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Estación conversora de Santa Llogaia. Interconexión eléctrica España-Francia por los Pirineos orientales

La Unión Europea invertirá 578 M€ en la nueva interconexión eléctrica entre España y Francia que transcurrirá por el Golfo de Vizcaya. Esta nueva infraestructura elevará la capacidad de interconexión entre ambos países hasta los 5.000 MW. Esta interconexión eléctrica permitirá una mayor integración de la Península Ibérica en el mercado interior de la electricidad y será esencial para que las fuentes de energía renovables se desarrollen y se pueda cumplir el Acuerdo de París sobre el cambio climático.

El proyecto es responsabilidad de INELFE, una sociedad mixta constituida el 1 de octubre del 2008 a partes iguales por las empresas gestoras de la red de transporte eléctrico de España y de Francia, REE y RTE, respectivamente.

La nueva infraestructura eléctrica supone un importante paso adelante para acabar con el aislamiento de la Península Ibérica respecto del resto del mercado europeo de la energía. La plena interconexión del mercado es indispensable para aumentar la seguridad del suministro en Europa, reducir la dependencia de los proveedores únicos y ofrecer a los consumidores más posibilidades de elección.

En estos momentos hay una interconexión eléctrica entre Francia y España del 2,8%, incluyendo la última inaugurada entre Santa Llogaia (Gerona) y Baixas (Perpiñán). Con el proyecto por el Golfo de Vizcaya el porcentaje de interconexión alcanzará el 5% y con otros dos proyectos por los Pirineos, uno por Aragón y otro por Navarra, se llegará al 8%.

Se trata de una interconexión entre el País Vasco y Aquitania de 370 km de longitud (110 km en España y 260 km en Francia) de los cuales 90 km son terrestres y 280 km submarinos. El cable entrará en funcionamiento en el año 2025.

El coste del proyecto es de 1.750 M€. Los reguladores nacionales habían acordado un reparto del 50% de los costes entre ambos países. Con esta aportación financiera de la Unión Europea, España financiará únicamente el 37% del proyecto, aproximadamente.

La UE destaca que la subvención de 578 M€ en la interconexión entre España y Francia es la más elevada concedida hasta ahora por el Mecanismo Conectar Europa. El Gobierno valora, por ello, muy positivamente el respaldo de los fondos europeos obtenidos, que acredita la solidez técnica y económica del proyecto. El apoyo de la Unión Europea demuestra la importancia del mercado interior de la electricidad y sus infraestructuras para la construcción del proyecto europeo, avalando las posiciones que España ha mantenido históricamente.

La interconexión eléctrica submarina por el Golfo de Bizkaia

El nuevo enlace eléctrico por el Golfo de Bizkaia, de 370 km de longitud, permitirá reforzar la interconexión entre España y Francia mejorando la seguridad y garantía de suministro, aumentando la eficiencia de ambos sistemas eléctricos y permitiendo una mayor integración de energías renovables. Esta interconexión, declarada Proyecto de Interés Común (PIC) en el 2013, representa un desafío importante para España, Francia y Europa en la consecución de sus objetivos hacia la transición energética europea.

La nueva interconexión entre la subestación de Gatika (cerca de Bilbao) y la subestación de Cubnezais (en la región francesa de Aquitania) se compone de cuatro cables, dos por cada enlace. Este doble enlace submarino y subterráneo será en corriente continua, con una capacidad de transporte de 2×1.000 MW.

España cuenta actualmente con un nivel de interconexión con Europa muy alejado del mínimo establecido por la Unión Europea (UE) para 2020: un mínimo de un 10% de capacidad de producción instalada. La UE estableció en el 2002 este mínimo con el fin de eliminar sistemas aislados, facilitar el apoyo mutuo y promover el Mercado Único de la electricidad. Esta nueva línea es fundamental ya que ampliará la capacidad comercial de intercambio de los 2.800 MW actuales hasta los 5.000 MW. Sin embargo, España seguirá necesitando desarrollar nuevas interconexiones. Aun así, con el resto de interconexiones previstas hasta 2020, España será el único país de la Europa continental por debajo del mínimo establecido por la Unión Europea.

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha valorado entre un 17% y un 24% la bajada ponderada de retribución a la inversión para los proyectos de energías renovables a partir del próximo 1 de enero de 2020. En un análisis sobre el impacto del recorte de la rentabilidad razonable, UNEF calcula que las pérdidas para el sector fotovoltaico ascenderían a valores de entre 440 y 617 millones de euros anuales, dependiendo de si la rentabilidad razonable aplicada es del 5% o del 4%.

Por eso, desde UNEF, aunque se reconoce que esta posibilidad estaba prevista por el marco regulatorio de la actividad de producción de energía eléctrica de fuentes renovables (Real Decreto 413/2014 del 6 de junio), se solicita al Ministerio de Energía que recapacite al respecto y que mantenga estable la retribución.
En el caso de que no fuera así, que la revisión del valor de la tasa de rentabilidad razonable se lleve a cabo a través de la aprobación de una Ley, tal y como indica el Derecho, para poder dar lugar a un debate público al respecto.

Según Jorge Barredo, Presidente de la Unión Española Fotovoltaica, “la bajada de la rentabilidad razonable supondrá importantes perjuicios económicos para los propietarios de instalaciones fotovoltaicas que se verán obligados a refinanciar sus proyectos, haciéndose cargo de mayores costes financieros y, para muchos de ellos, podría suponer hasta la pérdida del capital social o el hecho de que todos los recursos que generen los proyectos se tengan que dedicar al pago de la deuda bancaria”.

Barredo ha añadido: “nuestro sector tenía la esperanza de haber entrado en una nueva etapa de estabilidad, por lo que solicitamos al Ministerio que lo reconsidere, ya que la concreción de este anuncio nos llevaría a un escenario de institucionalización de la inseguridad jurídica”.

El estudio se ha realizado sobre el conjunto de instalaciones que se rigen por el RD 661/2007 y por el RD 1578/2008 y considerando dos escenarios posibles, según lo anunciado por el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital: uno con una tasa de rentabilidad del 4% y otro con una tasa del 5%.

En 2018, Fronius Solar Energy lanzará al mercado nuevas y potentes soluciones para el almacenamiento de energía solar. Entre los productos más destacados se encuentra un nuevo Fronius Energy Package, que compuesto por un inversor, la caja de verificación Fronius Checkbox y la unidad de almacenamiento LG, ofrece la solución perfecta para los propietarios de instalaciones que buscan la máxima calidad a un precio económico. Además, Fronius mantiene su apuesta por la investigación en la combinación de sectores energéticos: para el segundo trimestre de 2018, la empresa prevé la puesta en marcha de una instalación piloto en la que se generaría hidrógeno ecológico a partir de energía solar.

Para materializar nuestra visión de 24 horas de sol y garantizar un futuro en el que el consumo de energía a nivel mundial se cubra con fuentes de energías renovables, los productores fotovoltaicos deben ser capaces de almacenar la energía solar de forma eficiente y poder usarla en cualquier momento. Para ello, Fronius ofrece una amplia gama de soluciones de almacenamiento que se adaptan a las necesidades de cada cliente. “Ofrecemos un sinfín de posibilidades para los usuarios, adaptándose el sistema a sus exigencias individuales”, explica Martin Hackl, director de la Unidad de negocio Solar Energy de Fronius International GmbH. Otra económica alternativa de la gama de soluciones de almacenamiento Fronius es el regulador de consumo Fronius Ohmpilot para la preparación de agua caliente. Esta inteligente solución de gestión energética aprovecha los excesos de energía para activar y gestionar los consumos, ya sean elementos de calefacción, bombas de calor o calefacciones por infrarrojos.

Los habitantes de Davos y los visitantes del Foro Económico Mundial podrán descubrir por sí mismos el vanguardista autobús TOSA. Este galardonado autobús TOSA, desarrollado por ABB en Suiza, ya se utiliza en Ginebra y pronto se usará en la ciudad francesa de Nantes. Puede cargar su batería en tan solo 20 segundos, mientras los pasajeros suben y bajan del autobús. En Davos, operará en la concurrida Línea 1, que cubre el trayecto entre el centro turístico y el hospital. Será la primera vez que se utilice la tecnología TOSA en una región alpina. La idea es someter al sistema a condiciones invernales extremas; ABB y sus socios de proyecto esperan obtener importantes aportaciones de este proyecto piloto.

Asimismo, se han suministrado ocho estaciones de carga rápida ABB con conexiones CA y CC para vehículos eléctricos. Se ha instalado la infraestructura de carga rápida en zonas de mucho tráfico por todo el gran Davos.

La tecnología TOSA recibió el prestigioso premio suizo de energía, el Watt d’Or de 2018, en Berna el 11 de enero de 2018.

La energía termosolar ha aumentado su producción de energía eléctrica en 2017 hasta alcanzar una generación de 5.347 GWh en el acumulado del año, lo que representa un incremento del 5,5% sobre 2016 y récord histórico de generación de electricidad por parte de las plantas termosolares. En el desglose por provincias, Badajoz es la provincia que más energía termosolar ha generado, con más de 1.570.000 MWh, seguida de Sevilla (con casi 919.000 MWh) y Ciudad Real (743.000 MWh).

Otro de los récords que ha batido el pasado año la termosolar es la contribución al mix energético, que ha alcanzado el 2,2% del total de generación eléctrica de España, con puntas de cobertura de demanda por encima del 10% en escenarios puntuales, lo que muestra el aumento significativo de la eficiencia de las centrales termosolares.

Para Protermosolar, estas cifras demuestran que con 2.300MW instalados en España, que suponen el 2,1% de la potencia total instalada en nuestro país, el parque termosolar ha operado de media más de 2.300 horas equivalentes en 2017.

Luis Crespo, presidente de Protermosolar y ESTELA, considera que “estos datos constatan la necesidad de apoyar a la industria solar termoeléctrica, por fiabilidad y contribución a la estabilidad de la red, gracias a su aportación inercial, que junto con su gestionabilidad, la diferencian de otras tecnologías de generación renovable fluyente”. Y añade: “La sustitución del parque de carbón por centrales termosolares, junto con la incorporación de las centrales eólicas y fotovoltaicas aprobadas en las recientes subastas, no implicaría un sobrecoste de la generación en nuestro país y tendría efectos muy beneficiosos para nuestra economía”.

Por tecnologías, según datos estimados por REE, en el año 2017, el 22,6% de la producción eléctrica provino de la nuclear, el 17,4% del carbón, el 13,8% del ciclo combinado, el 19,2% de la eólica, el 11,5% procedió de la cogeneración, un 7,3% hidráulica, un 3,2% de la solar fotovoltaica, un 2,2% de la termosolar, un 1,3% de residuos y un 1,5% de otras energías renovables.

Contribución a la economía española

El sector termosolar tuvo un impacto positivo en la economía española en 2016 de 1.400 millones de euros en el PIB, con una contribución directa de 1.092 millones de euros y una contribución indirecta de 308 millones de euros. El sector da empleo a 5.216 trabajadores y ha solicitado 948 patentes en 2016, según los datos recogidos en el Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2016, elaborado por la Asociación Españolas de Empresas Renovables (APPA).

En la junta general de ESTELA, Luis Crespo destacó en su discurso de aceptación del cargo, “el momento histórico que están viviendo las centrales termosolares al ofrecer en la actualidad su electricidad en países soleados a precios competitivos con tecnologías convencionales, como por ejemplo los ciclos combinados de gas natural, lo que perfila a la termosolar como la tecnología renovable que proveerá el respaldo a otras tecnologías renovables fluyentes e, incluso, suministrará buena parte de la carga base de los sistemas eléctricos en el futuro”.  

Luis Crespo recalcó como el pasado año, “en un país como Dubái, con un recurso solar algo inferior al español, la producción termosolar se ofrece a 6 c€/kWh, y lo más positivo es que nuestra tecnología  todavía tiene un importante recorrido de reducción de costes a medida que vaya creciendo su mercado y acercándose a las cifras de implantación de otras tecnologías”.

El producto que ofrecen las centrales termosolares, con su capacidad de almacenamiento, es muy diferente al de otras tecnologías renovables fluyentes y aporta a los sistemas eléctricos un valor superior a la diferencia de costes con las otras tecnologías que está siendo progresivamente entendido y apreciado por los responsables energéticos de muchos países.

Para el presidente de ESTELA, “toda la nueva capacidad futura será renovable en la mayoría de los países, por lo que la incorporación de tecnologías que aporten gestionabilidad al sistema será una necesidad a medida que se vayan retirando las centrales convencionales”. Crespo concluyó su discurso aseverando: “Hoy en día ya podemos afirmar que un escenario mayoritariamente renovable, con adecuado mix de las diferentes tecnologías, es no solo técnicamente posible y más limpio que el actual, sino incluso más barato para los consumidores. Una transición energética más acelerada en nuestro país, nos brindaría una importante palanca para el crecimiento económico y el empleo”.   

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.

Ingeteam lidera un proyecto que permitirá a un buque escuela vasco navegar en modo eléctrico puro, con cero emisiones, en las entradas y salidas de los puertos y en operaciones sobre entornos protegidos. Se trata de una de las acciones que están presentes en el proyecto de I+D, en el que participa un consorcio de empresas vascas, que permitirá disponer del primer buque de estas características que se concibe, diseña, desarrolla, ejecuta y opera íntegramente en Euskadi.

El proyecto  toma el nombre del buque en el cual se demostrarán finalmente las tecnologías, y tiene como base la investigación y desarrollo en tecnologías dentro de los ámbitos eléctrico, electrónico y energético para lograr importantes reducciones en consumo y emisiones en buques. En particular y como acción demostrativa del proyecto, se dotará al buque escuela ORTZE de la tecnología industrial necesaria para que realice su actividad costera causando el menor impacto posible sobre los ecosistemas por los que navega. Además de poder navegar en modo eléctrico con cero emisiones, el proyecto también permitirá la navegación en modo híbrido con una reducción significativa  de las emisiones en un 25%. El modo híbrido, a utilizar en zonas más lejanas de la costa, supone la generación de energía a bordo por un grupo de combustión interna y un sistema fotovoltaico, todo ello con el apoyo de un importante sistema de almacenamiento de energía.

Las políticas europeas relacionadas con la gestión de los mares pretenden garantizar el buen estado de los ecosistemas marinos. Las soluciones medioambientalmente responsables y de alta eficiencia energética resultantes de este proyecto se podrán aplicar a otros buques y aplicaciones.

El consorcio está formado por las siguientes empresas: Ingeteam Power Technology, que lidera el proyecto, Indar Electric (empresa perteneciente al Grupo Ingeteam), LasaNaval, Skandiaverken- SKV, y Ormazabal. El proyecto cuenta además con la participación del Foro Marítimo Vasco, así como de diferentes Organismos de Investigación pertenecientes a la Red Vasca de Ciencia y Tecnología, tales como:  Azti, UPV/EHU (Escuela de Ingeniería y el Estación Marina de Plentzia), y la Universidad de Mondragón. Finalmente también participan en el proyecto la IES Náutico-Pesquera Blas de Lezo de Pasaia (Usuario y operador actual del buque escuela ORTZE), y Tknika como dinamizador de proyectos y acciones para impulsar la Formación Profesional en Euskadi.

El buque ORTZE aspira a ser un referente internacional prestando más y mejores servicios en los ámbitos de la educación y formación profesional. Además se utilizará como buque de investigación oceanográfico para la investigación marina y de los ecosistemas de nuestra costa. El nuevo ORTZE posibilitará a los futuros profesionales en los sectores navales, marino y pesquero así como  ingenieros navales, el que puedan realizar prácticas y formación ahondando en las nuevas tecnologías limpias que están irrumpiendo fuertemente en el sector naval y del transporte en general.

El proyecto ORTZE, soportado por tres pilares fundamentales en Euskadi: Educación, Investigación e Industria, permitirá a las empresas del consorcio crecer en el mercado emergente de la electrificación del transporte marítimo, contribuyendo en  la madurez tecnológica y la introducción al mercado de las tecnologías y subsistemas objeto de investigación y desarrollo de esta iniciativa estratégica. Es uno de los proyectos estratégicos seleccionados en la última convocatoria del programa Hazitek por el Gobierno Vasco y la SPRI.

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.

Luis Crespo, presidente de Protermosolar, ha sido reelegido por unanimidad presidente de la Asociación Europea de la Industria Solar Temoeléctrica (ESTELA), en la asamblea general de la asociación celebrada ayer en Bruselas. Luis Crespo ha sido elegido para un nuevo periodo de dos años.

En la junta general de ESTELA, Luis Crespo destacó en su discurso de aceptación del cargo, “el momento histórico que están viviendo las centrales termosolares al ofrecer en la actualidad su electricidad en países soleados a precios competitivos con tecnologías convencionales, como por ejemplo los ciclos combinados de gas natural, lo que perfila a la termosolar como la tecnología renovable que proveerá el respaldo a otras tecnologías renovables fluyentes e, incluso, suministrará buena parte de la carga base de los sistemas eléctricos en el futuro”.  

Luis Crespo recalcó como el pasado año, “en un país como Dubái, con un recurso solar algo inferior al español, la producción termosolar se ofreció a 6 c€/kWh, y lo más positivo es que nuestra tecnología  todavía tiene un importante recorrido de reducción de costes a medida que vaya creciendo su mercado y acercándose a las cifras de implantación de otras tecnologías”.

El producto que ofrecen las centrales termosolares, con su capacidad de almacenamiento, es muy diferente al de otras tecnologías renovables fluyentes y aporta a los sistemas eléctricos un valor superior a la diferencia de costes con las otras tecnologías, lo que está siendo progresivamente entendido y apreciado por los responsables energéticos de muchos países.

Para el presidente de ESTELA, toda la nueva capacidad futura será renovable en la mayoría de los países, por lo que la incorporación de tecnologías que aporten gestionabilidad al sistema será una necesidad a medida que se vayan retirando las centrales convencionales”. Crespo concluyó su discurso aseverando: “Hoy en día ya podemos afirmar que un escenario mayoritariamente renovable, con adecuado mix de las diferentes tecnologías, es no solo técnicamente posible y más limpio que el actual, sino incluso más barato para los consumidores. Una transición energética más acelerada en nuestro país, nos brindaría una importante palanca para el crecimiento económico y el empleo”.

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.

COMEVAL