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Contigo Energía, filial del grupo Gesternova presentó el pasado 6 de febrero una calculadora de autoconsumo para hogares de todo el territorio nacional. Esta intuitiva herramienta permitirá conocer en menos de un minuto si tu tejado y zona geográfica es apta para el autoconsumo, el coste aproximado de la instalación solar y el potencial de ahorro.

La empresa, lanzada en junio de 2017, con el lema “Solo Soluciones Sostenibles” pone al alcance de cualquier usuario con vivienda unifamiliar los cálculos para autoconsumir con solar fotovoltaica. Para ello solo tendrá que seleccionar su dirección, marcar la superficie de su tejado gracias a las imágenes de Google Maps, la orientación del mismo, su gasto de luz y seleccionar las horas a las que más consume. La herramienta responde en escasos segundos con una estimación del ahorro que se generará, un presupuesto llave en mano y la posibilidad de solicitar un informe detallado a los expertos de generación distribuida de Contigo Energía.

Estamos muy ilusionados con el lanzamiento de esta calculadora solar que hemos desarrollado internamente y que acerca el autoconsumo a los ciudadanos españoles, un país en el que el autoconsumo es rentable en muchos casos, aunque la normativa no sea la mejorAnimamos a todos a hacer sus cuentas en cuatro sencillos pasos y menos de un minuto” afirma Javier Avendaño, Director General de Contigo Energía.

El autoconsumo, además de ser respetuoso con el medio ambiente (siempre que se realice con renovables), es también una forma de ahorrar a largo plazo. Como señala el presidente de Contigo Energía, Jorge González “si una familia tiene 6.000 euros en el banco y los mete en un depósito al 1% le reportaría 600 euros brutos al cabo de una década pero si ese dinero lo invierte en una instalación de autoconsumo y todos los meses generan un ahorro de 25 euros en el recibo de la luz, al cabo de los diez años habrán ahorrado unos 3.000 euros netos”. Todo ello sin tener en cuenta que el precio del recibo de la luz tiende al alza.

 

Greensmith Energy, parte del grupo tecnológico Wärtsilä, ha sido seleccionada por Origis Energy USA para proporcionar almacenamiento de energía avanzado integrado con energía solar fotovoltaica en Sterling, Massachusetts, EE.UU. El sistema híbrido resultante permitirá que la instalación fotovoltaica gestione mejor las cargas máximas y proporcione un suministro de electricidad seguro y fiable al Municipio y al Estado.

Greensmith Energy entregará el sistema de almacenamiento de energía de 1 MW/2 MWh utilizando baterías LG Chem e inversores Sungrow a Origis Energy, proveedor líder en EE.UU. de soluciones de almacenamiento y energía solar, con más de 1 GW de capacidad solar desarrollada. El pedido fue realizado en el cuarto trimestre de 2017.

Greensmith entregará la solución llave en mano y el proyecto de forma rápida, habiendo demostrado su capacidad de cumplir con cronogramas de entrega exigentes a nivel mundial a través de más de 70 implementaciones exitosas de sistemas. Se espera que el sistema esté en pleno funcionamiento para finales de marzo de 2018. La compañía también proporcionará servicios de operación y mantenimiento al sistema de almacenamiento de energía en virtud de un acuerdo de 10 años.

Greensmith Energy, una compañía Wärtsilä, es un proveedor líder de tecnología e integración de almacenamiento de energía, habiendo entregado 11 proyectos de sistemas a escala de red a nivel mundial en 2017. Ahora en su quinta generación, la plataforma de software Greensmith’s GEMS ofrece la más amplia gama de aplicaciones de almacenamiento de energía para optimizar almacenamiento de energía, a menudo integrado con una variedad creciente de activos de generación renovables y fósiles.

La empresa Perymuz dedicada desde 1990 a la distribución en el sector de la Hostelería y la Restauración en Málaga, va a ser una de las primeras compañías de la provincia en instalar una planta de autoconsumo de energía solar fotovoltaica, con la que va a poder ahorrarse un 80 % de su consumo diurno.  Para ello, Perymuz, una empresa familiar y 100% malagueña, ha cerrado un acuerdo con la compañía cordobesa Enchufe Solar, la firma detrás de la mayor planta solar de autoconsumo agrícola del Sur de Europa, puesta en marcha en la localidad de Cabra (Córdoba).

El gerente de Perymuz, Salvador Pérez, ha explicado que, tras valorar varias medidas, el autoconsumo a partir de energías limpias siempre fue “la mejor  opción disponible”, y más concretamente el autoabastecimiento con paneles solares, ya que “no depende de ningún tipo de subsidio y es perfectamente legal desde octubre de 2015”. Perymuz es un empresa con un consumo diurno de 85.000 kilovatios por hora al año, principalmente destinados a cámaras de frío, iluminación y climatización, por lo que la estrategia de pasar a generar su propia energía les va a permitir “blindarse ante futuras subidas de la luz”.

En este sentido, cabe resaltar que la energía autoproducida no va a superar los 3 céntimos el kilovatio por hora.  La planta proyectada por Enchufe Solar y Perymuz constará de un centenar de módulos fotovoltaicos ,un campo de paneles solares con una potencia de 32,4 kilovatios, lo que se traducirá en un ahorro de 250.000 euros durante la vida óptima de los paneles y que reducirá la emisión de 31 toneladas de CO2 anuales, equivalente a plantar 3.050 árboles. Todo ello con el añadido de que la inversión se amortizará en un plazo de apenas 5 años y con otras ventajas, dado que la instalación de paneles solares sobre las cubiertas de las compañías de este sector actúan como aislantes térmicos, y eso facilita el mantenimiento de la temperatura baja en las cámaras frigoríficas y genera un importante ahorro económico.

El director comercial de Enchufe Solar, Antonio Gómez, ha asegurado que 2018 marcará un punto de inflexión en la industria de la Costa del Sol en lo que respecta a la energía solar. “Hablamos de una ciudad y una provincia que miran al sol y con un gran tejido empresarial, en un momento en el que el precio de una instalación para autoconsumo ha pasado a ser rentable por el descenso de coste de los paneles. Ambos datos son un mix perfecto para que tanto empresas como todo el que pueda colocar placas en su tejado lo aproveche”, reflexiona. De hecho, Málaga es una de las 3 ciudades con más horas de radiación solar de España, lo que ha motivado a Perymuz a llevar a cabo esta estrategia empresarial, en la que también ha pesado, según detalla Salvador Pérez, la necesidad de tomar “una mayor concienciación del impacto sobre el medio ambiente de nuestras actividades con combustibles fósiles”

Instalaciones fotovoltaicas anuales en EE. UU. con y sin tarifas, 2017-2022 / Annual U.S. PV installations with and without tariffs, 2017E-2022

GTM Research ha emitido una revisión de sus previsiones, que pone de manifiesto que el mercado solar de EE.UU. verá una reducción neta en las instalaciones de alrededor del 11% como resultado de las nuevas tarifas. Eso se traduce en un acumulado de 61,3 GW de energía solar desplegada en los próximos cinco años en comparación con una proyección original de 68,9 GW, para una reducción de 7,6 GW en la capacidad instalada de energía solar fotovoltaica entre 2018 y 2022.

Las tarifas resultan en un aumento promedio de 10 c$/W en los precios del año 1 para los módulos, reduciéndose a una prima de 4 c$/W para el año 4.

La energía solar a gran escala será la más afectada, representando el 65% de la disminución anticipada de 7,6 GW. Se espera que 2019 sea el año más doloroso para el sector a gran escala, con una disminución de 1,6 GW en las instalaciones en comparación con el pronóstico original de GTM Research. 2018 está relativamente aislado del efecto de las tarifas, con una disminución pronosticada de 525 MW, debido a que muchos instaladores cerraron sus órdenes de módulos al inicio de la acción comercial.

Más adelante este año y en 2019, cuando la gente comience a comprar más módulos totalmente afectados por las nuevas tarifas, se verá el impacto total.

Incluso con las nuevas tarifas, GTM Research espera que la industria desplieguen más de 10 GW de instalaciones solares en EE.UU. este año y 11,9 GW el próximo año, con un crecimiento continuo hasta el 2022. Pero ese crecimiento será más lento de lo esperado inicialmente .

El nuevo análisis muestra que los mercados solares estatales nuevos y emergentes se ven desproporcionadamente afectados por las tarifas, con los estados del sur como Texas, Florida y Carolina del Sur entre los más afectados por las tarifas. Oregon, el estado de origen del peticionario del caso de comercio SolarWorld Americas, será el octavo mercado solar más afectado en el país. Georgia, el estado de origen de Suniva, será el cuarto mercado más afectado.

Según la Asociación de Industrias de Energía Solar (SEIA), se espera que la decisión arancelaria cause la pérdida de 23.000 empleos este año, con recortes de empleos que permanecen en decenas de miles a lo largo del período de tarifas de cuatro años. Abigail Ross Hopper, presidenta y CEO de SEIA, subrayó que las tarifas son un gran problema para las miles de personas que probablemente perderán su trabajo este año, sin embargo la reducción de 7,6 GW en las instalaciones solares de EE.UU. hasta el año 2022 es significativa. “Esos son números significativos si se piensa en la producción de energía, si se piensa en los números de empleo, y ciertamente si se piensa en las inversiones“, dijo Ross Hopper. “Significan miles de millones de dólares de inversión perdida en todo el país. Alrededor de 1,2 millones de hogares no contarán con energía solar como resultado de la decisión,” agregó.

Para Suniva y SolarWorld Americas, mientras tanto, es poco probable que las tarifas sean lo suficientemente severas como para reiniciar el sector de fabricación de módulos y células solares en EE.UU. en la medida deseada. Sin embargo, los peticionarios emitieron declaraciones elogiando al presidente Trump y agregan que esperan que los remedios sean suficientes para reconstruir la fabricación solar en EE.UU. “Esperamos con interés trabajar con la administración a medida que estas tarifas entren en vigencia e iniciemos negociaciones globales para llegar a un acuerdo“. Suniva dijo: “Este es un paso adelante para esta industria de fabricación solar de alta tecnología de la que fuimos pioneros aquí en EE.UU.“.

La Oficina del Representante Comercial de EE.UU. confirmó a GTM que los socios de libre comercio Canadá, México y Corea del Sur no están exentos de estas medidas de salvaguarda mundiales. SEIA dijo que esperaba exenciones para ciertos productos solares, como las mochilas alimentadas con energía solar. Si la administración emitirá exenciones a tecnologías específicas de paneles solares, como los paneles de alta eficiencia, aún están por verse.

La Casa Blanca ha anunciado que el Presidente Trump ha impuesto un arancel sobre las células y módulos solares importados. Esto incluirá un arancel del 30% en el primer año, del 25% en el segundo año, del 20% en el tercer año y del 15% en el cuarto año. Además, los primeros 2,5 GW de células solares importadas estarán exentos de la tarifa de salvaguarda en cada uno de esos cuatro años.

El Representante de Comercio de EE.UU., Robert Lighthizer, hizo las recomendaciones al Presidente, en base a las consultas al Comité de Política Comercial Interinstitucional (TPC) en respuesta a los hallazgos de la Comisión de Comercio Internacional de Estados Unidos (CCI), ente independiente y bipartito, al respecto de que el aumento de las importaciones de módulos y células solares causan un grave perjuicio a los fabricantes nacionales.

La hoja informativa de la administración se centra en China, aunque no es el único país afectado ya que los casos comerciales de la Sección 201 están destinados a aplicarse globalmente.

De acuerdo con la hoja informativa, entre 2012 y 2016, el volumen de capacidad de generación solar instalada anualmente en EE.UU. se ha más que triplicado, impulsado por células y módulos solares procedentes de China artificialmente baratos.

La planificación industrial de China ha incluido un enfoque en aumentar la capacidad china y la producción de células y módulos solares, utilizando incentivos estatales, subsidios y aranceles para dominar la cadena de suministro global:

  • China emitió la Ley de Energías Renovables en 2005 para promover la energía renovable, incluida la energía solar, seguida por los objetivos de capacidad en 2007. El Consejo de Estado enumeró la energía renovable como una de las siete industrias emergentes estratégicas elegibles para incentivos especiales y préstamos en 2010.
  • China ha proporcionado subsidios y financiación a sus empresas solares; ha alentado el desarrollo de clústeres industriales geográficos y de componentes de la cadena de suministro; y ha condicionado el apoyo enaumentar la eficiencia, los gastos en I+D y la escala de fabricación.
  • Siguiendo estas iniciativas estatales, la cuota mundial de China en la producción de células solares se disparó del 7% en 2005 al 61% en 2012. China domina ahora la capacidad de la cadena de suministro global, representando casi el 70% de las expansiones de capacidad global planeadas anunciadas en la primera la mitad de 2017. China produce el 60% de las células solares del mundo y el 71% de los módulos solares.

Durante este tiempo, los fabricantes de EE.UU. han buscado alivio contra las prácticas de comercio desleal:

En 2011, el Departamento de Comercio constató que China había subvencionado a sus productores y que esos productores estaban vendiendo sus productos en EE.UU. por un valor inferior al de su valor de mercado, todo en detrimento de los fabricantes norteamericanos. EE.UU. impuso aranceles antidumping y compensatorios en 2012, pero los productores chinos evadieron los aranceles a través de lagunas y de la reubicación de la producción en Taiwán.

En 2013, los productores nacionales presentaron nuevas peticiones para abordar estas lagunas y el cambio en el abastecimiento. Los productores chinos respondieron trasladando la producción al exterior, principalmente a Malasia, así como a Singapur, Alemania y Corea.

De 2012 a 2016, las importaciones crecieron en aproximadamente un 500% y los precios cayeron precipitadamente. Los precios de las células solares y los módulos disminuyeron en un 60%, hasta el punto en que la mayoría de los productores estadounidenses dejaron de producir en el país, trasladaron sus instalaciones a otros países o se declararon en bancarrota.

En 2017, la industria solar de EE.UU. casi había desaparecido, con 25 empresas cerrando desde 2012. Solo dos productores de células y módulos solares, y ocho empresas que producían módulos con células importadas, seguían siendo viables. En 2017, uno de los dos productores estadounidenses restantes de células y módulos solares se declaró en bancarrota y dejó de producir.

El 17 de mayo de 2017, en base a una petición de Suniva y a la que más tarde se unió SolarWorld, la ITC inició una investigación bajo la Sección 201 de la Ley de Comercio de 1974, para determinar si el aumento de las importaciones era una causa sustancial de daño grave a la industria nacional.

Teniendo en cuenta todas estas consideraciones, la ITC determinó que el aumento de las importaciones de módulos y células solares es una causa importante de daños graves a la industria nacional de EE.UU. Aunque los comisionados no pudieron ponerse de acuerdo sobre un remedio único para recomendar, la mayoría de ellos favoreció un aumento DE los aranceles con una excepción para una cantidad específica de celúlas importadas.

Tras la investigación y las recomendaciones del ITC, un equipo interinstitucional dirigido por el Representante de Comercio solicitó a través del Federal Register Notices el 25 de octubre de 2017 y el 14 de noviembre de 2017 las opiniones de todos los participantes en la industria solar y celebró una audiencia pública el 6 de diciembre de 2017.

Después de consultar con el Comité de Personal de Política Comercial interinstitucional (TPSC), el Representante de Comercio recomendó y el Presidente decidió tomar medidas, aplicando los aranceles adicionales mencionados anteriormente.

Grupo T-Solar perteneciente a la cartera de empresas de I Squared Capital, ha emitido bonos por importe de €118,4 millones para refinanciar once proyectos de generación solar fotovoltaica con una capacidad instalada de 34,2 megavatios en España.

Se trata de la primera emisión de bonos de proyecto de Grupo T-Solar, ejecutada íntegramente a través de una colocación privada entre inversores institucionales. Los bonos devengarán un cupón del 3,152 por ciento con un vencimiento a 19,5 años (junio de 2037) y han sido admitidos a cotización en la Bolsa de Fráncfort.

Según Marta Martínez Queimadelos, Consejera Delegada, esta emisión supone un gran éxito para Grupo TSolar, al culminar nuestro objetivo de diversificación de fuentes de financiación, y confirma que el sector renovable en España sigue atrayendo el interés de la comunidad inversora internacional.

Deutsche Bank ha actuado como único Mandated Lead Arranger y Coordinador Global de la operación. Linklaters y Clifford Chance actuaron respectivamente como asesores legales de Grupo T-Solar y de sus inversores institucionales.

La cartera de activos refinanciada, actualmente en explotación por parte de Grupo T-Solar, tiene una producción anual de 50 gigavatios hora lo que equivale al consumo anual de 33.000 habitantes. La generación de dicha energía limpia ha evitado la emisión a la atmósfera de 17.900 toneladas de CO2, equivale a la plantación de 1.062.000 árboles.

Un nuevo informe político de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) y el World Resources Institute (WRI) ha puesto de manifiesto que aumentar la cuota de renovables, en particular de solar fotovoltaica y eólica, en el mix energético de India e implementar cambios en las tecnologías de refrigeración, obligatorios para las centrales térmicas, no solo reduciría la intensidad de las emisiones de carbono, sino que también reduciría sustancialmente la extracción y la intensidad del consumo de agua para generación de energía.

El infome, >Water Use in India’s Power Generation – Impact of Renewables and Improved Cooling Technologies to 2030, encuentra que dependiendo de las vías energéticas futuras (IRENA’s REmap 2030 y la Autoridad Central de Electricidad de India), una transformación del sector eléctrico (excluyendo la energía hidroeléctrica) impulsada por las energías solar fotovoltaica y eólica, junto con tecnologías de refrigeración mejoradas en centrales térmicas y otras plantas renovables, podría producir hasta un descenso del 84% en la intensidad de la extracción de agua para 2030, una menor intensidad de consumo anual de agua de un 25% y reducir la intensidad de emisiones de carbono en un 43%, en comparación con los niveles de 2014. El informe se basa en los hallazgos de otro informe, Parched Power: Water Demands, Risks, and Opportunities for India’s Power Sector, lanzado por WRI.

Más de cuatro quintos de la electricidad de India se generan a partir de centrales eléctricas de carbón, gas y plantas nucleares, que dependen significativamente del agua dulce para fines de refrigeración. Además, se prevé que la participación del sector energético en el consumo nacional de agua aumentará del 1,4% al 9% entre 2025 y 2050, lo que aumentará la presión sobre los recursos hídricos. La energía renovable, con el potencial agregado de reducir tanto la demanda de agua como las emisiones de carbono, debe por lo tanto ser el núcleo del futuro energético de la India.

Resultados clave

El sector de la energía contribuye y se ve afectado por el estrés hídrico. El rápido crecimiento en la generación de energía en centrales térmicas, intensivas en agua dulce, puede contribuir al estrés hídrico en las áreas donde se encuentran las centrales. Se espera que la generación de energía represente casi el 9% del consumo nacional de agua para 2050 (en un escenario business-as-usual), creciendo desde el 1,4% en 2025 (Comisión Central del Agua, 2015) y es probable que esta cifra varíe considerablemente de una región a otra. Existe un desajuste entre la demanda y el suministro de agua cuando se considera la capacidad de agua superficial utilizable y los niveles de agua subterránea renovables. El estrés hídrico es particularmente agudo en regiones naturalmente áridas y áreas donde el agua también es necesaria para otros usos como el riego. Enfrentado a los crecientes riesgos para la seguridad del agua y la energía, el sector eléctrico necesita enfoques a largo plazo para reducir su dependencia del agua dulce y al mismo tiempo cumplir otros objetivos medioambientales como la reducción de la contaminación atmosférica, del agua y del suelo.

La combinación de tecnologías mejoradas de refrigeración de centrales eléctricas y de tecnologías renovables, especialmente solar fotovoltaica y eólica, podría disminuir la intensidad del uso de agua dulce y la intensidad de carbono del sector energético. En su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC, por sus siglas en inglés), India se comprometió a aumentar la cuota de fuentes no fósiles en su potencia instalada al 40% para 2030. India tiene un objetivo relacionado de 175 GW de potencia renovable para 2022, incluyendo 100 GW de solar fotovoltaica y 60 GW de eólica. Como las energías solar fotovoltaica y eólica requieren significativamente menos agua que las fuentes convencionales y otras fuentes renovables durante la fase operativa, su adopción sustancial podría contribuir a una reducción en el uso de agua dulce, así como a la intensidad de carbono de la generación de energía. Simultáneamente, la eliminación progresiva de las tecnologías de refrigeración en las centrales eléctricas existentes y la restricción de su instalación en las nuevas centrales térmicas, a través de la aplicación de los estándares regulatorios anunciados de uso del agua, reducirá sustancialmente la extracción de agua.

Para 2030, la intensidad de extracción de agua para generación de electricidad (excluida la energía hidroeléctrica) podría reducirse hasta en un 84%, la intensidad de consumo en hasta un 25% y la intensidad de CO2 en hasta un 43% en comparación con 2014. En todos los escenarios analizados, la intensidad de CO2 y agua dulce del sector energético indio (excluida la energía hidroeléctrica) disminuiría sustancialmente en comparación con 2014. Incluso cuando las intensidades se reducen, los cambios en la extracción y el consumo absolutos de agua en 2030 varían. La transición de sistemas de refrigeración de un solo paso a sistemas de recirculación reducirá drásticamente la extracción, pero aumentará el consumo total de agua en la mayoría de los escenarios. Junto con el continuo desarrollo de la capacidad térmica y renovable, se estima que el consumo total de agua en 2030 aumentará en hasta 4 billones de m3. Las medidas analizadas en este informe para reducir la intensidad del agua dulce y del carbono complementan a las medidas del lado de la demanda, como las mejoras en la eficiencia energética, lo que garantiza un enfoque integrado para la planificación del sector eléctrico.

El informe conjunto se lanzó en el evento World Future Energy Summit 2018 en Abu Dhabi.

El coste de generación eléctrica con energía eólica terrestre ha disminuido alrededor de un cuarto desde 2010, mientras que la reducción del coste de generación a partir de solar fotovoltaica ha caído en un 73% desde entonces, según un nuevo análisis de costes de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés).

El informe también destaca que los costes de la energía solar fotovoltaica se reducirán a la mitad en 2020. Dentro de los próximos dos años, los mejores proyectos de energía eólica terrestre y de solar fotovoltaica podrían producir electricidad a 3 c$/kWh o menos dentro de los próximos dos años.

Los costes globales ponderados de generación con energía eólica terrestre y solar fotovoltaica en el 2017 se estiman en 6 c$/kWh y 10 c$/kWh respectivamente, y los recientes resultados de subastas sugieren que los proyectos futuros reducirán significativamente estos promedios.

El informe destaca que la eólica terrestre ahora se contratan habitualmente a 4 c$/kWh. El rango de costes actual para la generación de energía con combustibles fósiles oscila entre 5-17 c$/kWh.

Esta nueva dinámica señala un cambio significativo en el paradigma energético“, declara Adnan Z. Amin, Director General de IRENA. “Estas reducciones de costos en todas las tecnologías no tienen precedentes y son representativas del grado en que la energía renovable está revolucionando el sistema energético mundial.

Lanzado en el primer día de la Octava Asamblea de IRENA en Abu Dabi, Emiratos Árabes Unidos, el informe “Costes de generación eléctrica renovable en 2017” destaca que otras formas de generación de energía renovable, como la bioenergía, la geotérmica e hidroeléctrica han competido en los últimos 12 meses cara a cara en costes con la generación a partir de combustibles fósiles. Los hallazgos señalan que para 2019, los mejores proyectos eólicos terrestres y solares fotovoltaicos generarán electricidad por 3 c$/kWh, significativamente por debajo del coste actual de la energía proveniente de los combustibles fósiles.

Además de los continuos avances tecnológicos, los procesos de adquisición competitivos, así como la aparición de una gran base de experimentados desarrolladores de proyectos medianos y grandes que compiten por oportunidades en el mercado global, son citados como nuevos factores detrás de las recientes reducciones de costos.

La adopción de energías renovables para la nueva generación de energía no es simplemente una decisión más consciente hacia el medio ambiente sino es ahora, abrumadoramente, una decisión económica inteligente“, continua el Sr. Amin. “Los gobiernos de todo el mundo están reconociendo este potencial y están avanzando con determinación hacia agendas económicas bajas en carbono respaldadas por sistemas de energía basados en las renovables. Esperamos que la transición gane más impulso, apoyando la creación de empleo, el crecimiento económico, el mejoramiento de la salud, la resiliencia nacional y la mitigación del cambio climático en todo el mundo en el 2018 y más allá.”

El informe también destaca que los resultados de las subastas señalan que los proyectos de energía eólica marina y de energía termosolar de concentración puestos en marcha en el período entre 2020-22 tendrán un coste en el rango de 6-10 c$/kWh, lo que respalda la implementación acelerada a nivel mundial. IRENA estima que en el 2020 todas las tecnologías de energía renovable competirán con los precios de la generación a partir de combustibles fósiles.

El reporte destaca que:

• El promedio global ponderado del coste nivelado de generación eléctrica (LCOE) de la solar fotovoltaica a gran escala, se ha reducido en un 73% entre 2010 y 2017 alcanzando 10 c$/kWh.
• El coste promedio de la electricidad proveniente de la energía eólica terrestre disminuyó un 23% entre 2010 y 2017. Los proyectos actuales habitualmente se contratan a 4 c$/kWh y el promedio ponderado mundial es de 6 c$/kWh.
• Para 2019, los mejores proyectos eólicos terrestres y los basados en energía solar fotovoltaica estarán generando electricidad por un valor equivalente a 3 c$/kWh, o menos. El coste global promedio de los nuevos proyectos basados en energía geotérmica completados en 2017 se estima alrededor de 7 c$/kWh.
• Los precios bajos récord para la energía solar fotovoltaica en Abu Dabi, Chile, Dubai, México, Perú y Arabia Saudita han establecido el nuevo punto de referencia en 3 c$/kWh (y menos).
• Los datos de proyectos y subastas sugieren que, para el 2020, todas las tecnologías de generación de energía renovable actualmente comercializadas estarán generando en un rango de 3-10 c$/kWh, compitiendo o estando incluso por debajo de los costes de generación con combustibles fósiles.

El informe fue lanzado durante la Octava Asamblea de IRENA, que recibe a más de 1.100 representantes de gobiernos de 150 países. Como la principal plataforma del mundo para la cooperación internacional en energías renovables, la Asamblea proporciona orientación estratégica para el trabajo de la Agencia durante los próximos cuatro años y la posiciona para desempeñar un papel clave en la conducción de la transformación energética global.

De acuerdo con el último informe US Solar Market Insight Report de GTM Research y SEIA, en el tercer trimestre de 2017 se instalaron en EE.UU. 2.031 MW de fotovoltaica, el total trimestral más bajo del país desde el 3T 2015. Dos de los tres segmentos de mercado seguidos por GTM Research y SEIA en el trimestre y en el año cayeron; sin embargo, el segmento no residencial fue el único destacado. EE.UU. instaló 481 MW de fotovoltaica no residencial en el tercer trimestre, lo que representa un crecimiento anual del 22%.

En el 3T 2017, el mercado de EE.UU. instaló 2.031 MWdc de energía solar fotovoltaica, de ese total, el 51% provino del segmento de fotovoltaica a escala comercial, que agregó más de 1 GWdc por octavo trimestre consecutivo. Esta cifra representa una disminución del 51% respecto del 3T 2016. Hasta el final del tercer trimestre, las instalaciones van un 22% por debajo del ritmo establecido en el mismo período durante un 2016 récord.

Durante los primeros tres trimestres de 2017, el 25% de toda la nueva capacidad de generación eléctrica que entró en operación en EE.UU. fue energía solar, ocupando el segundo lugar en ese período por detrás del gas natural.

El sector fotovoltaico residencial cayó un 10% respecto al trimestre anterior. El crecimiento decreciente está impulsado por la debilidad en California y en los principales mercados del noreste, que continúan sintiendo el impacto de la retirada de proveedores nacionales.

En contraste con el sector fotovoltaico residencial, el sector no residencial creció un 22% anual, impulsado principalmente por el aumento de la demanda regulatoria por las fechas límite inminentes en California y el noreste, además del crecimiento continuo de una robusta cartera de proyectos solares comunitarios en Minnesota.

GTM Research pronostica que en 2017 se pondrán en línea 11,8 GWdc de nuevas instalaciones fotovoltaicas, un 22% menos que en 2016, un año récord. Su pronóstico se ha ajustado a la baja el último trimestre desde 12,4 GWdc, para reflejar los continuos desafíos en el mercado residencial y un retroceso en los plazos de finalización de los proyectos a escala comercial, debido a incertidumbres.

Para todo 2017, el único segmento que se espera que crezca de forma anual es la fotovoltaica no residencial. El crecimiento del segmento proviene de proyectos que se apresuran a concluirse antes de cambios de estructura de tarifas e incentivos en mercados seleccionados, junto con la continua aparición de proyectos solares comunitarios, que están en camino de crecer más de un 50% anual. Mientras tanto, todavía se espera que la fotovoltaica residencial disminuya anualmente por primera vez en la historia. Esta desaceleración está ocurriendo a pesar de que más de la mitad de todos los estados de EE.UU. han superado la paridad de la red.

Mientras tanto, la desaceleración anual en 2017 en el segmento de proyectos a escala comercial, se ha visto atenuada por los proyectos que postergaron sus fechas de finalización de 2016 como resultado de la extensión del 30% del Crédito Federal Tributario a la Inversión. Estos proyectos que se han postergado hasta 2017 representan más del 50% de las previsiones de este segemento para este año. Mientras que el 3T fue un trimestre relativamente suave para los proyectos a escala comercial, se espera que en el 4T se contabilicen 3,9 GWdc de nuevas instalaciones.

De acuerdo con los pronósticos del caso base de GTM Research, se espera que en EE.UU. la energía solar vuelva a experimentar una nueva caída en 2018, antes de recuperarse en 2019, en gran parte debido al segmento de la fotovoltaica a escala comercial.

Dentro del mercado fotovoltaico distribuido, se espera que la energía solar residencial vuelva a crecer entre un 10% y un 15% entre 2018 y 2022, ya que los desafíos de adquisición de clientes se abordan de forma incremental y el crecimiento del mercado depende menos de un pequeño grupo de instaladores nacionales. Mientras tanto, se espera que la fotovoltaica no residencial caiga en 2018 debido a las revisiones de los programas estatales de incentivos, las reglas de medición neta y las estructuras tarifarias amigables con el sol en los principales mercados estatales. Se espera que el segmento reanude el crecimiento anual en 2019, en gran parte debido al crecimiento de la energía solar comunitaria en los mercados emergentes impulsados por la legislación, a saber, Nueva York, Maryland e Illinois.

Se espera que la potencia total fotovoltaica instalada en EE.UU. aumente a más del doble durante los próximos cinco años y para el año 2022, se instalarán anualmente casi 15 GW de potencia fotovoltaica.

Wärtsilä ha firmado un contrato EPC para suministrar una planta solar fotovoltaica de 52 MWp a AM Solar BV / Jordan, una empresa conjunta entre el proveedor de energía AES Jordan y el conglomerado japonés Mitsui & Co., Ltd. El pedido se realizó en noviembre de 2017.

Esta es la primera planta de energía solar fotovoltaica a escala comercial firmada por Wärtsilä a nivel mundial. NEPCO (National Electrical Power Company) es el propietario de la planta solar y será responsable de la construcción de las instalaciones de interconexión. El alcance de Wärtsilä es el EPC completo (aprovisionamiento, ingeniería y construcción/puesta en marcha) y la planta fotovoltaica se conectará a una red de 132 kV.

La nueva planta solar fotovoltaica se instalará cerca de IPP4, una planta Smart Power Generation de 250 MW construida por Wärtsilä, en funcionamiento desde 2014. Se espera que la construcción de la nueva planta comience en junio de 2018 y se espera que el inicio de operación comercial tenga lugar en julio de 2019.

Jordania es un mercado muy importante para Wärtsilä; a día de hoy, la compañía ha entregado 900 MW de soluciones Smart Power Generation con contratos EPC, lo que representa alrededor del 20% de la potencia instalada del país. Se espera que la planta de energía solar fotovoltaica proporcione empleos a 500 jordanos durante el período de construcción.

Wärtsilä ofrece plantas solares fotovoltaicas a gran escala, así como también soluciones fotovoltaicas solares combinadas con plantas generadoras de energía y almacenamiento de energía.

COMEVAL