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.

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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

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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.

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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.

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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.

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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.