16 feb 2017

Brasil: Goiás lanza programa de energía solar

En Goiás está en marcha una iniciativa para instalar sistemas fotovoltaicos en 1.200 viviendas sociales
El gobierno regional lanza hoy la iniciativa Programa Solar Goiás para promover la energía solar. Se contemplan medidas a nivel tributario, de financiación y de reducción de la burocracia.
El programa establece la creación de líneas de crédito específicas o la ampliación de existentes, como FCO Sol y Goiás Fomento, según informó el gobierno regional esta semana.
También se contempla el simplificar los permisos ambientales para proyectos solares, impulsar las instalaciones solares es proyectos de viviendas sociales y en edificios públicos.
Otros aspectos que abarca el programa son “la educación y la concienciación”, según un comunicado.
En Goiás está en marcha en la actualidad una iniciativa para instalar sistemas fotovoltaicos en más de 1.200 viviendas sociales.
El estado de Goiás es, junto con Pernambuco y Sao Paolo, pionero en la aplicación de exenciones impositivas para impulsar las instalaciones solares. Los tres estados fueron los primeros en introducir la exención del Impuesto sobre Circulación, Mercancías y Servicios (ICMS) para instalaciones de medición neta.
Hasta la fecha se han realizado en Goiás 130 instalaciones de medición neta con una potencia en conjunto de 1,7 megavatios, según datos de la Agencia de la Energía Eléctrica (Aneel).
En el conjunto del país, los sistemas de medición neta suman 94 megavatios, de los cuales 64 megavatios corresponden a instalaciones fotovoltaicas y el resto a sistemas de distintas tecnologías.

15 feb 2017

México resolverá la tercera subasta de energías limpias hasta octubre

El secretario de Energía Pedro Joaquín Coldwell en la ceremonia de entrega de los contratos de la segunda subasta de energías limpias.
La convocatoria de la tercera subasta de energías limpias tendrá lugar previsiblemente el 28 de abril de este año en México. El director general del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) Eduardo Meraz adelantó el martes el calendario previsto del certamen que contempla que el fallo se produzca hasta el 16 de octubre de este año, según un comunicado de la Secretaría de Energía (Sener).
El anuncio se realizó en el marco de la entrega de los contratos de la segunda subasta de energías limpias, que se resolivó en septiembre de 2016 y en la que resultaron ganadoras 23 empresas licitantes, con proyectos mayoritariamente fotovoltaicos y eólicos. Las nuevas iniciativas adjudicadas en este certamen suman una potencia de 2,8 gigavatios.
El precio medio de energía limpia en la segunda subasta se situó en 33,47 dólares estadounidenses el megavatio hora y con ello es de los más bajos para proyectos de energías renovables en una licitación hasta la fecha. El cronograma establecía que los contratos se firmaran hasta el 31 de enero de 2017.
Entre las empresas que resultaron ganadoras de proyectos fotovoltaicos en la segunda subasta se encuentran X-Elio Energy, Alten, OPDE, Engie Solar Trompezón y Fotowatio. Esta última se adjudicó un proyecto solar a un precio de 26,99 dólares estaodunidenses el megavatio hora.
En conjunto, con las adjudicaciones en las subastas primera y segunda, ambas resueltas el año pasado, se prevé que se agregen alrededor cinco gigavatios en proyectos de distintas tecnologías limpias, los cuales entrarán en operación previsiblemente en 2018 y 2019. Sener estima que los proyectos supondrán inversiones por 6.600 millones de dólares estadounidenses.
En ambas licitaciones, más de la mitad de lo adjudicado correspondió a proyectos fotovoltaicos. En concreto, se adjudicaron 28 proyectos fotovoltaicos que suman una potencia de 3,6 gigavatios en las dos licitaciones, según estima Asolmex.

14 feb 2017

Conexsol® Suministra en Valencia, Venezuela. una instalación Solar para darle energía a parte del sistema de la tienda



CONEXSOL® INSTALA PANELES SOLARES EN TIENDA IVOO



Conexsol® Suministra en Valencia, Venezuela. una instalación Solar para darle energía a parte del sistema de la tienda, con esta iniciativa tiendas IVOO apuesta por el desarrollo de las Energías Renovables .
https://www.youtube.com/watch?v=kvfwaRpE5Gg&t=14s

13 feb 2017

Why Low Oil Prices Are Positive for the Solar Electric Industry

Why Low Oil Prices Are Positive for the Solar Electric Industry

By Bill Ellard, Energy Economist

ver the past 2 years, we have seen 50% lower oil prices in the US and the rest of the world. Firms that produce oil have seen their respective stock prices crash. We have also seen these lower oil prices have a negative impact on the solar industry’s publicly traded firms, such as First Solar. But I believe that low oil prices are a good thing for the solar electric (photovoltaic) industry.
First, I’d like to classify solar a bit better and add some understanding of the economics of solar. Solar is part of the business and customer spending sector – it’s a consumer product much like a computer, laptop microprocessor, commercial forklift, or new car or truck. Solar firms are not just energy firms, but also high-tech consumer product companies.
Second, we must understand the economics that drive solar consumer spending. The cost-benefit for solar is pretty simple. There are two components: how much it costs per kWh to produce your own electricity, and how much money you offset or save by installing solar.
When I installed a 7 kW solar system on my home, the economics were compelling. I was paying 15 cents/kWh with my utility; I am now paying 5-6 cents/kWh to produce my own energy. The cost-benefit is even more impressive in the future as my cost is fixed, while electric rates will increase over time. (For the past ten years my utility’s rates have been increasing at about 6% per year.)
This cost-benefit will vary for every site based on local electric rates, the site’s solar insolation rate, local permitting fees, the local cost of labor, etc. A simple cost-benefit from my 7 kW array: fully installed cost of about $2.25/ watt, 18% solar insolation rate, and 6% rate in grid inflation. [Bill, what is grid inflation? Do you mean the retail rate you pay for electricity?]
I gather that equity markets must somehow think that much lower oil prices will reduce the retail price of electricity. Let’s take a quick look at some data from the Energy Information Administration (EIA):
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As we can see, oil prices have no correlation to retail electric rates. Oil goes up, electricity prices go up; oil goes down, electricity prices still go up. Oil is typically not used by utilities to produce electricity. The main feedstocks for utilities are coal, natural gas, and nuclear.
Oil is still deeply embedded in almost all economic activity across the globe. With lower oil prices, businesses all across the US and in most of the world’s large economies (Euro Zone, China, India, Japan, etc.), are getting an infusion of cash – more disposable income. Businesses are able to realize lower manufacturing and shipping costs.
A decrease in manufacturing and transportation costs will further reduce the cost to install a solar system. For my 7 kW array, the cost for just shipping the equipment from California was about $1,000 – or about 1.5 cents per watt. But the price I paid for my solar modules included the shipping – so both equipment cost and transport to sites around the world will be reduced.
In my opinion, the largest positive factor for the solar industry of oil prices dropping 50% will be the world-wide increase in consumer spending. The main target markets for the solar module manufacturers are Germany, China, India, Italy, Japan, USA, Spain, France, Australia, Belgium, and UK. These countries are all importers of oil and should see significant economic stimulation from much lower oil costs.
The last of my list of positive factors for the solar industry from lower oil prices is a bit more speculative. The 2015 and 2016 capital expenditure budgets for oil and gas firms are down significantly. We can see from the next set of charts that drilling for natural gas is down more than 75% in just 18 months:
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This sharp decline in drilling for natural gas will cause production to decline as well. Looking at the next chart, we can see the sharp increase in gas production from 2010 thru 2015, and in 2016 the start of this decline.
Looking forward, my theory is that with a combination of fracked well depletion rates, lower drilling for both oil and gas, and increasing natural gas demand from activities such as coal to gas switching, more gas exported as liquefied natural gas (LNG), and increased aggregate demand, we will see natural gas prices rising in the second half of 2016 and beyond. Higher natural gas prices during the summer months will increase electric rates during the daytime to compensate utilities for running their peak power generation. This is a perfect fit for solar, which produces most of its power during the long days of summer.
info@energiaestrategica.com

Honduras, el primer país del mundo con 10 por ciento de solar en su mix eléctrico

El 10,2 % del mix de electricidad correspondió a generación de plantas fotovoltaicas en 2016. El país es también líder en Centroamérica en capacidad fotovoltaica instalada con 433 MW.

La eléctrica estatal hondureña ENEE reportó que el 10,2 por ciento de la generación en su sistema correspondió a plantas fotovoltaicas en el conjunto del año 2016. Ello coloca a Honduras como el primer país no insular del mundo en alcanzar un diez por ciento de participación de la energía solar en el mix eléctrico nacional.
Honduras es también el primer país en Centroamérica en capacidad fotovoltaica con 433 megavatios en plantas solares instaladas a finales de 2016 y el segundo en Latinoamérica por detrás de Chile, en donde se supera de largo el gigavatio fotovoltaico instalado.
La empresa pública ENEE, cuyo sistema eléctrico cubre la práctica totalidad del sistema en Honduras, reporta que el año pasado la producción de sus plantas sumada a las compras de generación de privados se situó en 8.673 gigavatios hora. De ellos, 885 gigavatios hora correspondió a compras de centrales fotovoltaicas. En conjunto, las energías renovables representaron el 52 por ciento de la matriz eléctrica hondureña.
Ya en 2015 se había alcanzado una participación de la energía solar cercana al cinco por ciento en el mix de electricidad en Honduras. En 2015 se instalaron 388 megavatios fotovoltaicos en el país y el año pasado se agregaron otros 45 megavatios fotovoltaicos. En Honduras se han realizado algunos de los mayores proyectos de la región, como un parque solar de 100 megavatios en Nacaome.
Una parte de la capacidad fotovoltaica en Honduras corresponde a centrales realizadas en 2015 en el marco de una tarifa incentivada que estaba estipulada en un programa lanzado en 2013 por el gobierno hondureño. No obstante, según ha podido saber pv magazine existen problemas con esta tarifa incentivada y el pago de la totalidad de la misma a inversores no se está produciendo.
Fuente: PV-Magazine.

11 feb 2017

Argentina avanza en el Sector privado en Energia Solar

Por Guido Gubinelli
guido.gubinelli@energiaestrategica.com

En 2018 podrían formalizarse contratos de energía entre privados

Para el abogado especialista en Derecho Administrativo y Energía, Juan Bosch, el lanzamiento de la Resolución 19 de la Secretaria de Energía Eléctrica da “algunas pistas” para la formalización de un mercado de energía entre privados pero aún “faltan decisiones” que habiliten gestiones.



La semana pasada, el Ministerio de Energía y Minería publicó la Resolución 19 que aumenta el precio de pago en dólares a las empresas privadas de generación de electricidad, en cerca de un 50 por ciento, y duplica premios por el cumplimiento de objetivos.
La cartera explica que norma se publicó con la intención de impulsar la actividad y “propiciar las inversiones necesarias por parte de los Agentes Generadores para el mantenimiento e incremento de la disponibilidad de sus equipos”.
Según la reglamentación, cada agente generador, cogenerador y autogenerador titular de una central de generación térmica convencional podrá suscribir Compromisos de Disponibilidad Garantizada (CoDiG), por la potencia y energía de las unidades instaladas.
Tales compromisos cubrirán lapsos de tres años y se podrán diferenciar valores en los distintos períodos estacionales semestrales de verano (noviembre-abril) y de invierno (mayo-octubre).
Asimismo, se establecieron incipientes lineamientos para que se puedan avanzar en contratos entre privados para la comercialización de energía eléctrica, pero, en palabras de Juan Bosch, abogado especialista en Derecho Administrativo y Energía, “un poco remotos todavía”.
“La Resolución 19 da algunas pistas”, señala el titular de la consultora Saesa. “Empieza a marcar un sendero hacia la habilitación de contratos entre privados para toda la energía pero con esta Resolución no alcanza”, analiza y completa: “Aún faltan decisiones, resoluciones para que se empiece a delinear con claridad cómo va a ser ese camino”.
Bosch explica que no sólo falta instrumentar un marco preciso para que se pueda comenzar a celebrar este tipo de contratos sino establecer todo un proceso de descentralización de la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, CAMMESA.
“La Resolución 19 corrige la Resolución 22, que había establecido un esquema remuneratorio para los generadores; ahora, esta nueva Resolución modifica eso y establece un esquema para el pago de potencia y la posibilidad de que estos generadores firmen contratos de potencia y energía asociada con el mercado, pero aún representados por CAMMESA”, observa el abogado.
De acuerdo a las intencionalidades que percibe del Gobierno nacional, Bosch indica que “todo parece apuntar que será el año que viene en donde volvamos a los contratos entre privados”.
Opina que el sector “desea” que esta reglamentación “salga cuanto antes”. Y explica: “Una cosa es lo que puede hacer CAMMESA, como único comprador y administrador de la energía, y otra cosa es el análisis que puedan hacer los usuarios, decidiendo contratar (mediante un privado) su energía y potencia con información que sólo ellos tienen acerca de sus necesidades, prioridades; información que sólo ellos tienen”.
Los nuevos cuadros remunerativos
El precio base para la disponibilidad garantizada ofrecida será de u$s 6.000 mensuales por MW para el período mayo-octubre, y de u$s 7.000 desde noviembre, mientras el adicional para incentivar la oferta en los períodos de mayor requerimiento del sistema se fijó en u$s 1.000 y u$s 2.000, respectivamente.
Los generadores -agrega la resolución, que firma el secretario Alejandro Sruoga– recibirán una remuneración mensual de u$s 2 por Mwh por la energía operada, más un adicional en función del cumplimiento de objetivos de reducción de consumos de combustibles.
En este sentido se definirá para cada tipo de tecnología un valor medio de referencia de consumo y en forma trimestral se cotejará con el combustible efectivamente consumido.
El Ministerio de Energía y Minería fijó también los precios base de la potencia para los generadores hidroeléctricos, tanto convencionales como de bombeo (que van desde u$s 2.000 hasta u$s 8.000 por Mw mensual), y los correspondientes adicionales (hasta u$s 1.000 por Mw).
El cobro del adicional queda ligado en un 50% a dos factores: a que el generador hidroeléctrico disponga de un seguro para la cobertura de incidentes mayores sobre el equipamiento crítico (turbinas, generadores, transformadores, etc.) y a la actualización progresiva de los sistemas de control de la central hidroeléctrica, de acuerdo con un plan de inversiones a presentar.
La remuneración variable estas centrales, agrega la resolución, se compone de un precio en función de la energía generada (u$s 3,5 por Mwh) y otro vinculado a la energía operada en cada hora (u$s 1,4).
Por último, se fijan pautas para remunerar la energía generada por fuentes no convencionales: los precios base de las centrales eólicas será de u$s 7,5 el Mw; para las solares fotovoltaicas, u$s 8,5; y para las de biomasa, biogas o residuos, u$s 10 el Mw.
Como en los casos anteriores, también para las renovables se contemplan adicionales vinculados a la disponibilidad de equipamiento instalado con un tiempo de permanencia superior a los 12 meses: de u$s 17,5 por Mw; u$s 18,5; y u$s 10, en forma respectiva.

19 sept 2012


El Gobierno indio invertirá 294 millones de euros para alcanzar los objetivos de la segunda fase de la Misión Solar

Fuente: Mint 05/09/2012 (OFECOMES)
El Gobierno indio tendrá que invertir al menos 294 millones de euros (20.000 millones de rupias) para llevar a cabo los objetivos fijados la Jawaharlal NehruNational Solar Mission (JNNSM), que pretende alcanzar 20.000MW para 2022. Fuentes del Ministerio de Energías Nuevas y Renovables han declarado que el propio ministerio costeará parte del coste de instalación de las plantas de fabricación de componentes solares durante la segunda fase de la JNNSM, la cual empezará en 2013 y pretende añadir 3.000MW para 2017.  El Ministerio usó esta misma estrategia para atraer ofertas de licitación para la construcción de plantas solares durante la primera fase de la JNNSM.
Dicha primera fase, que comenzó en 2010 y con un objetivo de 1.000MW, estuvo marcada por los retrasos en el comienzo de la ejecución de los proyectos, aunque actualmente más del 90% de los 500MW fotovoltaicos están cumpliendo con las fechas (los 500MW termo solares tienen como fecha de finalización 2013).
La energía solar actualmente contribuye en menos de 0,5% al mix energético indio y con programas como la JNNSM el Gobierno indio pretende que contribuya en un 5-7% para 2022.

22 mar 2012

Solidaridad fotovoltaica para Latinoamérica y África


Perú, Togo y Benin son los tres países en lo que se desarrollarán cinco proyectos fotovoltaicos que se enmarcan en la iniciativa Solar Energy Solidarity de la compañía Proinso. De esta acción se beneficiarán 18.950 personas. Las instalaciones se destinarán al bombeo de agua y a la electrificación de centros sanitarios y educativos.
Solidaridad fotovoltaica para Latinoamérica y África
El programa de Responsabilidad Social Corporativa de Proinso busca satisfacer las necesidades de electricidad de comunidades desfavorecidas mediante la puesta en funcionamiento de instalaciones fotovoltaicas. Los proyectos se acometen en colaboración con organizaciones no gubernamentales, socios locales e instituciones. La compañía dona el material y los medios técnicos, y se compromete ha realizar el seguimiento y la supervisión de todos ellos.

Dos de las cinco actuaciones previstas se llevarán a cabo en Perú. El primer proyecto consiste en la rehabilitación de un pozo de agua dulce y posterior instalación de un sistema de bombeo del agua que utilizará energía fotovoltaica. Con una potencia instalada de 1,225 kWp 60 familias que viven en La Matanza, unas 300 personas, dispondrán de agua potable para el consumo humano y animal. Esta iniciativa se desarrollará en colaboración con el Movimiento para la Realización del Habbitat Social (MIRHAS-Perú) como socio local.

El segundo proyecto en Perú se ubica en Lagunas. Se pondrá en marcha una planta fotovoltaica de 3,250 kWp para ampliar las horas de suministro eléctrico a un hospital y dos escuelas. Se realizará en colaboración con la Fundación Corazonistas y Caritas Yurimaguas. Se beneficiarán 7.000 personas que reciben atención hospitalaria y 1.900 escolares. 

En Togo también se ha previsto dos actuaciones. En Koulunde se instalarán 1,320 kWp fotovoltaicos para que el suministro eléctrico llegue a dos edificios con seis aulas y dos despachos escolares. Se beneficiarán 9.200 personas aproximadamente. La segunda se sitúa en La Kounte y consiste en la perforación de 80 metros para la extracción y almacenaje de agua en un depósito elevado. Para ello, se habilitará una instalación fotovoltaica de 1,320 kWp de potencia. El depósito permitirá a 300 personas de la comunidad acceder a un agua en mejores condiciones de salubridad.

Y por último, en Porto-Novo, Benin, una instalación fotovoltaica aislada de 1,300 kWp se pondrá en el centro de acogida “El Foyer” del proyecto “Niños en la Calle”. Este proyecto, que se desarrollará en colaboración con la ONG Jóvenes y Desarrollo, servirá para que el centro genere, almacene y distribuya su propia electricidad. Se beneficiarán a 250 personas.

El catamarán Planet Solar, enfila la recta final de su vuelta al mundo

 
El golfo de Adén era uno de los pasos más conflictivos de su vuelta alrededor del mundo, debido a la presencia de piratas. Para hacerlo con la mayor seguridad posible, la expedición tuvo que contar con los servicios de ex-responsables de la armada suiza que velaron por la seguridad de la expedición
A día de hoy, la embarcación se encuentra navegando por el mar rojo rumbo al canal de Suez, donde pasará al mar Mediterráneo. Antes de ello, tiene previsto recalar en los puertos egipcios de Sharm el Sheik y Hurgada.
La expedición Planet Solar, salió durante de Septiembre de 2010 del puerto de Mónaco, a orillas del mar mediterráneo. Desde ahí en una trayectoria siempre hacia el Occidente cruzó el estrecho de Gibraltar y accedió al Océano Atlántico, desde donde puso rumbo hacia las Islas Canarias y de ahí, atravesando el Atlántico, llegó a las Antillas y la península de Florida. A continuación cruzo de norte a sur el Mar Caribe hasta Panamá, donde atravesó el canal para acceder al Océano Pacífico. Continuando hacia el occidente alcanzó las costas de Australia, desde donde viro al noroeste hasta la costa china para a continuación bordear la costa sur de Asia a través del Océano Indico. De ahí alcanzó el Golfo Pérsico, para volver a salir al Océano Índico bordeando el sur de la Península Arábica hasta acceder al Mar Rojo en donde se encuentra actualmente. En todo este trayecto, la expedición lleva recorridos 54.889 Km en los que ha empleado 526 días. Se espera que la embarcación llegue al puerto de Mónaco el próximo 4 de Mayo
Planet Solar es la embarcación solar más grande del mundo. Cuenta con un área de captación de paneles fotovoltaicos en su cubierta de 537 m2 con una potencia nominal de 93.5 Kw. La embarcación cuenta también con una batería de ión-litio que almacena la energía y que alimenta a un motor eléctrico de 120 Kw de potencia máxima.
Fuente de información e imagen. www.planetsolar.org