vienen recogidos en el Informe de Sostenibilidad 2021, guiado por el internacional Global Reporting Initiative (GRI).

 En el mismo se recogen algunos de los hitos que ha logrado Grenergy relacionados con estos criterios. Entre ellos aparece el registro de un programa de bonos verdes por un importe de 100 millones de euros y la aprobación de un nuevo objetivo de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero para limitar el calentamiento global a 1.5 C.

«La etiqueta marina lo cambia todo. El mayor reto es adaptar a las personas a conocer el entorno hostil del mar», aseguró Silvia Oriola, Directora General de la Fundación Ingeniero Jorge Juan, durante la jornada de #WindTalent2022.

En el evento se abrieron nuevas puertas al futuro profesional relacionado a las renovables, específicamente en la eólica marina.

Los nuevos empleos se relacionan con el desarrollo, la fabricación, la construcción, la instalación y la operación y mantenimiento de parques eólicos marinos. Aunque en esta primera etapa el perfil más buscado está enfocado en tramitaciones ambientales conocedores de la fauna marina y de los nuevos marcos regulatorios. 

La Asociación Empresarial Eólica (AEE) y la Escuela de Organización Industrial, por cuarta vez se unieron en búsqueda de talentos para el sector eólico. En esta oportunidad, el foco estuvo puesto en los desafíos que implica el factor del mar en la adaptación de los planes de estudio y la especialización de los profesionales. 

Magalí Almirón, responsable de Personas de Renovables de Naturgy, por su parte explica que la compañía se encuentra haciendo una readaptación de sus ingenieros. 

«El desafío de adaptar el perfil de nuestros trabajadores y encontrar nuevos puede hacerse trabajando en conjunto con biólogos marinos, astilleros y otros profesionales que ya conozcan el ámbito», agrega la ejecutiva.

Para Ingrid Jansson Bautista, Talent Acquisition Specialist de Capital Energy, la mayor oportunidad se presenta para que los profesionales especializados que se fueron del país puedan volver. «Tenemos que brindarles las condiciones y volverlos a captar para que puedan trasladar ese conocimiento y formar la base de la eólica marina aquí en España». 

Asimismo destaca que las personas que trabajan en otros sectores como el Oil & Gas, con experiencia en offshore, pueden reconvertirse enfocándose en esta tecnología renovable. 

En el mundo, hay más de 12 millones de empleos destinados a las energías limpias. En España, el sector eólico emplea a más de 30.000 personas y esta cifra podrá superar los 67.000 empleos en 2030, según datos de IRENA, la Agencia Internacional de Energías Renovables.

El número de empleos anuales oscilará entre los 7.500 empleos anuales durante el periodo 2025-2030 hasta los 17.500 en el periodo 2045-2050.

El Vigésimo Tercer Consejo de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) concluyó hoy en Abu Dabi después de dos días de deliberaciones sobre la estrategia a mediano plazo de la Agencia.

El Sr. La Camera presentó su visión del trabajo y la dirección de la Agencia a través de su estrategia a mediano plazo hasta 2027: “En el futuro, será aún más importante anticipar la dirección del cambio y comprender los impactos de gran alcance de la transición energética. Por ejemplo, a medida que el hidrógeno comenzó a emerger como una prioridad política, hemos estado a la vanguardia del trabajo en este sector, en tecnología, política y geopolítica”.

IRENA pertenece a todas las naciones, enfatizó el Sr. La Camera, desde las más desarrolladas, pasando por las economías en transición y emergentes, hasta las islas pequeñas. Hizo hincapié en la diversidad de miembros de la Agencia como clave para apoyar a la comunidad mundial en el camino hacia una transición energética que sea inclusiva, resiliente y justa.

El Director General también destacó el trabajo de IRENA sobre materiales críticos como un ejemplo de que la Agencia está a la vanguardia de la agenda global, manteniéndose al tanto de temas oportunos cruciales para hacer avanzar la agenda global sobre la transición energética.

El estudio sobre la situación actual del hidrógeno verde a nivel internacional y la prospectiva local fue mostrado durante un acto realizado en presencia de la señora Katrin Werdermann, jefa adjunta de la embajada Federal de la República de Alemania.

El ministro Antonio Almonte estuvo acompañado de los viceministros de Energía, Rafael Gómez y Alfonso Rodríguez, de Ahorro y Eficiencia Energética, quien pronunció las palabras de bienvenida de la actividad y destacó la importancia del hidrógeno verde en el paso hacia la transición energética.

A falta de que sea aprobada oficialmente por la Comisión Europea, ya se han visto algunos impactos de la “Excepción Ibérica” en el mercado, por ejemplo en el precio de los futuros, que se disparó cuando se comunicó que desde Bruselas se daría luz verde.

En una entrevista con Energía Estratégica, Francisco del Río de Pablo, consultor independiente sobre gestión de energías y PPA´s, analiza la posición que tienen los contratos con tecnologías verdes y el consumidor en este contexto.

Destaca que los PPA´s de renovables garantizan estabilidad para los consumidores, con un precio fijo competitivo, alejado de las fluctuaciones de los mercados mayoristas, y brindando certidumbre en el largo plazo.

¿Qué ventajas aportan los PPA renovables en este contexto?

Los PPAs renovables garantizan un volumen de energía eléctrica con certificados de origen renovable, para que los consumidores tengan trazabilidad del suministro renovable, estabilidad con un precio fijo competitivo con independencia de las fluctuaciones de los mercados mayoristas, muy influenciados por las incertidumbres en el suministro del gas natural.

Además conceden certidumbre y visibilidad en el largo plazo, que permiten al productor financiar el proyecto y al consumidor tener un plan de negocio con costes predecibles.

¿Como afecta el tope al consumidor?

El mecanismo de ajuste de coste de producción (precio topado del gas) permite al consumidor “dormir tranquilo” en la medida en que garantiza un precio máximo al que va a pagar la mayor parte de la energía comprada en el mercado mayorista con independencia del precio del gas en el mercado.

Tan solo la energía eléctrica producida por centrales de ciclo combinado, cogeneración no primada o carbón será retribuida por los consumidores, que no tuvieran fijado el precio antes del 26 de abril, al precio del gas de mercado.

¿Cómo impactará en las negociaciones de renovables que no sean por PPA?

Contratos renovables que no sean PPAs serían contratos de las subastas lanzadas por el Gobierno, que no son afectados, o nuevos contratos indexados al mercado mayorista o a precio fijo en el corto plazo (estos ya estaban afectados por la minoración del gas y por el límite de unos 67 EUR/MWh).

¿Quiénes pagarán el sobre coste proveniente del funcionamiento de los ciclos combinados?

Todos los consumidores excepto los que tuvieran el precio fijado antes del 26 de abril. Almacenamientos: bombeos y baterías están exentos.

¿Las renovables pueden tener un impacto para mitigar la subida de precio prevista para el invierno?

Las renovables pueden mitigar la subida de precios en el mercado mayorista en el próximo invierno en la medida en que su mayor producción, por más recurso o por mayor capacidad instalada, reduzca el volumen necesario de producción de ciclos combinados y carbón requerido para cubrir la demanda.

¿Aumentarán o deberían aumentar los contratos entre partes?

Los contratos PPAs con proyectos renovables se suelen negociar con bastante tiempo de adelanto con respecto a la fecha de inicio, unos 12-18 meses típicamente, debido al tiempo requerido para la construcción y la puesta en marcha de la planta de producción.

El mecanismo de ajuste de costes de producción estará en vigor hasta mayo de 2023 por tanto no debería afectar sustancialmente a la firma de nuevos PPAs.

El crecimiento del número de PPAs depende más de las necesidades de financiación de los productores y de la demanda creciente de consumidores con políticas corporativas de responsabilidad social y con alta exposición a la elevada volatilidad y excepcionalmente altos precios del mercado mayorista que a las modificaciones regulatorias, si bien éstas pueden provocar algún sobresalto coyuntural en el camino.

¿Los consumidores del mercado regulado (PVPC) tienen forma de escaparse del pool con estos contratos?

El Real Decreto 10/2020 define una cesta de productos para reducir la volatilidad de la tarifa PVPC. Estos productos estarán indexados a los precios de los mercados a plazo: producto anual, trimestral, mensual con distintos pesos complementando el precio del pool diario a partir de enero de 2023.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) está trabajando en la implementación de la Resolución 075, que tiene por objeto, entre otras cosas, quitar del sistema a emprendimientos de energía que hoy ocupan un lugar en la red y que terminarán por no construirse.

Según informó la propia entidad, hasta el momento se han evaluado 85 emprendimientos, por 8.270 MW, por no haber presentado garantías solicitadas o una curva S adecuada, de los cuales 63, por 4.892 MW (una de ellas, por 60 MW, es de carga, de un gran consumidor), ya fueron liberados del sistema.

A estos se le suman otros 32 proyectos, por 2.248 MW, que no han sido aceptados durante este 2022.

En diálogo con Energía Estratégica, Iván Martínez, presidente de Egal, cuenta que entre esos más de 7.000 MW se encuentran 11 proyectos de la compañía, los cuales suman 180 MW.

A criterio del ejecutivo, la UPME los rechazó injustamente, alegando que no hay capacidad en la red para poder conectarlos.

“A ese argumento lo rebatimos con unos conceptos favorables del operador de red quien es el que conoce y maneja la red”, asegura Martínez.

E indica: “La UPME siempre ha dicho que son los operadores de red los que manejan la red, pero contradijo ese concepto técnico con argumentos que nosotros no entendemos”.

El titular de Egal confía que elevarán una queja ante alguna entidad superior a la UPME y que no descartan llevar el asunto ante la justicia.

“Tenemos los recursos y el conocimiento para sacar adelante estos proyectos, construirlos y ponerlos en operación. Lo único que nos hacía falta era la autorización de la UPME”, lamenta el ejecutivo.

Y remarca: “Nosotros destinamos muchos recursos y esfuerzos en invertir y recibimos un portazo en las narices negándoles los proyectos”.

En lo que va de esta semana, el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) ingresó en estado de ‘calificación’ a cuatro grandes proyectos solares fotovoltaico.

Los emprendimientos, ahora a la espera de la aprobación final del ente pasibles de contribuir a la matriz con 810 MW y generar inversiones por 795 millones de dólares.

Uno de los proyectos es la Central Solar Fotovoltaica El Sauce, que prevé 95 millones de dólares para su realización.

El proyecto consiste en la instalación de un parque fotovoltaico para la generación de energía eléctrica con una potencia de 100 MW sobre una superficie de 130 hectáreas en la Hacienda El sauce ubicado en la comuna de Freirina, III Región de Atacama.

La transformación de la energía solar en energía eléctrica se realizará por medio de 166.400 paneles fotovoltaicos de 600 W cada uno. Estos paneles se moverán siguiendo el movimiento del sol, mediante un sistema de tracking a un eje y la energía generada será evacuada mediante una línea aérea de alta tensión de 220 KV hasta la Subestación “Nueva Maitencillo”.

Otro de los proyectos es el Parque Solar Fotovoltaico Cerro Blanco, que motivará inversiones 350 millones de dólares.

El emprendimiento contempla la construcción y operación de una central fotovoltaica, constituida por 537.300 paneles fotovoltaicos de 650 Wp cada uno; que en conjunto tendrán una potencia nominal de generación de 309,330 MWn que serán inyectados al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Además, se considera la construcción de una subestación elevadora 33/220 kV y una línea de transmisión de alta tensión de 220 kV.

Los paneles fotovoltaicos estarán dispuestos sobre estructuras seguidor horizontal monofila a un eje E-O (móviles) y contarán con motores autoalimentados, permitiendo el aprovechamiento eficiente de la energía solar.

La superficie total de la Planta (incluye subestación eléctrica) equivale a 694,71 hectáreas, a lo que se adiciona la implementación de una Línea de Evacuación de Alta Tensión (220 kV) con una superficie aproximada de 38, 5 hectáreas, considerando una faja de seguridad de 50 metros.

Otro de los proyectos es el Parque Fotovoltaico Andino Occidente II, que requerirá de 150 millones de dólares para su avance.

La iniciativa consiste en la construcción y operación de una planta fotovoltaica de 150,31 MWp de potencia instalada conformada por más de 200.000 paneles solares.

El proyecto considera la construcción y operación de una subestación elevadora y una línea de transmisión eléctrica de 220 kV, de aproximadamente 6,38 km de longitud que conectará el Proyecto a la ampliación de la subestación eléctrica Portezuelo, propiedad de CGE, donde se inyectará la energía al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Finalmente se destaca el Parque Fotovoltaico Socompa Solar, que insumirá 200 millones de dólares para su concreción.

El proyecto consiste en la construcción y posterior operación de una planta fotovoltaica de 250 MW de potencia nominal y su respectiva Línea de Transmisión de 220 kV para la generación de energía eléctrica y su posterior inyección al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), mediante la conexión a la Subestación Eléctrica Proyectada Likanantai (Monte Mina) ubicada al sur oeste del Proyecto.

La potencia instalada será de 262,681 MWp (DC), la que se alcanzará utilizando 401.040 módulos fotovoltaicos bifaciales con potencia unitaria de 655 Wp.

La localización de las obras será en la comuna de Antofagasta ubicada en la región del mismo nombre.

En su conjunto, las obras del proyecto consideran una superficie de intervención de 795,8 hectáreas, distribuidas en 690,9 hectáreas para el desarrollo del parque de generación solar fotovoltaica y una Línea Eléctrica hacia la Subestación Proyectada de 17,5 kilómetros, compuesta por una franja de servidumbre de 60 metros de ancho.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil confirmó la fecha de la Subasta de Transmisión 1/2022: será el jueves 30 de junio y se espera que la inversión alcance aproximadamente los R $15,3 mil millones.

Para ser precisos, se licitarán 13 lotes para la construcción y mantenimiento de 5425 kilómetros de líneas de transmisión y 6.180 MW en capacidad de transformación de subestaciones eléctricas. Y cabe recordar que cuando se discutió el proyecto de convocatoria con la sociedad, se recibieron 92 aportes de 16 participantes. 

En tanto que las obras tendrán un plazo máximo de ejecución de 42 a 60 meses (de 3 años y medio a 5 años) y abarcarán los estados de Acre, Amapá, Amazonas, Bahia, Espírito Santo, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Rondônia, Santa Catarina, São Paulo y Sergipe. 

Pero de la inversión total prevista, se prevé que R $12,27 mil millones se concentrarán en el estado de Minas Gerais (Lotes 1 a 3), al sureste del país para el flujo de energía generada por fuentes renovables, considerando que dicha entidad federativa es la que posee las proyecciones más altas en proyectos “centralizados”. 

¿Por qué? Al menos en energía solar, cuenta con poco más de 16 GW de potencia otorgada, los cuales se dividen en 730,2 MW en operación, 1806,6 MW en construcción y 13557,7 MW todavía sin inicio de obra. 

Mientras que por el lado de los lotes 8 a 12 de la subasta, la inversión estimada es de R $2,19 mil millones y en todos los casos están relacionados con proyectos que ya fueron licitados, pero no ejecutados y con vencimiento de los contratos ya declarados por el Ministerio de Minas y Energía (MME), según informaron desde el gobierno de Brasil. 

Esta confirmación por parte de ANEEL se da pocos días antes que se lleve a cabo la Subasta de Nuevas Energías A-4 2022 (se hará el viernes 27 de mayo en forma online), donde hay más 1.800 ofertas y 75 GW renovables registradas. 

Y en aquella convocatoria, la generación fotovoltaica fue la mayor interesada, con 1.263 emprendimientos solares inscriptos por un total de 51.824 MW de suministro, seguido de la tecnología eólica (542 oferentes – 21.432 MW), las centrales hidroeléctricas (60 proyectos – 976 MW) y las termoeléctricas de biomasa (29 ofertas – 1.018 MW). 

Por lo que, en los próximos años, Brasil podría aumentar aún más su capacidad renovable, que ya llega a más de 36,8 GW tan solo entre paneles solares y aerogeneradores instalados. 

A continuación, el detalle de los lotes que de la convocatoria para redes de transmisión: 

Lote 1

LT 500 kV Buritizeiro 3 – São Gonçalo do Pará, C1, CS, con 351,5 km;

LT 500 kV Buritizeiro 3 – São Gotardo 2, C1, CS, con 238 km;
LT 500 kV Pirapora 2 – Buritizeiro 3, C1 y C2, CD, con 35 km;
LT 500 kV Jaguara – Estreito, C2, CS, con 45,5 km;
LT 500 kV Presidente Juscelino – Vespasiano 2, C1 y C2, CD, con 149 km;
LT 500 kV Itabirito 2 – Santos Dumont 2, C1, CS, con 142 km;
SE 500/345 kV Santos Dumont 2 – patio nuevo 500 kV – (3+1Res) x 250 MVA;
SE 500/345 kV Buritizeiro 3 – (3+1Res) x 200 MVA;
Tramos LT 500 kV entre SE São Gonçalo do Pará y LT 500 kV Bom Despacho 3 – Ouro Preto 2, C1, con 2 x 0,6 km;
Tramos LT 345 kV entre SE Santos Dumont 2 y LT 345 kV Itutinga Juiz de Fora 1 C1, con 2 x 9 km;
Tramos LT 345 kV entre SE Buritizeiro 3 y LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias C1, con 2 x 15,3 km;
Tramos LT 345 kV entre SE Buritizeiro 3 y LT 345 kV – Pirapora 2 – Várzea de Palma C1, con 2 x 37 km;
Traslado del reactor maniobrable de la terminal Bom Despacho 3, referente a la LT 500 kV Bom Despacho 3 – Ouro Preto 2 C1 a la barra de 500 kV de la SE São Gonçalo do Pará.

Lote 2: 

LT 500 kV Arinos 2 – Paracatu 4, C1 y C2, CS, con 2 x 214 km;
LT 500 kV Paracatu 4 – Puente Nuevo 3, C1 y C2, CS, con 2 x 291 km;
LT 500 kV Puente Nuevo 3 – Araraquara 2, C1 y C2, CS, con 2 x 307 km;
LT 440 kV Araraquara 2 – Araraquara, C3, CS, con 11 km;
SE 500 kV Puente Nuevo 3.
Tramos LT 500 kV entre SE Nova Ponte 3 y LT 500 kV Itumbiara – Nova Ponte, C1, con 2 x 36 km

Lote 3: 

LT 500 kV Jaíba – Janaúba 6, C1 y C2, CD, con 109 km;
LT 500 kV Janaúba 6 – Janaúba 3, C1 y C2, CD, con 44 km;
LT 500 kV Janaúba 6 – Capelinha 3, C1 y C2, CS, con 233 km cada una;
LT 500 kV Capelinha 3 – Governador Valadares 6, C1 y C2, CS, con 141 km cada una;
LT 500 kV João Neiva 2 – Viana 2, C1, CS, con 77,5 km;
LT 345 kV Viana 2 – Viana, C3, CS, con 7,5 km;
SE 500 kV Janaúba 6;
SE 500 kV Capelinha 3;
SE 500/230 kV Jaíba – nuevo patio 500 kV y transformación 500/230 kV – (9+1 Res) x 250 MVA.

Lote 4: 

LT 230 kV Laranjal do Jari – Macapá III C1, CS, con 217 km.

Lote 5: 

LT 230 kV Olindina – Itabaianinha C1, CS, con 73,4 km;
SE 230/69 kV Nossa Senhora da Glória II – 2 x 150 MVA;
Tramos LT 230 kV entre la SE Nossa Senhora da Glória II y LT 230 kV Paulo Afonso III – Itabaiana C2, con 2 x 20 km

Lote 6: 

SE 440/88 kV Água Azul – nuevo patio 88 kV y transformación 440/88 kV – (6+1Res) x 133,33 MVA

Lote 7:

SE 500/230/138 kV Itacaiunas – nuevo patio 138 kV y transformación 230/138 kV – 2 x 225 MVA.

Lote 8: 

SE 230/138 kV Caladinho II – 2 x 40 MVA;
Tramos LT 230 kV entre SE Caladinho II y LT Coletora Porto Velho – Porto Velho, C1, con 2 x 5,5 km.

Lote 9: 

LT 230 kV Cláudia – Cachimbo C1, con 278 km;
LT 230 kV Cachimbo – Novo Progresso C1, con 227 km;
SE 500/230/138 kV Cláudia – nuevo patio 230 kV y transformación 500/230 kV – (3+1Res) x 150 MVA, y nuevo patio 138 kV y transformación 230/138 kV – 1 x 200 MVA;
SE 230 kV Cachimbo – Compensación Síncrona (-45/+45) Mvar;
SE 230/138 kV Novo Progresso – 2 x 100 MVA y Compensación Síncrona (-45/+45) Mvar.

Lote 10: 

LT 230 kV Abdón Batista – Videira, CD, C1 y C2, con 2 x 66,7 km;
LT 230 kV Abdón Batista – Barra Grande, C3, con 26 km.

Lote 11:

LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2 – C2, con 224 km;
LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão – C2, con 65 km;
Tramos LT 230 kV entre el seccionamiento de LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão y SE Paraíso 2, con 2×1 km;
SE 230/138 kV Paraíso 2 – 2 x 150 MVA

Lote 12: 

LT 230 kV Mauá 3 – Manaus, C1, con 12,9 km (tramos aéreos y subterráneos)

Lote 13:

SE 230 kV Feijó – Compensación Síncrona – 2 x (-45/+45) Mvar

SE 230 kV Tucumã – Compensación Síncrona – 1 x (-90/+150) Mvar

En la actualidad, 234 usuarios del servicio eléctrico hondureño entran en el rango de consumidores calificados por alcanzar los 400 kW de demanda. Sin embargo, los recientes cambios para elevar el límite a 5 MW reducirá a 7 a estos actores clave para el mercado entre privados.

Kevin Rodríguez Castillo, director ejecutivo de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC), señaló que esta medida impactará duramente en el mercado entre privados donde cada vez más empresas proyectaban contratar energía a generadoras renovables para garantizar un suministro limpio a largo plazo.

“La ENEE siempre tuvo el temor de que las empresas grandes, que son las que pagan aproximadamente el 50% de los ingresos de la ENEE, se vayan y ellos se queden con el sector residencial que es el que tiene un alto nivel de pérdidas y un alto nivel de mora”, introdujo el referente del CCIC.

Recordando la Ley marco de 1994, el referente empresario señaló que desde aquel entonces cuando estableció la figura de Grandes Consumidores la ENEE había intercedido para que el mercado entre privados no crezca.

Vía reglamento se había determinado que un gran consumidor era aquel que tenía una demanda máxima de 750 kW lo que llevó a que algunas empresas se registraran como grandes consumidores y avancen con los primeros contratos de suministro que consideraban esta figura para poder vender a un tercero.

Sin embargo, la ENEE definió cobrar un peaje que terminó siendo prohibitivo para concretar muchos de aquellos contratos, porque el alto valor que requería la ENEE por el uso de sus líneas hacía inviable la mayoría de estas transacciones.

“La ENEE nunca quiso que haga sentido hacer negocios entre privados para que puedan seguir comprando energía a la ENEE. Entonces, en la práctica nunca se implementaron compras directas significativas entre privados, a través de la figura del gran consumidor y el generador, a pesar de que la ley marco lo permitía desde 1994”, subrayó.

En el 2014 la Ley general mantuvo el mismo concepto cambiandole el nombre de gran consumidor a consumidor calificado y, avanzado el tiempo, cuando se permitió que se registren como tales aquellos con una demanda máxima de 3 MW, en el 2020 la Comisión Interventora en aquel momento prohibió los negocios a esta figura del mercado.

Las idas y vueltas terminaron por aclararse el año pasado cuando se fijo que los consumidores calificados podían ser aquellos de 400 kW. Ahora bien, no han habido regulación que acompañe para que el mercado entre privados inicie con ímpetu.

“Hay 3 empresas registradas como consumidores calificados y 8 empresas que enviaron sus solicitudes para serlo pero que desde el 2021 esperan por una respuesta”, advirtió Kevin Rodríguez Castillo.

Lo que lo llevó a concluir: “en la práctica aún no ha afectado la medida de llevar de 400 kW a 5 MW el límite de demanda, pero normativamente y en desarrollo futuro del mercado sí repercute”.

“La ENEE no tiene la capacidad financiera para construir nueva potencia que requiere el sistema. Por el lado de transmisión y distribución es difícil que pueda hacerse cargo en el corto plazo de toda la infraestructura que tiene retrasos de décadas. Y por el lado de generación, la ENEE no podrá con fondos propios instalar 600 MW ni suplir nuevas necesidades de demanda que sí podrían cubrirse a través de contratos entre privados”.

Hitachi Energy cuenta con 100 años de trayectoria en el mercado argentino combinando soluciones y servicios digitales avanzados para resolver el desafío de un futuro energético sostenible para todos.

Este líder tecnológico global identifica en Argentina uno de los mayores potenciales energéticos del mundo. Por eso, confirmó este año nuevas inversiones en el país para preservar la continuidad del negocio y crecer en nuestro clúster.

«Uno de los principales propósitos de la compañía es que la demanda de servicios renovables aumente lo suficiente para hacer crecer la capacidad de renovable instalada en no menos de 4 veces a la actual para el 2030», señaló a este medio Alejandro Smaha, presidente de Hitachi Energy Argentina.

Para profundizar sobre este y otros temas, el máximo referente de Hitachi Energy Argentina brindó una entrevista exclusiva para el ciclo “Protagonistas”, al que participan actores clave del sector energético renovable.

¿Cómo ve el avance de la electrificación en Argentina? ¿Qué soluciones ofrece a empresas del sector renovable? Son otras preguntas que respondió Alejandro Smaha a la periodista de Energía Estratégica Nanda Singh.

La entrevista podrá verse completa a partir del día viernes 13 de mayo a las 10 am (GMT-5). El acceso es libre y gratuito sin inscripción. Se invita a todos a activar el recordatorio en el video para recibir una notificación cuando inicie la transmisión.

Trina Tracker lanza en Latinoamérica un nuevo producto. Se trata del Vanguard1P, un seguidor diseñado para optimizar la producción energética solar al máximo. La presentación oficial para esta región será el 1º de junio a las 10 am (GMT-4).

Los interesados en asistir bajo modalidad online podrán hacerlo registrándose de forma gratuita a continuación:

REGISTRARSE

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 del Vanguard1P. Pero aquello no será todo.

En el marco del lanzamiento del Vanguard1P, Trina Tracker dará lugar a un panel de expertos, quienes a partir de las 10:30 am (GMT-4) debatirán sobre cómo maximizar la generación renovable desde enfoques varios.

PARTICIPAR

En este evento, organizado junto al medio de noticias internacional Energía Estratégica, se debatirá no sólo sobre la evolución de la tecnología sino también sobre su impacto en mercados como el chileno, realizaremos un análisis sobre vertimientos y conoceremos las propuestas para hacerle frente con innovación tecnológica.

Participaran representantes de Trina Solar para la región junto a profesionales del mercado invitados para la ocasión y periodistas de Energía Estratégica.

Álvaro García Maltrás, vicepresidente para América Latina y el Caribe en Trina Solar
Juan Sebastián González Matiz, gerente de ventas para América Latina y el Caribe en Trina Tracker
Céline Assémat, responsable de análisis y de modelación del mercado chileno en DNV
Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la ACEN – Asociación Chilena de Comercializadores de Energía
Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica
Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica

ASISTIR EN VIVO

Dentro de la hoja de ruta del hidrógeno renovable, aprobada por el Gobierno de España hace dos años, está planeada una inserción de esta tecnología en la industria energética mediante la generación de demanda.

En la tercera fase de este plan, que comprende el periodo 2030-2050, se espera que el vector alcance una madurez y pueda desplegarse a gran escala. 

Uno de los sectores que se marcan en la hoja de ruta donde el hidrógeno deberá insertarse, es el de transporte pesado, que comprende el marítimo, terrestre, aéreo y ferrocarriles.

Sobre este tema, José Allona, Business Development Manager de la entidad de certificación DNV, comenta que esta tecnología “es atractiva como reemplazo del combustible, porque es abundante y no contaminante, pero tiene algunos inconvenientes con la aplicación naval”.

El primer desafío que describe es acerca de la producción de hidrógeno verde a gran escala, sobre todo teniendo en cuenta el consumo que se prevé para 2050 de este recurso.

“El transporte marítimo está altamente regulado por la IMO y otras entidades internacionales, y la falta de reglas amigables puede ser un freno para las nuevas tecnologías”, subrayó como otra barrera a sobrepasar.

Otro punto a trabajar trata el almacenamiento a bordo de este recurso, ya que debe se transporta a congelado a -253°, también se lo comprime entre 350-700 bares. Es necesario desarrollar tanques espaciales que ocuparían seis o 10 veces más espacio que con el combustible convencional.

Asimismo, recalca que durante el proceso donde se pasa el hidrógeno a estado líquido se consume cerca de la tercera parte de la energía intrínseca contenida.

“Este vector energético puede ser la base del transporte marítimo en el futuro, pero la tecnología está en desarrollo”, comenta el ingeniero.

En esta línea, destaca que para el hidrógeno y el amoniaco prevén que los primeros proyectos puedan estar disponibles en el 2025, y con una utilidad comercial en un plazo posterior de cinco a siete años.

“Otras tecnologías como el metanol están más maduras, ya cuentan con sus primeros emprendimientos comerciales, de hecho hay bastantes barcos hoy en día que navegan con esa energía”, asegura Allona.

Además, remarcó que las pilas de combustibles se encuentran avanzando rápidamente, aunque se encuentran en una fase de desarrollo más atrasada.

Próximos proyectos 

Uno de los emprendimientos en los que trabaja NVD es el desarrollo de dos buques ro-ro llamados “Topeka”. Estos serán impulsados por hidrógeno líquido a partir de celdas especializadas, también contarán con baterías de 1.000 kWh de potencia.

Estos proyectos, que se espera estén operativos para el año 2024, cuentan con ocho millones de euros provenientes del programa Horizonte 2020, de la Unión Europea.

La Empresa Nacional de Electricidad (Ende) dio a conocer los términos de referencia de las condiciones y requerimientos para el desarrollo de la consultoría de “Estudio de Viabilidad de Mercados, Evaluación de Ingeniería Conceptual y Análisis de Alternativas de Negocio del Proyecto Planta Geotérmica Laguna Colorada 100 MW” (ver).

La convocatoria consiste en “analizar la viabilidad económica del Proyecto en el marco del contexto actual y futuro del mercado energético nacional e internacional determinando su continuidad o no”, indica el Documento Base de Contratación del Exterior (DBCE).

Se pretende la comparación con otras alternativas tecnológicas disponibles en el mercado, identificando y evaluando las alternativas de negocio de venta de energía eléctrica al mercado nacional o internacional asegurando participación en el mercado objetivo y retornos de inversión, con beneficio para el Estado boliviano y para el sistema eléctrico en términos de confiabilidad.

“Para esto se deberá hacer la revisión del proceso de preparación del Proyecto, identificando los pasos y etapas que se han dado hasta su estado actual, además de las etapas que aún se requieren para su desarrollo considerando las alternativas que determine el plan de negocios”, sostiene la convocatoria.

Y propone: “Dado el avance y la etapa en la que se encuentra el proyecto, se deberá realizar también un análisis de las alternativas y efectos que surjan de las opciones que identifique y determine el plan de negocios, detallando y cuantificando los beneficios y perjuicios de las mismas para el Estado Boliviano”.

En efecto, la consultora adjudicataria deberá realizar inspecciones en campo para validar los aspectos técnicos que considere “in-situ”, para contar también con información primaria asociada al proyecto y, también la información proveniente del proyecto Planta Piloto Geotérmica Laguna Colorada (5 MW) que requiera, en caso ser necesario, para la validación de la ingeniería, así como inspección de los trabajos preparatorios (pozos de agua, pozos geotérmicos, antenas, materiales de perforación y otros asociados al proyecto).

El cronograma

Según precisa el Documento Base de Contratación del Exterior (DBCE), la fecha límite de presentación de propuestas (fecha límite) es el próximo 7 de junio, a las 14 horas. Interesados se deberán remitir al correo: adquisiciones.servicios@ende.bo

Durante esa misma cita, 30 minutos después, se darán la apertura de propuestas. Luego, el informe de calificación de comparación de ofertas se publicará el 14 de junio y se notificará la adjudicación el 22 de junio.

La presentación de documentos para suscripción de contrato se llevará a cabo el 30 de junio y, finalmente, la suscripción de contrato el 6 de julio.

Proponentes elegibles

De acuerdo a la convocatoria, podrán participar únicamente los siguientes proponentes:

Empresas consultoras, legalmente constituidas en su país de origen
Asociaciones Accidentales entre empresas consultoras legalmente constituidas en su país de origen.

El 1 de julio próximo será el día de presentación de ofertas de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica 2022/01, donde se subastarán 5.250 GWh para abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir del año 2027, por 15 años.

Luego, el acto público de adjudicaciones se realizaría el 25 de julio, en caso de concluir el proceso en su primera etapa. En su defecto, el 1 de agosto de desarrollaría una segunda etapa de la subasta, y así se daría por concluida.

Cristián Sepúlveda, gerente general de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), destaca que la expectativa de la entidad es que el Gobierno le dé una oportunidad a esta tecnología, ya sea en esta convocatoria o para la Licitación de Suministro 2022/02, prevista para fin de año y donde se pondrían en juego 2.500 GWh/año.

“En el próximo proceso de licitación por suministro eléctrico 2022/01 y 02 que se llevará a cabo en julio de este año, la alternativa de aplicar una licitación por bloques o un mecanismo que permita a las tecnologías de base con atributos para el sistema eléctrico poder participar de este proceso, es una opción”, indica el ejecutivo.

Argumenta que el Gobierno debería tener en cuenta una medida de estas características, en reemplazo de los combustibles fósiles, ya que “el aumento en sus precios genera una oportunidad para adoptar nuevas alternativas más económicas, pero se requieren de medidas urgentes en el corto plazo para ver resultados en el futuro cercano”, como lo es la tecnología termosolar.

Sepúlveda hace hincapié en las externalidades, donde “la Concentración de Potencia tiene grandes atributos para la generación eléctrica de Chile, por ejemplo, una planta de este tipo puede funcionar 24 horas al día, 7 días a la semana, generar y almacenar, con diferentes configuraciones dependiendo de las necesidades del sistema, por eso su flexibilidad”.

Pero para que esto pueda desarrollarse, el directivo de la ACSP sostiene que será necesario que Chile “entregue señales claras para que los proyectos se concreten”.

A juicio de Sepúlveda, se requieren acciones gubernamentales, tanto a corto como en el mediano plazo, ya que, “en la ACSP creemos que claramente el inyectar nuevos recursos al fondo de estabilización de las cuentas eléctricas domiciliarias, es la medida correcta en el corto plazo, pero, sí es posible evitar o atenuar esta magnitud de gastos fiscales”.

Reducir precios

Por otra parte, Sepúlveda señala que la Concentración Solar de Potencia se abre como alternativa real para reducir precios de cuentas eléctricas en el mediano plazo.

“La Concentración Solar de Potencia entrega estabilidad al sistema eléctrico nacional durante las horas de mayor demanda y es una alternativa accesible para que las cuentas de electricidad no continúen al alza en los próximos años”, asegura el dirigente.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, recorrió las instalaciones del Parque Eólico Rawson, en Chubut, junto al diputado nacional Santiago Igón; el ministro de Infraestructura, Energía y Planificación de esa provincia, Gustavo Aguilera y el intendente de Rawson, Damián Biss.

También estuvieron presentes el gerente General de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), Sebastián Bonetto, y el director Corporativo de Genneia, Gustavo Castagnino.

“Estamos visitando uno de los primeros parques eólicos en Argentina, inaugurado en 2012, que aporta al sistema más de 100 MW de potencia instalada y que fue ampliado a un nuevo parque que entrega energía mediante el mecanismo MATER. Acompañados por el ministro de Energía de Chubut y por Genneia, estamos recorriendo y apoyando la ampliación de la empresa en energías renovables, para contribuir con la diversificación de nuestra matriz energética”, señaló Basualdo.

La generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables continúa en ascenso en Argentina, con un crecimiento de la potencia instalada del 93% entre 2019 y 2021. En marzo de 2022, el 66% de la potencia instalada de generación renovable en el país correspondía a la tecnología eólica, que fue la de mayor crecimiento en ese período.

Al finalizar el primer trimestre de 2022 se contabilizaban 190 proyectos de energías renovables operativos en el país, con una potencia instalada total de 5.187,96 MW, generando electricidad para abastecer a 5,4 millones de hogares argentinos.

El Parque Eólico Rawson fue el primer parque a gran escala en el país. Consta de tres proyectos inaugurados consecutivamente, los dos primeros en el marco del GenRen y el tercero en el marco del MATER. Todos ellos cuentan con un factor de capacidad que los coloca entre las instalaciones de mayor rendimiento en el mundo: Rawson I y II, cada uno con 42% y Rawson III, con 49,2%.

Y en  conjunto, aportan anualmente 416 GWh a partir de 55 aerogeneradores, lo que equivale a un ahorro certificado de 180.000 toneladas anuales de emisiones de dióxido de carbono.

S-5!, el inventor de los accesorios para techos metálicos presenta su nueva abrazadera para conductos eléctricos para techos metálicos.

La nueva abrazadera CanDuit asegura y sostiene conductos para la gestión de cables y se sujeta a techos metálicos para sistemas solares fotovoltaicos, ¡en combinación con cualquier S-5! abrazadera o soporte.

La abrazadera CanDuit, fabricada con acero recubierto de electrocinc, cuenta con dos mitades que se sujetan alrededor de la tubería o conducto con una almohadilla de revestimiento de EPDM que protege contra la abrasión y un perno M8 roscado que permite la conexión a productos S-5!, lo que proporciona una fijación fácil y organizada sin rayar, corroer u otros daños al techo.

El CanDuit se puede utilizar tanto en entornos residenciales como comerciales para una variedad de aplicaciones que incluyen electricidad, energía solar, plomería para gas o agua y drenaje de condensación.

Características clave de CanDuit:

Disponible en 14 tamaños con diámetros de tubería exterior que van desde 0,79″ (20 mm) hasta 4,6″ (117 mm).
 La capacidad de ajuste dentro de cada abrazadera permite un ajuste de tamaño menor para asegurar la mayoría de los conductos y otras tuberías.
 El eje roscado M8 de CanDuit se monta directamente en las abrazaderas no penetrantes de S-5 para techos con juntas alzadas y soportes resistentes a la intemperie de fábrica para techos sujetos a la vista y el sistema de montaje utilitario S-5! GripperFix®.

Beneficios de CanDuit:

Solución completa de una sola fuente
Seguro y duradero
Se adapta a todas las abrazaderas y soportes S-5!
Fácil instalación
Evita arañazos y corrosión.
Menos componentes ahorran costos
Resistente a la corrosión y duradero
10 años de garantía contra defecto de fabricación

“Nuestros clientes preguntan frecuentemente, ¿tienen algo para montar conductos eléctricos, tuberías y otros objetos redondos en techos de metal”, dice CEO y fundador de S-5!, Rob Haddock. “Entonces, en un esfuerzo por responder a las necesidades de la industria y mientras continuamos innovando nuevas y mejores soluciones en un modo de mejora constante del producto y de invención/reinvención para brindar ventajas competitivas a nuestros clientes, hemos creado la abrazadera CanDuit.

Nextracker LLC. , el líder mundial del mercado en seguidores solares a gran escala, y Atkore (NYSE: ATKR), un proveedor global de soluciones eléctricas, de seguridad e infraestructura, anunciaron una nueva línea de fabricación dedicada a producir componentes de seguidores solares de acero para su uso en energía solar a gran escala. plantas. Atkore ha ampliado y reconfigurado sus instalaciones de Phoenix, Arizona, con una nueva capacidad dedicada a los productos Nextracker.

Este desarrollo sigue al anuncio de abril de Nextracker con JM Steel abriendo una planta de fabricación de acero en Sinton, Texas, y demuestra el compromiso de Nextracker de construir una cadena de suministro más resistente para respaldar el creciente mercado de energía solar en EE. UU. con materia prima y fabricación de acero nacional.

“Desarrollar nuestra capacidad de fabricación con socios en los EE. UU. nos permite proteger a los clientes de la volatilidad de los costos, el riesgo del suministro de acero y los retrasos en la logística”, dijo Dan Shugar, fundador y director ejecutivo de Nextracker . “La asociación con Atkore en Phoenix proporciona productos en el epicentro de la región de rápido crecimiento del suroeste desde una perspectiva de población y energía y garantiza que el mejor producto de su clase esté disponible para permitir que esa demanda se satisfaga con energía solar limpia y asequible. La producción inicial de la instalación ampliada respaldará el proyecto solar Agave de 150 MW de Arizona Public Service Co. (APS), en el que estamos encantados de trabajar con otras empresas con sede en Arizona, incluidas McCarthy Building Companies y First Solar”.

“La nueva línea de producción de Atkore está dedicada a Nextracker y los ayudará a implementar rápidamente su tecnología solar de vanguardia en el sur y suroeste de los EE. UU.”, dijo Bill Waltz, presidente y director ejecutivo de Atkore . “Estamos orgullosos de ofrecer productos sostenibles que respaldan las iniciativas de energía renovable y ayudan a nuestros clientes a lograr sus objetivos, asegurando que cumplamos con nuestro compromiso de construir mejor juntos”.

A través de la asociación, Nextracker tiene un suministro dedicado de materiales críticos en el mercado solar estratégico del suroeste de EE. UU. y está bien posicionado para brindar soporte a clientes clave como APS.

“Esta expansión de la capacidad de fabricación con Nextracker y Atkore complementa el programa solar que APS ha estado impulsando durante décadas para satisfacer la creciente demanda de energía de Arizona. Los rastreadores avanzados ayudan a generar más energía solar limpia a un menor costo para los clientes”. dijo Ted Geisler, presidente de APS. “Los seguidores solares de origen local pueden ayudar a garantizar la entrega a tiempo, lo que nos permite mantener un servicio confiable mientras nos mantenemos al día con el rápido crecimiento en nuestro territorio de servicio”.

El anuncio fue seguido por una mesa redonda de la industria con destacados expertos en energía, incluida Heather Zichal, directora ejecutiva de American Clean Power, Cynthia Wang, vicepresidenta de gestión de la cadena de suministro de SB Energy, Georges Antoun, director comercial de First Solar y Troy Lauterbach, director ejecutivo de Energía Novasource.

Scott Canada, vicepresidente ejecutivo de energía renovable y almacenamiento de McCarthy Building Companies , dijo: “Es muy gratificante construir plantas de energía solar de alta calidad para APS utilizando tecnologías de primera clase como el rastreador avanzado de Nextracker que ahora se produce en Arizona. Nextracker respondió estratégicamente a la crisis de la cadena de suministro global al expandir la capacidad de fabricación en todo el país. Hemos completado docenas de grandes proyectos solares exitosos con Nextracker y esperamos apoyar el crecimiento continuo y la creación de empleo que la industria solar está brindando a las comunidades de costa a costa”.

El programa Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA) en Argentina, financiado e impulsado por la Unión Europea, lanza una convocatoria pública para incentivar la incorporación de tecnología verde europea en proyectos nacionales.

Esta iniciativa tiene como objetivo promover la descarbonización y la transición energética de las empresas argentinas, así como la mejora de la eficiencia y la competitividad de sus procesos. Para ello, del 23 de mayo al 22 de junio las empresas argentinas podrán presentar sus proyectos y acceder a las siguientes ventajas:

Servicios individualizados de scouting tecnológico y acompañamiento hasta la firma del acuerdo para la aceleración de procesos.
Muestra de un extenso portfolio tecnológico con las mejores soluciones en materia de sostenibilidad y prácticas circulares.
Apoyo en la búsqueda de instrumentos de financiación o coaching financiero, el programa cuenta con un mapa de las principales líneas de financiación disponibles.
Los proyectos seleccionados podrán acceder a un paquete de asistencia técnica gratuita; jurídica, económica, medioambiental o de otro tipo, en función de los requerimientos del proyecto.

VER CONVOCATORIA

La convocatoria está abierta a todos los sectores siempre y cuando tengan una necesidad real de descarbonización, de transición energética o de circularidad. El programa LCBA en Latam (Argentina, Brasil, Chile y Colombia) está formado por un equipo de más de 30 profesionales multidisciplinares, que analizan y buscan oportunidades de negocio en los países y prospectan tecnología verde e innovadora en Europa para su internacionalización en mercados latinoamericanos, hasta la fecha más de 45 proyectos han sido acelerados por el programa.

Entre las tecnologías europeas más demandadas en el país se encuentran:

Soluciones de biogás o biometano.
Recuperación y peletización de madera.
Equipos de refrigeración de alta eficiencia y bajo impacto ambiental.
Tecnología frigorífica para el ahorro energético de la industria cárnica.
Aplicaciones inteligentes y de conectividad para la agricultura de precisión.
Valorización de digestatos (biofertilizantes).
Sustitución de calderas por sistemas fotovoltaicos para la generación de calor y vapor.
Tecnología para la transformación de residuos en energía o su valorización

PARTICIPAR

En palabras de Jorg Weberndorfer, Ministro Consejero, Económico y Comercial de la Delegación de la Unión Europea en Argentina, “esta convocatoria es un claro ejemplo de cómo desde la Delegación de la Unión Europea apoyamos al sector empresarial argentino en su adaptación y cambio hacia una economía baja en carbono y a su vez, tendemos puentes con proveedores tecnológicos europeos. No podemos más que animar a todas las empresas a que inscriban sus proyectos o procesos de mejora y estamos deseando poderlos apoyar”.

Para más información sobre la convocatoria, consulte el siguiente enlace:

https://latam.lowcarbonbusinessaction.com/convocatoria-publica-europea-para-proyectos-sustentables/?lang=es