Tras más de 5 años establecida en Chile, la multinacional española IM2 Energía Solar ha hecho crecer exponencialmente su actividad relativa a el desarrollo, construcción y explotación de proyectos solares fotovoltaicos.

Integrada en la matriz empresarial del operador global de energías renovables Umbrella Capital, IM2 tiene previsto invertir 30 millones de euros en 12 proyectos fotovoltaicos en Chile antes de que finalice el año 2020.

Estas cifras corroboran el buen momento que la compañía atraviesa en el país latinoamericano, en el que ha construido y desarrollado en los últimos años 8 parques solares fotovoltaicos con más de 100.000 paneles solares instalados en proyectos tipo PMGD, una clase de iniciativas en la que IM2 es líder en el país sudamericano. PMGD son las siglas de “Pequeños Medios de Generación Distribuida”, instalaciones de hasta 9 MW de potencia que permiten una mayor agilidad de tramitación de permisos y dan acceso a la venta de energía mediante la modalidad denominada “precio estabilizado” que permite una mayor predictibilidad y estabilidad de los flujos económicos del proyecto.

Después de los proyectos “Quinta” y “San Francisco”, y ya durante el año 2018 la compañía valenciana ha desarrollado dos proyectos más: el llamado proyecto “Linderos”, que también opera también bajo el marco PMGD, uno de los segmentos más dinámicos del sector de las renovables de Chile y el proyecto “Catán Solar”, que ya se encuentra produciendo energía y está ubicado en la Región de Valparaíso, situado a poco más de 100 kilómetros al norte de Santiago, siendo una zona que acumula un número muy elevado de horas de sol al año, lo que confiere al proyecto una elevada producción eléctrica prevista y por tanto una rentabilidad relevante como inversión.

En próximas fechas, IM2 Energía Solar tiene previsto iniciar la construcción de un nuevo proyecto fotovoltaico, en la Región Metropolitana. Este proyecto será el primero de un nuevo pipeline que la empresa desarrollará en Chile, con una potencia total de 40 MW y cuyas obras están previstas para el período 2019-2020.

Fuente: energetica-latam.com

El comisario europeo de Energía y Clima ha dado una moratoria de un mes, hasta finales de enero, para que el Gobierno apruebe el real decreto ley que modificará la Ley de Creación de la CNMC con el objetivo de restituir las competencias del organismo supervisor que le fueron hurtadas por el Ejecutivo del PP. De esta manera tendrá la potestad de fijar la metodología y el cálculo de las tarifas eléctricas y del gas natural y la retribución de las actividades reguladas (redes de distribución y transporte) .

La situación generada por el Gobieno de Mariano Rajoy llevó a España a un conflicto con la Comisión Europea, que abrió un procedimiento de infracción en 2016 sin que en este tiempo se aportara una solución que resolviera el conflicto de intereses, incumpliendo la norma europea que obliga a dejar la fijación de precios en manos del regulador.

El pasado junio, nada más acceder a su cargo, la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, se comprometió con Arias Cañete a resolver el conflicto antes de que acabar ael año. A cambio, el comisario frenó el envçio del expediente al Tribunal de Justicia de la Unión Europea, que puede imponer multas significativas a España. Ahora, ante la falta de tiempo, el Gobierno de Pedro Sánchez ha logrado un mes más de plazo.

De esta manera, el viernes de la semana que viene o el siguiente, el Consejo de Ministros aprobará el citado real decreto ley. El Gobierno también ha logrado una moratoria de Bruselas para presentar el Plan Nacional de Energía y Clima (PNEC), que debía haber entregado antes de finales de diciembre. En este caso ha sido la demora (apenas ha recibido las propuestas de media docena de países) del resto de los socios la que ha propiciado una relajación en el plazo.

En el PNEC, el ministrio concretará buena parte de las medidas que no se incluirán en la futura Ley de Cambio Climático. Otra propuesta que el Consejo de Ministros tiene pendiente y que, una vez que reciba su visto bueno, será tramitada en el Parlamento.

Se espera que el plan fije, por ejemplo, un calendario de cierre de las centrales nucleares y el relativo al futuro de los coches de motor de combustión.

En cuanto a las nucleares, precisamente el próximo día 23 está prevista la celebración de una asamblea de los socios titulares de Almaraz (Endesa, Iberdrola y naturgy), que tienen que solicitar antes del 31 de diciembre la prórroga de la explotación de la planta o, en su defecto, de su cierre. La primera quiere solicitarla por 10 años, mientras que Iberdrola y Naturgy solo quieren mantenerla cuatro años, hasta los 40 años.

Fuente: cincodias.elpais.com

El desempeño bursátil del sector ‘utilities’ ha vuelto a ser bueno en 2018, con un retorno total del 2,7%. La clave han sido los movimientos corporativos, los planes de reestructuración de sus porfolios -con desinversiones realizadas y anunciadas para adelgazar los costes y eliminar los lastres-, además del empujón que han recibido gracias al alza del precio de las materias primas. Esto ha hecho que los títulos de Naturgy se sitúen en quinto lugar a nivel europeo en 2018, liderando entre las españolas y por detrás de EDF, Orsted, Innogy y Fortum.

Goldman Sachs fija un precio objetivo de 27,5 euros para Naturgy, un nivel que ofrece un potencial del 22% respecto a su valor actual, 22,7 euros al cierre de este martes. Es la española con mejor proyección en la cartera de estudio del banco de inversión.

Los analistas de Goldman no son los únicos que subrayan el potencial de Naturgy. Para Macquarie, el mercado “sigue sin entender la acción” de la energética española y, pese a su buen desempeño, está entre las que menos atraen a los inversores empujados por “la preocupación de que no sea capaz de cumplir su política de dividendos al tiempo que crece de forma orgánica”, señala en un informe reciente. La compañía ha prometido repartir al menos 6.900 millones hasta 2022, lo que llevará su dividendo hasta 1,59 euros por título.

El banco de inversión marca un precio objetivo de 25,5 euros para Naturgy y destaca que la apuesta por la “flexibilidad financiera” de la compañía que preside Francisco Reynés no se basa en “romper los compromisos con los accionistas” en cuanto a dividendo y recompra de acciones, sino que reestructurará su porfolio “aprovechando cualquier oportunidad de reinvertir sus beneficios en alternativas que ofrezcan un alto rendimiento”.

DESINVERSIONES PARA CRECER EN RENOVABLES

Esa transformación de su cartera de activos es, precisamente, uno de los puntos fuertes que destaca Goldman Sachs para que Naturgy eleve su valor. Siguiendo la estela de los años anteriores, el mercado energético volverá a estar marcado en 2019 por las operaciones corporativas: “Se abrirán numerosas oportunidades para transformar el porfolio de activos y sumar valor”, pronostican.

Naturgy tiene marcado un objetivo de 3.000 millones en desinversiones hasta 2022. Pero de ese monto, solo le quedaría por ejecutar 300 millones, por lo que el banco de inversión da a entender que Naturgy mantiene abierta la puerta: “podría comenzar un plan de desinversiones”, sostienen los analistas.

Comparten su opinión en Macquarie: “Entendemos que Naturgy ha lanzado el mensaje de no hacer reajustes de su porfolio más allá de los 300 millones que le quedan por ejecutar para cumplir el plan. Sin embargo, no descartamos más desinversiones“, apuntan. La clave está en si la compañía decide elevar su plan de inversión en activos renovables y, para ello, requiere “reciclar” el capital que obtenga a través de desinversiones.

Para el banco de inversión esta opción tendría sentido para Naturgy al considerar que la compañía está en posición de aprovechar la transición energética para ganar músculo en España. Según Macquarie, Naturgy podría necesitar otros 700 millones -además de los 825 millones que tiene en su plan de inversión- para crecer en renovables ahora que el Gobierno español quiere que se instalen 3.000 MW ‘verdes’ al año hasta 2030 para cumplir unos objetivos medioambientales con la Unión Europea más ambiciosos. Su pronóstico es que la energética triplique su producción renovable en diez años, período en el que sacará la nuclear de su mix y recudirá un tercio el carbón.

Precisamente, esa flexibilidad para reestructurar su porfolio podría elevar un 30% el valor de la compañíasi se valora por el método de suma de partes, apuntan los analistas de Goldman. Entre los riesgos para el desempeño de Naturgy, Goldman subraya que el Gobierno realice nuevos cambios normativos, que caiga el precio de las materias primas o que la reorganización de su porfolio sea “más lenta o se frene”.

DIGITALIZACIÓN, CLAVE PARA EL AHORRO

La digitalización servirá de motor para elevar las inversiones. “Esperamos que aumente el gasto en digitalización: estimamos que se necesitarán 300.000 millones para digitalizar por completo las redes de distribución”, apuntan los analistas. La digitalización “debería mejorar la productividad de los activos y lograr una reducción del 15% de los costes operativos”, añaden.

La digitalización en las utilities integradas, como Enel, Iberdrola, Endesa o Naturgy podría derivar en ahorros en costes de alrededor de 10.000 millones, estima Goldman. La digitalización en el suministro es el mayor foco de ahorro -un 60% del total-, seguido de las redes y, por último, la generación.

Según Goldman, el Ebitda de las energéticas crecerá en 2019 en promedio un 15% respecto a los últimos tres años. Pero las que sepan aprovechar el empujón de la digitalización para ahorrar costes podrían empujar su Ebitda hasta en un 40%. Entre las mejor posicionadas para lograr este nivel están E.ON y EDF, que lograrían ahorrar entre un 40 y un 110% de los ingresos netos de este ejercicio, frente al 12% que los analistas estiman para Naturgy, o el 16% de Endesa.

Fuente: bolsamania.com

Como parte del programa NY-Sun, dotado con más de un de 1 billón de dólares, la ciudad de Nueva York ofrecerá a los hogares elegibles de bajos ingresos la oportunidad de suscribirse a un proyecto solar comunitario en su comunidad, sin ningún tipo de costo inicial ni cuotas de participación. Se trata de un proyecto que además aumentará el acceso a la energía solar fotovoltaica a muchos propietarios e inquilinos que no tienen las condiciones económicas para instalar paneles solares en su comunidad.

Entrega de la energía

La energía se sigue entregando a día de hoy a través de su proveedor de electricidad regular, mientras que la energía producida a partir de la matriz solar de la comunidad se envía directamente a la red eléctrica. Como resultado, la red se suministra con energía limpia y renovable, mientras que los suscriptores obtienen crédito en sus facturas de electricidad.

Los proyectos de Solar for All seleccionados a lo largo de esta primera ronda servirán a aproximadamente 7.000 propietarios de viviendas de bajos ingresos e inquilinos que reciben servicio eléctrico de NYSEG, National Grid, Central Hudson y Orange & Rockland. Además de los evidentes ahorros en las facturas de electricidad de los participantes, algunos de los proyectos seleccionados también se han comprometido a obtener beneficios adicionales para la comunidad, como donaciones a organizaciones locales que sirven a familias necesitadas, programas educativos para escuelas locales y la capacidad adicional del proyecto para suscripciones de bajo costo.

NYSERDA lanzará una segunda ronda del programa en 2019, que ampliará la cantidad de hogares y áreas atendidas por el programa.

Fuente: ielektro.es

Un estudio suizo señala que generar energía solar a gran altitud permite satisfacer mejor la demanda invernal por la mayor irradiación, la reflexión de los rayos en la nieve y la menor superficie necesaria

El planeta necesita urgentemente modelos sostenibles de producción energética. Entre los sectores que ofrecen nuevas perspectivas, está el de la energía solar. Un reciente estudio, realizado en Suiza, asegura que la instalación de paneles fotovoltaicos en territorios de alta montaña con nieve permite incrementar la producción de electricidad en invierno y así hacer frente mejor al aumento de la demanda en los meses fríos. Los autores indican que algunos de los factores que favorecen la generación de la energía solar en la montaña son la mayor exposición a la irradiación solar con respecto a las zonas de baja altitud y el fenómeno de reflexión de los rayos en la nieve (albedo). Sin embargo, aspectos como el posible rechazo de las poblaciones locales a la instalación de infraestructuras adecuadas despiertan dudas sobre la viabilidad de este escenario.

El estudio, publicado en la revista PNAS, explica que en las zonas de medias latitudes el aprovechamiento de la energía solar cambia según el periodo del año. En verano la producción es alta, mientras que en invierno se reduce. Esta limitación choca con la demanda de los usuarios, que aumenta en los meses más fríos.

Algunas características de las zonas de alta montaña permiten aprovechar mejor la energía solar en los meses invernales, continúan los investigadores responsables de este artículo científico, procedentes de la École Polytechnique Fédèrale de Lausana y del Institute for Snow and Avalanche Research de Davos (Suiza). Una de ellas es que la densidad de la atmósfera es menor que en las zonas de baja altitud, y así la irradiación solar se absorbe menos. Además, en invierno normalmente están ausentes fenómenos meteorológicos como la niebla y las nubes bajas. Otra de las características fundamentales de áreas elevadas como los picos alpinos es la presencia de la nieve, que refleja los rayos solares.

Los autores subrayan que para aprovechar esos factores es clave estudiar correctamente la inclinación de los paneles fotovoltaicos. Eso implica que se instalen en posición más vertical de lo habitual, especifican. La conclusión a la que llegan es que la combinación de todos estos aspectos hace que en las regiones de mayor altitud se puede llegar a generar la misma cantidad de energía solar anual que en las de baja altitud, pero con mayor productividad en invierno. Al comparar la superficie necesaria en Suiza para satisfacer la misma demanda (12 teravatios en un año) en los dos casos, la que hace falta en alta montaña resulta ser de hasta 10 kilómetros cuadrados —lo que corresponde a 1.000 campos de fútbol— menor.

“La energía fotovoltaica es una fuente clave para la producción futura de electricidad”, asegura Annelen Kahl, coautora del estudio. “Por eso es importante no solo producirla de manera más eficiente, sino también en el momento adecuado”, agrega. Desde un punto de vista técnico, especifica, la viabilidad de este planteamiento depende de las características de cada lugar en el que se pretenda ponerlo en marcha. Muchas áreas de los Alpes, pone como ejemplo, ya cuentan con infraestructuras como carreteras y edificios “que pueden funcionar como base para aplicar paneles solares”. Las centrales hidroeléctricas, agrega, representan una base ideal, “porque la red energética de conexión ya existe”.

La investigadora cree que se puede pensar tanto en grandes parques solares como en pequeñas instalaciones para autoconsumo. En particular, considera “especialmente atractiva” la posibilidad de que comunidades locales autofinancien la producción y el almacenamiento de la electricidad para lograr la independencia energética.

Posibles impactos y beneficios

Ricardo Luis Guerrero, de la Universidad de La Laguna, valora la propuesta del estudio como “técnicamente correcta” para algunos países con altura elevada y zonas de nieves perpetuas, aunque no cree que se trate de una “solución generalizable”. Entre las regiones donde se podría estudiar la viabilidad de este planteamiento, incluye los Pirineos. “En muchas zonas de esta cadena hay bastante más irradiación que en el entorno. Incluso podría ayudar a reforzar la interconexión entre Francia y España”, argumenta.

Entre los obstáculos a la puesta en marcha de proyectos de este tipo, Guerrero indica la posible debilidad de las redes eléctricas en zonas teóricamente adecuadas, como el Tibet o Los Andes, por la escasez de la población. “Exigiría megaplantas para que las economías de escala las hiciera rentable”, asegura. Un parque solar en construcción a 4.200 metros de altura en la provincia de Jujuy (Argentina) es un ejemplo del tipo de instalación que se necesitaría para hacer viable la producción en zonas de alta montaña como esas, agrega.

Pero el problema principal, en su opinión, sería la aceptación de la población del impacto medioambiental consecuente. “No me imagino a nadie aceptando cubrir con fotovoltaica nuestro parque de Las Cañadas del Teide (Tenerife), donde solo tenemos 30 días de nubes al año”, ironiza. Por su lado, Kahl es consciente de este aspecto. “Es importante concienciar sobre las ventajas de estas instalaciones y proporcionar una buena información sobre la seguridad y el bajo impacto visual de los paneles fotovoltaicos con respecto a las turbinas eólicas o las líneas de transmisión de alta tensión”, afirma. En su opinión, “en combinación con una central hidroeléctrica o una estación de esquí, los paneles solares no sumarían una gran diferencia”.

La investigadora cuenta que está estudiando junto a otros compañeros el valor de mercado de la electricidad producida en la montaña con los paneles solares. De momento, los resultados obtenidos no son definitivos, pero sí prometedores, asegura. “Creemos que el precio tenderá a bajar, por la mayor producción en los momentos de mayor demanda”, asegura. La autora agrega que habrá también menos necesidad de importar energía de otros países. Sin embargo, matiza, hay que considerar el coste de la instalación (que aumenta si no se puede contar con infraestructuras previas) y la capacidad de la red eléctrica con la que se podría conectar.

En definitiva, Kahl cree que su estudio evidencia cómo “desde un punto de vista físico, los recursos son mejores en las montaña”, pero que hay que hacer más estudios para averiguar la viabilidad de esta perspectiva. “Esperamos que nuesta idea se tome en cuenta a la hora de planificar la transición energética de nuestros países”, concluye.

Fuente: elpais.com