El banco de desarrollo KfW ha ofrecido una subvención de 24.000 millones de euros (25.200 millones de dólares) para cerrar la brecha entre los altos costes de inversión de los operadores de red y los ingresos inicialmente bajos por las tarifas de red.

Imagen: revista pv

Delaware revista pv Alemania

El banco de desarrollo KfW ha prometido 24 mil millones de euros para cerrar la brecha entre los altos costos de inversión y los bajos ingresos iniciales para los operadores de redes en Alemania.

La estrategia nacional alemana de hidrógeno incluye una red de hidrógeno de 9.000 km hasta 2032, aprobada por la Agencia Federal de Redes (Bundesnetzagentur).

Las tarifas de red limitada inicialmente garantizarán la asequibilidad para los usuarios, pero los operadores enfrentarán costos de inversión sustanciales. El préstamo del KfW financiará una cuenta de amortización para compensar los déficits, y los ingresos excedentes reembolsarán el préstamo una vez que las tarifas de la red superen los costos.

La red reutilizará los gasoductos existentes y construirá nuevas líneas de hidrógeno, conectando sitios de producción, importación y centros industriales. Las primeras secciones se lanzarán el próximo año.

“La construcción de la red central de hidrógeno es un proyecto pionero e innovador y crucial para el desarrollo de un hidrógeno que sea lo más ecológico posible. El cambio exitoso al hidrógeno es un factor crítico, especialmente para las industrias que consumen mucha energía”, afirmó Stefan Wintels, director general de KfW. «La cuenta de amortización juega aquí un papel clave: los fondos proporcionados por el KfW a través de la cuenta contribuyente de manera significativa a un concepto de financiación viable para la red central de hidrógeno».

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Al igual que el año pasado, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) constituyeron casi toda la capacidad de nueva construcción seleccionada en las recientes subastas del Mecanismo de remuneración de capacidad (CRM) en Bélgica. Simon De Clercq, investigador asociado senior de Aurora Energy Research, dice a ESS News que hay aún más espacio para que los actores de BESS participen en los ejercicios de adquisición.

Imagen: Investigación de energía Aurora

Delaware Noticias ESS

La flota de almacenamiento de Bélgica está creciendo a un ritmo rápido, sobre todo debido a la oportunidad de asegurar los ingresos contratados a través de sus subastas CRM.

El último día de octubre, el operador del sistema Elia publicó los resultados de las subastas CRM celebradas este año, mostrando que un total de 450 MW de BESS habían obtenido contratos. Por primera vez, se llevaron a cabo dos subastas simultáneamente, a saber, la última subasta (Y-1) para el año de entrega 2025-2026 y la primera subasta (Y-4) para el año de entrega 2028-2029.

Elia anunció que se había cumplido el objetivo para el año de entrega 2025-2026: “la seguridad del suministro está garantizada y se ha contratado volumen suficiente”. En este ejercicio de contratación se contrataron un total de 100 MW de BESS. Para el año de entrega 2028-2029, se ha dado un primer paso importante con 350 MW de baterías seleccionadas en la subasta Y-4.

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Las solicitudes de participación en el plan se aceptarán a partir del 15 de enero de 2025.

Imagen: GregMontany, Pixabay

Delaware Noticias ESS

El Consejo de Ministros, el poder ejecutivo del gobierno chipriota, ha aprobado el plan de financiación del país para los sistemas de almacenamiento de energía instalados junto con plantas de energía renovable que se habían implementado en el marco de planos de apoyo anteriores, así como para las instalaciones de autoconsumo incluidas en el plan neto. mecanismo de facturación.

El Ministro de Energía, George Papanastasiou, dijo después de la reunión del Gabinete del jueves que la primera fase del plan, valorada en 35 millones de euros (37 millones de dólares), se implementaría inicialmente y seguida por una segunda fase por una suma de 5 millones de euros adicionales.

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Científicos en Suiza han creado un modelo de dinámica de sistemas para la adopción de energía fotovoltaica y bombas de calor en edificios residenciales suizos hasta 2050. Han examinado varios escenarios para ver cómo el incentivo para la energía fotovoltaica afecta la adopción de bombas de calor y al revés, y han concluido que son necesarios fuertes cambios regulatorios para descarbonizar completamente el sector residencial.

Un grupo de investigación liderado por ETH Zúrich ha modelado la dinámica de adopción conjunta de energía fotovoltaica y bombas de calor (HP) en edificios residenciales suizos. Se utilizó un estudio de caso para el cantón suizo del Ticino, que incluye ciudades como Lugano y Bellinzona, y la simulación se prolongó hasta 2050 en diferentes escenarios regulatorios.

“Este estudio presenta un modelo de dinámica de sistemas (SD) que evalúa el proceso de adopción conjunta de soluciones fotovoltaicas y de calefacción (HS) en el sector residencial suizo. El modelo considera la interdependencia de estas decisiones ya que la evaluación de la instalación de un fotovoltaico incorpora la consideración de HS, y viceversa”, dijeron los académicos. «Se elige SD porque se conoce como un enfoque de modelado para el desarrollo de estrategias y una mejor toma de decisiones en sistemas complejos».

SD descompone un sistema en diferentes variables y las relaciones entre estas variables se trazan mediante un diagrama de bucle causal (CLD). En general, los investigadores utilizaron tres pilares en el modelo (a saber, el precio de la electricidad, la adopción de ho y la adopción de fotovoltaica) que se afectan entre sí. Incluye bucles de refuerzo (R) que amplifican los cambios y bucles de equilibrio (B) que buscan la estabilidad del sistema.

Los bucles R1 y R2 muestran mecanismos de refuerzo impulsados ​​por efectos de pares. “Los bucles de equilibrio B1 y B2 representan el número total fijo de edificios capaces de adoptar energía fotovoltaica o HP. Los bucles de refuerzo R3 y R4 constituyen dos facetas del mismo fenómeno, que describen cómo la proliferación de tecnologías basadas en la electricidad influye en los precios de la electricidad”, explicó el equipo.

R5 y B3 delinean otra consecuencia de la adopción de fotovoltaica y HP en la red, ya que la integración de estas tecnologías aumenta la volatilidad de la demanda de electricidad y conduce a la necesidad de reforzar la red por parte del operador de la red. “Los costos de actualización de la red provocan precios más altos de la electricidad para los consumidores finales, amplificando la adopción de energía fotovoltaica (R5) y contrarrestando la adopción de HP (B3). Finalmente, el bucle de refuerzo R6 representa la sinergia tecnoeconómica entre PV y HP. La instalación de una HP en un edificio mejora el atractivo económico de instalar un sistema fotovoltaico, en comparación con los edificios calentados con tecnologías no eléctricas”, agregaron los académicos.

La simulación se alimentó con tres bases de datos oficiales: una sobre plantas de producción de electricidad, la segunda sobre la idoneidad de los tejados para energía solar y la última era un registro de edificios y viviendas. Se utilizaron datos históricos del cantón de Ticino para calibrar aún más 49 parámetros del modelo. En total, se simularon seis escenarios regulatorios.

El “escenario base” abarca los incentivos y el marco regulatorio vigente, incorporando la regulación RUEn recientemente introducida, que entró en vigor este año. Estas disposiciones regulan la instalación de nuevos sistemas de calefacción, limitando la proporción de energía proporcionada por tecnologías que emiten carbono al 80% para los edificios nuevos y al 90% en caso de sustitución de la calefacción en un edificio existente.

Otro escenario probado fue “no RUEn”, un caso hipotético en el que no se toma ninguna de las acciones anteriores. Además, el equipo probó un escenario en el que existe un incentivo aún mayor para la instalación fotovoltaica, otro caso en el que el incentivo para HP es mayor que el de RUEn, un caso en el que la regulación exige una mayor instalación fotovoltaica y, por último, un escenario en el cual se aplica más instalación de HP.

Fotovoltaica instalada por escenario

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Fotovoltaica instalada por escenario

Imagen: ETH Zurich, Reseñas de estrategias energéticas, CC BY 4.0

“Si bien la adopción de HP en los edificios habría experimentado un aumento incluso en ausencia de la regulación RUEn, el escenario Base proyecta una implementación de HP significativamente mayor: la proporción de edificios con HP en 2050 pasa del 54% en el caso sin RUEn escenario al 68% en el escenario Base”, afirmaron los científicos. “Se espera que la capacidad total fotovoltaica instalada crezca significativamente en todos los escenarios considerados. Como era de esperar, los dos escenarios con resultados más altos son los Altos Incentivos Fotovoltaicos y el Regulador Fotovoltaico, donde la capacidad fotovoltaica instalada alcanza los 500 MWp”.

Al concluir su artículo, el equipo dijo que «los resultados demuestran que ligeros ajustes en la política y el marco regulatorio actuales podrían permitir alcanzar de manera segura los objetivos de implementación fotovoltaica, pero se necesitan modificaciones importantes para descarbonizar completamente el sector residencial».

Los resultados fueron presentados en “Modelado de la dinámica de adopción conjunta de energía fotovoltaica y bombas de calor en edificios residenciales suizos: implicaciones para las políticas y los objetivos de sostenibilidad”, publicado en Revisiones de estrategias energéticas. Científicos de Suiza ETH Zúrich y el Universidad de Ciencias y Artes Aplicadas del Sur de Suiza realizó la investigación.

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El regulador energético de Chile publicó su plan de subastas de energía 2025-28 para asegurar alrededor de 22.500 GWh en nuevos contratos de energía.

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La Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE), a través de la Resolución Exenta N° 581, publicó un cronograma de las subastas de energía que planea realizar en el período 2025-28. En total, la CNE busca contratar alrededor de 22.500 GWh a través del nuevo esquema de contratación de energía.

El documento describe una licitación de suministro para 2024 con un objetivo de 2.000 GWh por año. Para 2026, Chile planea un proceso de licitación con tres bloques de energía, cada uno de los cuales iniciará entre 2029 y 2031. Estos bloques asegurarán volúmenes de suministro de 1.300 GWh, 1.000 GWh y 3.400 GWh por año, respectivamente.

Está prevista una licitación para 2027, con bloques de suministro que comenzarán entre 2032 y 2033, ofreciendo 1.800 GWh y 7.000 GWh al año. Para 2028, la licitación cubrirá un total de 6.000 GWh anuales, cuyo suministro comenzará en 2034.

El Informe Final de Licitaciones de Suministro Eléctrico de la CNE proyecta que, con base en estimaciones de demanda nacional, las necesidades de suministro de las empresas distribuidoras solo se cubrirán hasta el año 2026.

“Sin embargo, para el período 2027-29 existen necesidades netas de energía, dado que los excedentes energéticos totales no son capaces de cubrir los déficits que se producen durante esos años”, afirma el informe. «En consecuencia, es necesario licitar las necesidades de suministro a corto plazo, dado que los excedentes de energía no son suficientes para cubrir el déficit esperado».

A partir de 2030, el documento señala “un importante déficit neto no cubierto por los contratos existentes”, por lo que señala que se requerirán procesos de licitación para cubrir estas necesidades de suministro.

de chile capacidad solar instalada acumulada alcanzó 8,5 GW a finales de diciembre de 2023, lo que representa alrededor del 25,6% de su capacidad total de generación de energía.

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Nuevos datos de la Autoridad de Energía Sostenible de Irlanda (SEAI) dicen que no existe ningún escenario en el que Irlanda alcance su capacidad de despliegue solar de 8 GW para 2030. Con las medidas existentes, la realidad sería más bien de 5 GW, se estima el grupo dirigido por el gobierno.

Irlanda corre el riesgo de no cumplir con su objetivo nacional de despliegue de energía solar fotovoltaica de 8 GW para 2030 en hasta 2,9 GW. Así lo afirma una nueva informar publicado por la SEAI.

El informe Proyecciones Nacionales de Energía 2024 del grupo financiado por el gobierno contiene los principales hallazgos de sus últimas proyecciones energéticas nacionales, que examinan el uso futuro de la energía en Irlanda bajo diferentes escenarios.

Se concluye que incluso con medidas adicionales implementadas para apoyar la energía renovable, el país no cumplirá con el despliegue de capacidad solar. Con las medidas existentes en vigor, la autoridad estima que el despliegue solar de Irlanda será de poco menos de 5 GW en 2030. Es poco probable que el país alcance los 8 GW en 2040 si continúan las medidas actuales. La mejor trayectoria estimada supuesta con las medidas actuales es de 2,2 GW para 2025 y 5,7 GW para 2030.

Incluso si se implementan medidas adicionales, es poco probable que la capacidad de despliegue se acerque a los objetivos de 2030. Según las proyecciones del SEAI, será inferior a 5,5 GW. Es posible que el objetivo de 8 GW no se alcance hasta después de 2036. El valor de las medidas adicionales proviene de la trayectoria en el mejor de los casos con capacidad adicional de energía solar fotovoltaica en los tejados en comparación con las medidas actuales. La SEAI estima que medidas adicionales no tendrían ningún impacto en los 2,2 GW proyectados para 2030, pero podrían hacer que la capacidad instalada en 2030 salte a 6,5 ​​​​GW, todavía 1,5 GW por debajo del objetivo acordado de 8 GW.

El impacto del retraso en el cumplimiento de los objetivos se modela para varias medidas básicas, incluido el despliegue de energía solar, eólica, redes de calefacción urbana, modernización y tecnología de calefacción renovable en edificios, y bioenergía. El despliegue de energía solar fotovoltaica es la segunda categoría con mayor riesgo de entrega insuficiente, detrás de la energía eólica marina, que corre el riesgo de tener 5 GW de entrega insuficiente para 2030.

«Es evidente que, hasta la fecha, el paquete de políticas de energía sostenible que se está desarrollando, y como se detalla en los Planes de Acción Climática de Irlanda, no es suficiente ni se cumple con la suficiente rapidez para seguir el ritmo de las trayectorias objetivo necesarias», dice el informe. Dijo que la demanda industrial de energía es un punto de presión importante, y si el país experimenta la misma demanda de energía industrial que entre 2011 y 2022, necesitará importantes aviones de contingencia para las energías renovables.

“Sin un refuerzo significativo de las políticas existentes y la adición de nuevas políticas y, que incluyen la ampliación de incentivos, la mejora de la información y la aplicación de medidas regulatorias, es poco probable que cumplamos con nuestras obligaciones nacionales y de la UE. Es de vital importancia que se hagan todos los esfuerzos posibles para aumentar la capacidad del sector público y privado para cumplir lo que se ha establecido en los planos hasta ahora y abordar los problemas subyacentes que podrían frenar aún más el progreso”.

La agencia pidió tarifas para las bombas de calor, así como incentivos para los vehículos eléctricos (EV). Dijo que existen importantes barreras culturales cuando se trata de descarbonizar el transporte en particular, ya que Irlanda tiene un alto nivel de propiedad de automóviles privados.

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El Operador Nacional del Sistema Energético del Reino Unido (NESO) ha publicado su Consejo para el Gobierno sobre Energía Limpia 2030, en el que establece vías para descarbonizar el sistema eléctrico de Gran Bretaña para 2030. Pide triplicar el ritmo de despliegue para alcanzar los objetivos de energía limpia.

La capacidad solar en Gran Bretaña debería triplicarse para 2030 para cumplir los objetivos de cero emisiones netas, según un nuevo consejo al gobierno del Reino Unido del Operador Nacional del Sistema de Energía (NESO). Publicado el 5 de noviembre de 2024, el informe Clean Power in 2030 enumera 47 GW de capacidad solar desplegada para 2030 como una de las características clave de una red libre de carbono. el últimas cifras de capacidad publicado por el gobierno registra 17,1 GW al 31 de septiembre de 2024.

El gobierno del Reino Unido se ha comprometido a descarbonizar la red eléctrica de Gran Bretaña para 2030 y en agosto de 2024 encargó al operador del sistema eléctrico que proporcionará “consejos prácticos” sobre cómo proceder. En respuesta, NESO ha presentado una serie de recomendaciones sobre cómo descarbonizar la red en el calendario del gobierno. El consejo sobre energía solar incluye triplicar las adiciones anuales de capacidad, y NESO sugiere que se podrían implementar 4,6 GW cada año a partir de 2025 para alcanzar los objetivos de energía limpia.

Las recomendaciones de NESO también incluyen agregar al menos 18 GW más de capacidad nominal a la flota de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de Gran Bretaña para 2030. El análisis del operador del sistema considera que la capacidad nominal de BESS aumentará de 5 GW en 2023 a 23 GW a 27 GW en 2030. El almacenamiento de energía de duración prolongada también se describe como clave, y podría duplicarse para 2030, de 3 GW en 2023 a 5 GW a 8 GW.

En total, NESO calcula que lograr un sistema de energía limpia en 2030 requerirá una capacidad instalada de generación y almacenamiento de alrededor de 210 GW a 220 GW a partir de una combinación diversa de tecnologías. La energía eólica marina será la “base” del sistema de energía limpia de Gran Bretaña, según NESO, pero la energía solar y la eólica terrestre combinadas representarán el 29% de la generación.

NESO también destacó la reforma de la conexión a la red en su asesoramiento al gobierno. El operador de la red ha publicado una nueva consulta con propuestas para acelerar las conexiones a nivel de transmisión, y para proyectos de generación y almacenamiento conectados a las redes de distribución que también impactan la transmisión. Proponer criterios y procesos para reducir y reordenar la cola de conexión a la red de Gran Bretaña, pasando de un enfoque de «primero en llegar, primero en ser atendido» a uno que prioriza los proyectos en función de su preparación, así como de las necesidades técnicas y de ubicación de la red.

En cuanto a la flexibilidad, NESO afirma que es necesario un crecimiento en la flexibilidad de la demanda y en los mercados de flexibilidad. En julio de 2024, la Asociación de Redes de Energía (ENA) reveló que los operadores de redes licitaron un récord de 6,4 GW de capacidad en los mercados flexibles locales de Gran Bretaña en 2023, con 4 GW contratados, un récord mundial según la asociación. Los caminos de NESO hacia 2030 imaginan mayores avances. El operador de la red también prevé una flexibilidad de la demanda de 10 GW a 12 GW para 2030, impulsada por la adopción de la carga inteligente de vehículos eléctricos, la demanda doméstica en diferido y una demanda industrial más receptiva.

El análisis del operador de la red concluye que el objetivo del gobierno de obtener energía limpia para 2030 es un «enorme desafío» pero alcanzable en Gran Bretaña para 2030. Encuentra que los costos generales del sistema no deben aumentar y que medidas como las mejoras en la eficiencia energética conducir podría a una reducción de las facturas de electricidad. para los consumidores.

Otros pasos críticos establecidos por NESO incluyen asegurar una “reducción radical” del tiempo que lleva lograr el consentimiento de planificación en Gran Bretaña, una mayor digitalización y una reforma de los esquemas de apoyo a la inversión.

Ahora se espera que el gobierno del Reino Unido considere el consejo de NESO antes de publicar su propio plan de energía limpia más adelante en 2024.

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El Programa de Sistemas de Energía Fotovoltaica (PVPS) de la Agencia Internacional de Energía (AIE) dice en su último informe que 2023 fue un año récord pero tumultuoso para el desarrollo solar. Dice que la industria fabricante enfrenta la presión de los desequilibrios entre la oferta y la demanda, y que el exceso de capacidad provoca el colapso de los precios.

La industria solar mundial está logrando un crecimiento sin precedentes, pero enfrenta presiones sustanciales, particularmente en la fabricación, según el AIE-PVPS.

Dijo en su último informe: “Tendencias en aplicaciones fotovoltaicas 2024”, que más de 1,6 TW de sistemas fotovoltaicos estaban operativos en todo el mundo a principios de 2024, produciendo 2.136 TWh de electricidad, equivalente al 8,3% de la demanda mundial de electricidad.

Pero a pesar de que 2023 fue un año récord para la energía solar, en el que se produjeron 456 GW de nuevas instalaciones, el desarrollo solar en muchos países está sufriendo reveses y retrasos. La excepción es porcelanaque ahora está concentrando el desarrollo solar «a un nivel nunca visto» al hacer crecer su mercado interno para absorber el exceso de capacidad de su propia industria, dijo AIE-PVPS.

Explicó que otros países no han podido igualar la aceleración de China, lo que ha resultado en un importante exceso de capacidad en la industria de fabricación fotovoltaica. Según cifras de la IEA-PVPS, China representó el 92% de la producción mundial de polisilicio el año pasado, así como el 98% de la producción de obleas, el 91,8% de la producción de células y el 84,6%. de la producción de módulos.

El exceso de capacidad ha provocado un colapso en el precio de los componentes fotovoltaicos, en particular los módulos, añadió IEA-PVPS. Dijo que el precio de módulo más bajo entre los países informantes en 2023 alcanzó alrededor de 0,14 dólares/W, que está «significativamente por debajo de cualquier cosa jamás vista antes». Dijo que esto es «una consecuencia directa de los grandes volúmenes de fabricación que entraron en funcionamiento en 2023, muy por encima de la capacidad de absorción del mercado».

IEA-PVPS también señaló que los precios bajos continuarán hasta 2024, cayendo por debajo de 0,10 dólares/W. Dice que esto está amenazando la viabilidad de toda la industria de fabricación fotovoltaica y pone en riesgo los proyectos destinados a crear empleos locales.

«Este desequilibrio temporal entre la oferta y la demanda manufacturera ha ejercido una enorme presión sobre la industria manufacturera y probablemente conducirá a una consolidación y posibles quiebras», afirmó Gaëtan Masson, director de la Tarea 1 de IEA-PVPS. «Los bajos precios actuales (mediados de 2024) pueden considerarse insostenibles, sin embargo, la competitividad de la energía fotovoltaica ya estaba garantizada con los precios de mediados de 2023, y las perspectivas de un desarrollo en los próximos años siguen siendo brillantes en muchos países».

IEA-PVPS dijo que países como Estados Unidos e India, que fueron el tercer y cuarto mercado solar más grande en 2023, detrás de China y la Unión Europea, podrían haber logrado niveles de instalación más altos si varias cuestiones administrativas, políticas y locales, como como redes débiles o aceptación social limitada, se han resuelto.

Está aumentando el número de países que aceleran el despliegue a gran escala de sistemas solares. En 2023, 36 países instalaron al menos 1 GW de energía solar, y 54 países ahora cuentan con una capacidad acumulada superior a 1 GW.

En otra parte del informe, IEA-PVPS dijo que la contribución del sector solar global a la economía global se ha acelerado significativamente en los últimos años, y el sector ahora es responsable de siete millones de empleos en todo el mundo. El valor empresarial total del sector fotovoltaico ascendió a 400.000 millones de dólares en 2023.

El informe de tendencias, ahora en su 29ª edición, forma parte de Tarea 1 de la AIE-PVPSque se centra en el análisis del mercado y la industria.

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La presidenta Claudia Sheinbaum ha advertido que la filial de la energética española en el país no volverá «necesariamente» al mercado eléctrico mexicano como hasta ahora. Sin embargo, la nueva normativa sobre baterías de almacenamiento de energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) podría incentivar el regreso de la empresa.

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La presidenta mexicana, Claudia Sheinbaum, afirmó este martes que el regreso de la energética española Iberdrola al país -del que nunca ha salido- sólo puede darse en las condiciones del nuevo marco regulatorio para el sector.

“Esta idea de que Iberdrola entre como antes, bueno, no necesariamente. Habrá espacio para la inversión privada, pero con ciertas reglas”, dijo Sheinbaum, quien afirmó que las empresas privadas podrán invertir en el sector eléctrico, pero deberán acatar “reglas claras” que garanticen la estabilidad técnica y operativa.

“Estas reglas tienen que ver con la transmisión de electricidad, con que lo que entre al sistema no genere problemas técnicos, digámoslo así, y siempre que la empresa pública [Federal Electricity Commission]que es el pueblo de México, garantizará que tendrá al menos el 54% de la generación eléctrica”, dijo.

Sheinbaum recordó que esta política viene del mandato anterior. “Esto también lo propuso el presidente [Andrés Manuel] López Obrador. Hoy, con la compra de las plantas de Iberdrola hace unos tres años, más o menos, el Estado ya produce el 54% de la generación y queremos que siga así”.

Pérdidas de Pemex

La reforma constitucional de México devolvió el estatus de empresas públicas a Pemex y a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Se informó esta semana que en septiembre Pemex registró la segunda mayor pérdida para un tercer trimestre de su historia, solo detrás de la registrada en 2020, año de la pandemia de COVID.

La compañía reportó una pérdida de MXN 161 mil millones ($8 millones) debido a pérdidas cambiadas de más de MXN 130 mil millones, así como a menores ventas y mayores costos administrativos.

Iberdrola

En febrero del año pasado, Iberdrola vendió 8.539 MW de ciclo combinado a gas y 103 MW de energía eólica por aproximadamente 6.000 millones de dólares al fondo de inversión privado Mexico Infrastructure Partners, con operaciones bajo la CFE.

También en agosto de 2023, la energética española anunció un plan de inversión multimillonario en un proyecto fotovoltaico en el estado mexicano de Nuevo León.

Baterías de almacenamiento de energía: un nuevo enfoque

Según el gobierno, la aprobación de una nueva normativa sobre baterías de almacenamiento de energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) ha llevado a Iberdrola a identificar oportunidades de negocio, por lo que también se esperan inversiones en ese sector.

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El último informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que traza la evolución futura de la fabricación de energía limpia, dice que el mercado global combinado de energía fotovoltaica, turbinas eólicas, automóviles eléctricos, baterías, electrolizadores y bombas de calor aumentarán de 700 mil millones de dólares en 2023 a más de 2 billones de dólares para 2035.

La capacidad mundial de fabricación de módulos solares superará los 1,5 TW en 2035, según las previsiones del AIE. Su último informe, “Perspectivas de la tecnología energética 2024”, cubre la producción de energía solar, turbinas eólicas, automóviles eléctricos, baterías, electrolizadores y bombas de calor.

El informe utiliza escenarios como el Escenario de Políticas Declaradas (STEPS), que refleja el panorama político actual, y el Escenario de Promesas Anunciadas (APS), que supone que los gobiernos cumplen sus objetivos climáticos, para proyectar el potencial de crecimiento de estas tecnologías.

La AIE dijo que la capacidad mundial de fabricación de módulos solares podría alcanzar los 1.546 GW para 2035 bajo STEPS, y la capacidad aumentaría a 1.695 GW bajo APS. En 2023, la capacidad global se situó en 1.115 GW.

Se prevé que China mantenga un liderazgo en la producción solar, pero su participación en el mercado puede caer ligeramente a medida que los proyectos y políticas en otras regiones impulsen la expansión del fabricante, dijo la AIE.

Se espera que la capacidad de fabricación de módulos solares de EE.UU. UU. alcanzará los 90 GW para 2030 bajo STEPS, aumentando a poco más de 100 GW bajo APS. La AIE dijo que la demanda estadounidense de módulos solares y polisilicio se cubrirá casi en su totalidad con la producción nacional para 2035, mientras que la demanda de células solares y obleas seguirá dependiendo de las importaciones.

La AIE dijo que la capacidad de fabricación de módulos solares de la India podría alcanzar unos 80 GW bajo STEPS, aumentando a alrededor de 120 GW bajo APS. En la Unión Europea, el escenario APS respaldaría el objetivo de satisfacer el 40% de la demanda a través de la producción nacional.

A largo plazo, es probable que las diferencias en los fundamentos de costos en el mercado fabricante mundial se vuelvan cada vez más importantes, según el informe. La AIE dijo que esto podría dar una fuerte ventaja competitiva a regiones con bajos precios de energía, incluidas China, India, el Sudeste Asiático y Medio Oriente.

El informe pronostica que la demanda mundial de módulos solares crecerá de 460 GW en 2023 a 674 GW en 2035, a una tasa de crecimiento promedio del 3% anual, a 724 GW en 2050 bajo STEPS. Según APS, se espera que la demanda mundial de módulos solares alcance los 860 GW para 2035 y los 894 GW para 2050.

Se prevé que China seguirá siendo el principal motor de crecimiento de la demanda del sector mundial, alcanzando alrededor de 415 GW en 2035 tanto en el marco de STEPS como de APS. Se espera que India y otros mercados emergentes y economías en desarrollo (EDME) acaparen una participación creciente del mercado global en ambos escenarios, alcanzando casi el 25% en 2050 bajo STEPS y el 35% bajo APS.

La AIE dijo que la inversión promedio en la cadena de suministro fotovoltaica caerá en los próximos años, de más de 80 mil millones de dólares en 2023 a alrededor de 10 mil millones de dólares en los años 2024 a 2030, y luego disminuirá aún más entre 2031 y 2035. espera una caída porque “la capacidad actual es más que suficiente para cubrir una parte importante del despliegue”. La mayor inversión, agregada, se necesitará en China, Estados Unidos, India y la Unión Europea.

Con base en la configuración política actual, la AIE dijo que el mercado global combinado de energía solar, turbinas eólicas, tarjetas eléctricas, baterías, electrolizadores y bombas de calor podría aumentar de 700 mil millones de dólares en 2023 a más de 2 billones de dólares. en 2035, cerca del valor de la mercado mundial del petróleo crudo en los últimos años.

El director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, dijo que a medida que los países busquen definir su papel en la nueva economía energética, las políticas energéticas, industriales y comerciales se volverán más vitales y estarán interconectadas.

“Las transiciones a energías limpias presentan una gran oportunidad económica y los países están tratando, con razón, de aprovecharla”, dijo Birol. «Sin embargo, los gobiernos deben esforzarse por desarrollar medidas que también fomenten la competencia continua, la innovación y la reducción de costos, así como el progreso hacia sus objetivos energéticos y climáticos».

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