(06-03-2024) de Energética. 

Energética organiza la 12ª edición de la jornada técnica Autoconsumo. Tecnologías y proyectos, que se celebra una vez más en forma de webinar gratuito. El evento reunirá el próximo 21 de marzo a reconocidos expertos y empresas especializadas del sector, entre ellos, ingenierías, fabricantes y distribuidores de equipos, así como representantes de asociaciones sectoriale

Inscripción al seminario web – Zoom

(30-01-2024) de PV-Magazine. 

Las empresas españolas consideran imperativo aprovechar la tecnología y la digitalización como herramientas clave para implementar medidas de descarbonización inmediatas. Esta es una de las 10 conclusiones del decálogo de iniciativas clave para impulsar la eficiencia energética en España que se ha presentado en el contexto del II Simposio por la Eficiencia Energética, celebrado en Madrid. Esta segunda edición del simposio ha sido organizada por ABB, y promovida desde el Movimiento por la Eficiencia Energética, iniciativa impulsada en 2021 por la multinacional suiza con el objetivo de promover la eficiencia energética a nivel mundial como palanca para la transición ecológica de nuestra economía. Este proyecto ha logrado reunir ya a más de 400 empresas y entidades interesadas en desarrollar proyectos de eficiencia energética en distintos sectores.

Las “iniciativas clave” que propone el documento elaborado por ABB para impulsar la eficiencia energética en nuestro país son las siguientes:

1. Establecer un compromiso real con el medio ambiente por parte de las empresas, es decir, concretar acciones “tangibles y una hoja de ruta definida” por parte de las compañías
2. Crear nuevos modelos de negocio, servicios y productos.
3. Apostar por la tecnología y la digitalización para tomar medidas inmediatas
4. Crear alianzas para acelerar la eficiencia energética y compartir buenas prácticas
5. Involucrar también a las pymes, el tejido empresarial mayoritario, en el proceso de descarbonización
6. Formar a los profesionales del futuro sin olvidar a los del presente
7. Concienciar y movilizar a distintos públicos gracias al papel dinamizador de la Administración Pública y de las empresas
8. Promover la colaboración público-privada y medidas ajustadas a la realidad del sector
9.  Adquirir subvenciones más fácilmente y beneficiarse de nuevo modelos de financiación
10. Crear un marco legislativo que incentive el ahorro energético y penalice el desprecio de recursos

Casos de éxito
La elaboración del decálogo ha contado con la colaboración de empresas como Microsoft, Repsol, Grupo CELSA, Endesa, Grupo Iberostar, IVECO, Grupo GAES, Exel, Forética, Montepino, Urban Castilla La Mancha (UCM), Grupo Keyter, Técnicas Reunidas, Factor Potencia, Gabyl, GEA, BMI Group, Alfa Laval, CBRE y Azucarera. Algunas de ellas han aportado casos de éxito al decálogo, un factor muy importante para visibilizar que los beneficios y ventajas que generar los proyectos de eficiencia energética.

(17-10-2022) de PV-Magazine

Los datos menos mediáticos del autoconsumo: solo la Comunidad Valenciana desperdicia unos 16 GWh al año

(05-07-2022) de Energética XX

Microsoft se une al Movimiento por la Eficiencia Energética de ABB.

ABB ha anunciado que Microsoft se ha unido a su Movimiento por la Eficiencia Energética. Lanzado por ABB en marzo de 2021, #energyefficiencymovement es una iniciativa con múltiples partes interesadas para concienciar y promover acciones para reducir el consumo de energía y las emisiones de carbono y combatir el cambio climático. Desde ABB invitan a las empresas a unirse al movimiento y comprometerse públicamente como forma de inspiración para que otros tomen medidas. Microsoft representa uno de los mayores socios corporativos que se han unido a la iniciativa hasta la fecha.

La eficiencia energética es una cuestión cada vez más urgente en toda la industria conforme las empresas buscan oportunidades para descarbonizarse en vista de los elevados costes de la energía y la presión de los clientes, empleados y gobiernos para que avancen en materia de sostenibilidad. Una encuesta reciente encargada por ABB mostró que la eficiencia energética es una clara prioridad para ejecutivos de todo el mundo. Reveló que el 89% de los líderes industriales encuestados aumentará la inversión en la eficiencia energética de sus operaciones en los próximos cinco años, y el 54% tiene como objetivo lograr las cero emisiones netas en ese plazo.

ABB redujo las emisiones de gases de efecto invernadero de sus operaciones en 2021 aproximadamente un 28% interanual. En su completa Estrategia de sostenibilidad 2030, ABB ha afirmado que alcanzará la neutralidad de carbono al final de la década. Más allá de sus propias operaciones, ABB también tiene el compromiso de ayudar a sus clientes a reducir sus emisiones anuales de CO2 en, al menos, 100 megatoneladas para 2030, el equivalente a retirar de las carreteras 30 millones de coches de combustión cada año. Con socios como Microsoft, Deutsche Post DHL Group y Alfa Laval, el Movimiento por la Eficiencia Energética de ABB reúne a un ecosistema de líderes industriales afines para acelerar los esfuerzos de descarbonización.

Tras haber celebrado recientemente cinco años de exitosa colaboración en el contexto de ABB AbilityTM, la cartera de soluciones digitales de ABB, el anuncio relativo al Movimiento por la Eficiencia Energética consolida aún más los esfuerzos conjuntos de Microsoft y ABB por superar los límites de la tecnología a la hora de capacitar a los clientes para abordar la sostenibilidad. Con la capacidad de plataforma como servicio de Microsoft Azure, junto con la IA y el análisis basado en el aprendizaje automatizado, la informática en la nube y las tecnologías de vanguardia, las soluciones de ABB Ability están impulsando una serie de casos de uso industriales que ayudan a las organizaciones a optimizar la forma en que utilizan la energía en trenes de potencia, instalaciones y otros activos físicos. En un nuevo artículo especializado de ABB se destacan algunas de las oportunidades que presentan la digitalización y el Internet de las cosas industrial para conseguir operaciones con mayor eficiencia energética.

(25-05-2021) de Energética XX

Gestion inteligente de sistemas híbridos conectados a la red con inversores Outback Power

Juan Antonio Espada, sales director EMEA en Alpha & Outback Energy

Los inversores híbridos de OutBack Power disponen de siete modos de operación seleccionables para distintas aplicaciones: Modo Generator (Generador), Support (Soporte), Grid Tied (Conectado a la red interactiva), UPS (UPS), Backup (Respaldo), Mini Grid (Mini red) y GridZero (GridZero).

Algunos de estos modos están diseñados para optimizar el uso de la energía de la red eléctrica como, por ejemplo;

• Limitación de demanda máxima de potencia de la red o peak shaving.
• Optimización del autoconsumo

Limitación de demanda máxima de potencia de la red

La red eléctrica necesita proporcionar una capacidad de energía máxima igual a la del peor escenario, en el que todos sus abonados demandaran energía hasta el pico más alto que se produjera en un mes. Esto suele ocurrir durante las horas típicas de máxima demanda por la mañana o por la tarde, pero las compañías eléctricas basarán la factura de la mayoría de sus clientes en la máxima demanda de carga durante un período (por ejemplo, en intervalos de 15 minutos) durante el período de facturación para cada uno de sus clientes, independientemente de que se haya producido durante las horas de máxima demanda o no, adicionalmente a la tarificación horaria. Normalmente los maxímetros se emplean en todas las instalaciones superiores a 15kW y en instalaciones “críticas” (ascensores, casas con pacientes de diálisis o respiración asistida, etc.).

Si está pagando cargos por demanda pico, existe un modo de funcionamiento con los inversores OutBack que le permitirá reducirlos. Este modo de funcionamiento se denomina Support. La potencia entrante de la red puede ajustarse a un límite máximo, y luego apoyarse en la potencia de CC de las baterías y la fotovoltaica para satisfacer el resto que demanden las cargas. Por ejemplo, si el límite de corriente entrante de la red se establece en 15 amperios y la carga eléctrica de la casa aumenta a 25 amperios, entonces el inversor sumará 10 amperios del banco de baterías con los 15 amperios de la red para satisfacer la carga de 25 amperios.

Optimización del autoconsumo de energía renovable

El modo de operación  Grid Tie autoconsumirá la energía fotovoltaica disponible y exportará el exceso a la red eléctrica. Mediante los temporizadores de uso de red es posible autoconsumir la energía fotovoltaica a demanda durante cualquier franja horaria del día. Sin embargo, los modos de entrada GridZero y Mini Grid optimizan más el autoconsumo sin verter energía fotovoltaica a la red y aprovechando al máximo la energía del campo fotovoltaico.

Las aplicaciones para un autoconsumo total se dan en lugares donde la compañía eléctrica local no permite la conexión con sistemas fotovoltaicos con acumulación, o en los que el propietario del emplazamiento quiere tener mayor independencia de la red en la medida de lo posible, reduciendo al máximo el termino fijo de potencia con la compañía, proporcionando ocasionalmente energía, actuando como un generador de reserva para cuando el conjunto fotovoltaico no pueda satisfacer toda la demanda energética.

GridZero con peak shaving

GridZero está diseñado para optimizar el uso de energía renovable, el almacenamiento de baterías y la energía de la red para eliminar la variabilidad solar en la red y alimentar la mayoría de las cargas en las instalaciones a lo largo de un período de 24 horas, mientras se usa la energía de la red en momentos clave para permitir al sistema la capacidad de operar cargas que de otro modo sobrecargarían el sistema.

Cuando se selecciona el modo GridZero, la fuente renovable y el banco de baterías priorizan primero cualquier carga en el sistema. Esto contrasta con los otros modos de entrada de operación, como Grid-tie, Backup o UPS, donde se prioriza en primer lugar la energía de la red y en segundo lugar la energía de la batería.

Cuando las cargas en el sistema exceden el DoD Amps deseado, la red se usa para suplir la parte de la carga que excede ese punto de ajuste. Esto permite que una batería y un inversor relativamente pequeños pueden cubrir  picos de carga o sobrecargas que de otro modo sobrecargarían el sistema, al combinar sin problemas la energía de la red pública en paralelo con la energía de la batería.

El modo GridZero también permite que la batería suministre energía a las cargas en el hogar durante la tarde y la noche, lo que reduce o elimina la necesidad de comprar energía de la red en determinadas horas punta.  Si la batería se ha llegado al nivel de DoD seleccionado, también es posible usar la red pública recargar completamente la batería normalmente en horas valle.

La figura 1 muestra cómo un pico de 10 A en el panel de distribución se satisface con 7 Aac del lado de CC del inversor que se suman con 3 Aac de la red. Siempre habrá 1-2 Aac extraídos de la red para garantizar que no se produzcan “fugas” del inversor hacia la red cuando no se permite el vertido a la red. Por otro lado, cualquier corriente de carga más allá de estos 1-2 amperios provendrá del lado de CC hasta el límite de corriente DoD Amps; en el ejemplo siguiente, el ajuste es de 7A. Una vez que la demanda de carga supere el ajuste de 7 A, la corriente adicional de la red se mezclará con la energía renovable del lado de CC del inversor.

GridZero: soporte de picos

• La energía renovable activa y la energía almacenada se adecuan a las necesidades de la carga entregando hasta el máximo establecido de DoD Amps.
• Extrae energía de la red cuando la carga supera el límite 
• establecido.
• Permite al inversor dar servicio a grandes cargas.
• La contribución de la batería disminuye a medida que 
• se alcanzan los DoD Volts  (límite de reserva de energía de respaldo).

Pros

• Maximiza la energía renovable para el autoconsumo
• Minimiza el uso de la red.
• La limitación de la tasa de descarga de la batería 
• puede reducir su desgaste y aumentar su capacidad.
• El parámetro DoD Volts permite ajustar la energía que se desea mantener en reserva para hacer frente a cortes en la red.
• Un inversor relativamente pequeño puede utilizarse para cargas grandes.
• Proceso de interconexión a la empresa eléctrica agilizado (opción de autoconsumo en algunos países)

Consideraciones sobre el tamaño

• Cada inversor admite una corriente de transferencia de 50 amperios.
• Para cargar las baterías, la energía generada por el campo fotovoltaico debe ser mayor que la carga diaria. Si no es así, se pueden usar los temporizadores de red para cargar las baterías en horas valle. 
• La corriente proporcionada por el campo fotovoltaico no puede superar la máxima corriente de de carga de la batería.
• Recomendaciones sobre el tipo de batería:
  • OutBack Power NSB190FT Blue+ (Pure Lead Carbon, front terminal 12VDC VRLA AGM battery)
  • AOE OPzV Series (VRLA Tubular GEL batería de plomo-ácido de alto ciclo)
  • AOEES48V-NMC (Batería de Ion de litio, alta vida útil y capacidad de descarga/carga rápida)

Los dos gráficos siguientes (Fig. 2 y 3) de la aplicación de monitorización de Outback Power, Optics RE ilustran las diferencias de rendimiento entre dos sistemas que funcionan en el modo GridZero. Las barras representan un periodo de 24 horas de medianoche a medianoche. El sistema del gráfico superior tiene una carga de 200W durante todo el día con picos ocasionales durante el día (las barras negras son la carga, las rojas son de la red). Dado que el consumo mínimo de la red es de 1 a 2 amperios, la red es capaz de gestionar la mayor parte de la demanda de carga, excepto algunos picos ocasionales en los que la energía solar interviene para ayudar a atender la carga (barras verdes).

El otro sistema (Fig. 3) muestra que se recoge mucha más energía solar y se suministra tanto a la carga como a la recarga del banco de baterías (barra azul oscuro). Luego, por la noche, la energía solar almacenada en la batería durante el día se utiliza para ayudar a alimentar la demanda de carga nocturna (barras azules).

(18-05-2021) de Energética XX

Las energías renovables representarán casi la mitad de la generación eléctrica europea en 2025, pero primero hay que abordar uno de los principales obstáculos para su desarrollo sostenible: la falta de capacidad de almacenaje. Con la característica de que la mayoría de las fuentes renovables generan energía de forma intermitente, será necesario introducir el uso de baterías que capturen energía y mantengan la fiabilidad de la red y la seguridad del suministro.

Mantenimiento de proyectos eólicos: ¿estamos realmente preparados para la digitalización en el sector?

Infraspeak,

El mantenimimento 4.0 es un concepto relativamente reciente en el sector del mantenimiento eólico que parece más comprometido que nunca con la digitalización… ¿pero realmente es así? A pesar de la tendencia, todavía existen muchas barreras para la digitalización dentro de las empresas.

El sector del mantenimiento de proyectos eólicos en España es cada vez más relevante, ya sea para asegurar el retorno de las inversiones de los proyectos, que son cada vez más, y también por la fuerza laboral necesaria para dar servicio a la infraestructura instalada acumulada. Actualizando las cifras del estudio de los empleos dedicados al O&M eólico y fotovoltaico en España realizado por AEMER en 2019, se estima que a finales de 2020, los empleos dedicados al O&M eólico representaban alrededor de 6.500 puestos de trabajo.

“Estas cifras reflejan el papel destacado del sector eólico, las previsiones de crecimiento y por tanto, la importancia de los servicios de mantenimiento hasta la finalización de la vida útil de las instalaciones.”, afirma Alejandro Guillén, director Técnico de AEMER y CEO de Spcontrol. 

Por otra parte, Alejandro Guillén comenta que “a nivel tecnológico y de innovación, el sector eólico es un sector puntero, ya que requiere un ecosistema tecnológico inteligente para gestionar una amplia variedad de modelos y subsistemas de aerogeneradores, aumentar la producción eléctrica, incrementar la eficiencia operativa y garantizar el ROI; considerando además, la evolución de la participación en multimercados, convivencia en proyectos de hibridación con otras tecnologías renovables y diversas tecnologías de almacenamiento”.

Desde garantizar la seguridad laboral (reducir a cero los accidentes laborales); el cumplimiento normativo (financiero, fiscal, administrativo y técnico de los proyectos); el control de componentes que incluyen materiales peligrosos y subproductos que pueden ser utilizados en el O&M; la gestión de repuestos, reparaciones y garantías, el repowering y la extensión de vida (parte de la flota instalada cuenta con más de 20 años de operación), son varios los desafíos en que, desde el punto de vista de AEMER, la digitalización de los procesos y la incorporación de plataformas inteligentes son de vital importancia para la mejora continua del O&M.

Para ATM Total, una de las mayores empresas de mantenimiento en el área de la energía eléctrica en la península ibérica, fue un proyecto específico el que les llevó a implementar una plataforma inteligente de mantenimiento. En este caso, Infraspeak.

“Empezamos un proyecto en octubre de 2020, que es un ‘full service’. Somos nosotros los que llevamos la gestión de repuestos, grandes correctivos… todo. El cliente está ahí para que le presentemos los resultados del mes y poco más. Fue por eso que empezamos a trabajar con Infraspeak para implementar este sistema (PIM), que cada vez los clientes lo están demandando más. Para ellos es muy cómodo, ya que se quitan responsabilidad”, comenta Sergio Villa Diez, Project Manager en ATM España.

“Esto también nos permite ser más transparentes con los clientes, sobre todo a la hora de la gestión de los repuestos, en nuestro caso. Poder asociar los materiales que tenemos en stock en la misma orden de trabajo, te facilita ver el inventario actualizado y ver las referencias consumidas en tiempo real.”, afirma Sergio.

También en la empresa New Wind Service, con sede en Brasil, el objetivo de utilizar esta solución tecnológica para la gestión del mantenimiento es, sobre todo, “para poder monitorizar todo lo que está sucediendo, entender qué trabajos se están realizando y si se están cumpliendo los horarios y requisitos de cada trabajo”, explica Danilo Boudakian, director comercial. “Los puestos de trabajo están muy lejos de la oficina, por lo que la plataforma nos ayuda a gestionar el equipo, a tener un mayor control de lo que está pasando y a garantizar la calidad del servicio, sin importar la distancia entre la oficina y el puesto de trabajo”.

Responsable de supervisar el parque eólico más grande de América Latina, New Wind Services también necesitaba una herramienta altamente confiable, que le permitiera automatizar una serie de procesos para agilizar la operación y generar informes para generar confianza entre sus clientes. “Con el papel, esto no es posible. El papel es cosa del pasado. Son buenas soluciones tecnológicas que, cuando vendemos nuestros servicios, aportan credibilidad a nuestros clientes ”, dice Danilo.

Integración, datos y ventaja competitiva
Otra de las ventajas de una solución tecnológica para la gestión del mantenimiento en el sector eólico es la capacidad de analizar variables de operación y mantenimiento, lo cual “es indispensable para el desempeño eficiente del parque”, dice Alejandro Guillén. “Puede hacerse a nivel local, aunque la tendencia de monitorización, verificación de alarmas y el análisis de las diferentes fases del mantenimiento, es hacia un centro de control remoto inteligente. El objetivo es que no se pierda información valiosa que pueda ayudar al diagnóstico de fallos recurrentes, a un mantenimiento predictivo y a la extensión de vida de las instalaciones” comenta.

Por tanto, es fundamental que estas soluciones tecnológicas no sean meros sistemas de registro, como es el caso de un GMAO tradicional, sino sistemas inteligentes que, además de recopilar datos, los procesan y transforman en ‘insights’, alertas y sugerencias valiosas. “A la hora de recopilar datos, es crucial tener un buen sistema para poder analizar esos datos, actuar en consecuencia y así mejorar la calidad del servicio.”, cuenta Sergio. 

Otra de las características fundamentales de una solución de este tipo es la flexibilidad y capacidad de integración con equipos, otros software, sensores IoT, entre otros… Al final nos interesa que pueda procesar todos los datos generados en la operación. “Estamos convencidos que es un camino que se recorrerá a corto plazo y marcará un cambio en la gestión.”, afirma Alejando Guillén.

Los desafíos del proceso de digitalización
Pero a pesar de las claras ventajas de la digitalización, y esta es claramente una tendencia necesaria en el sector, muchas empresas todavía parecen ser reticentes cuando hablamos de implementar nuevas soluciones tecnológicas.

“La verdad es que no siempre es fácil encontrar la mejor solución al principio, y es necesario invertir tiempo en la búsqueda. Siempre estamos buscando nuevas soluciones, y hasta que llegamos a nuestra solución actual de gestión de mantenimiento, hemos ido probado varias opciones ”, explica Danilo Boudakian.

Otro problema fue la adopción del sistema por algunos miembros del equipo, que también puede ser uno de los problemas más frecuentes. “La implementación lleva tiempo y cambia procesos bien establecidos, por lo que puede ser abrumador, pero los líderes del proyecto tenemos que ser los impulsores del proceso. Al final, el resultado es muy ventajoso para la empresa y, tras superar esta barrera inicial, los equipos ya no pueden volver a trabajar sin la herramienta ”, comenta. “En el caso de Infraspeak, resultó ser más fácil porque el equipo de soporte siempre estuvo súper disponible y ayudó bastante a adaptar la plataforma a nuestra realidad. Contar con este apoyo también es fundamental para que tenga éxito.”

En el caso de New Wind Services, la dirección de la empresa fue quien impulsó la implementación del nuevo software y tomó la decisión final de implementación, pero el proceso no siempre se desarrolla de esta manera.

“Una de las barreras más frecuentes que vemos en este tipo de empresas es que el equipo en el terreno entiende y ve el valor a la herramienta, pero luego las personas que tienen que tomar la decisión final no acaban de verlo, y por eso el proyecto no sale hacia adelante”, cuenta Alejandro Albert, Country Manager de Infraspeak para el mercado español. “Muchas veces hay muchas personas involucradas en el proyecto y cuesta mucho encontrar una persona que tome la decisión final de apostar por la digitalización.” Además, cuenta Alejandro, “cuando tienen que presentar una cuenta de resultados, la digitalización se sigue viendo como un coste y no como una inversión.”

Para terminar, existe otro gran reto conocido por todos los profesionales del sector: la falta de tiempo. No siempre es posible detenerse a pensar y valorar correctamente las necesidades del equipo y la operación. Pero ser capaz de hacerlo antes que la competencia es una poderosa ventaja competitiva.

“El tiempo es el mayor problema. En el momento que te das cuenta que lo necesitas, ya vas tarde. Poder adelantarte, antes de llegar a tener la necesidad es clave, además de obtener una ventaja competitiva.”, concluye Sergio. 

(30-04-2021) de Energética XX

La eólica alcanza en lo que llevamos de 2021 su mayor producción de electricidad de los últimos 15 años

El viento ha permitido que la eólica generada en España desde el 1 de enero al 25 de marzo de 2021 se convierta en el registro más elevado alcanzado por esta tecnología desde que se cuentan con registros (2007). Así, según datos provisionales de Red Eléctrica de España (REE), durante dicho periodo esta tecnología ha sido responsable de 18.014 GWh y es la primera fuente de producción del mix energético de nuestro país con una cuota del 28,4%.

La energía producida con eólica hasta el 25 de marzo supone más del doble de lo generado por esta tecnología durante el primer trimestre de 2007, primer año del que Red Eléctrica cuenta con valores a nivel nacional. El año 2007 cerró con una representación de la eólica en la estructura de generación española de tan solo el 9,6%.

Así, en 2021 la eólica ha aportado un 32,9 % más de energía en el sistema eléctrico nacional respecto al mismo periodo de 2020, lo que ha impulsado que hasta el 25 de marzo de este este año, más de la mitad de la producción nacional de electricidad (54,6%) sea de origen renovable. En el citado periodo, las renovables en su conjunto han sido responsables de casi 35.000 GWh, un 29% superior al registrado en el mismo periodo de 2020.

El pasado 23 de enero, la eólica registró, además, su mayor aportación de energía diaria al mix de generación de nuestro país al alcanzar la cifra de 413 GWh, un 2,2% más que el anterior máximo, registrado el 13 de diciembre de 2019, día en que el viento anotó 404 GWh.

La eólica es la tecnología de generación con más potencia instalada en nuestro país, con un total de 27.370 MW y representa una cuarta parte de los 109.899 MW de potencia instalada, según datos actualizados a febrero de 2021. Desde 2017, el parque de generación español ha sumado cerca de 4.300 nuevos MW de potencia eólica.

(23-04-2021) de Energética XX

¿Sabes qué es un PPA y cuáles son sus principales ventajas?

CONTRATO DE COMPRAVENTA DE ENERGÍA

(27-01-2021) de Energética XX

España recibe más fondos para sostenibilidad que cualquier otro país de la UE

Para hacer frente al Reto Energético (un compromiso reconocido mundialmente para reducir las emisiones de carbono), la Unión Europea creó el Programa Marco Horizonte 2020 (2014-2020), el mayor proyecto de investigación e innovación de la UE que estudia los sistemas energéticos inteligentes para un futuro energético sostenible y renovable.

Interesados en la energía sostenible, HeatingForce.co.uk analizó los datos sobre los sistemas de energía inteligente dentro del programa Horizonte 2020 para descubrir los países que reciben más financiación para sus proyectos.

Países que recibieron la mayor financiación

El país que ha recibido más financiación del programa Horizonte 2020 de la Unión Europea, con una enorme suma de 160.148.586 euros, es España (41,41% de la financiación total). España cuenta con 15 proyectos de investigación e innovación que representan casi el 25% del total de 58 proyectos incluidos en los datos. El proyecto más prolífico, que supone casi el 20% (31.874.538 euros) de la financiación española, pertenece a SmartEnCity, que se centra en la energía térmica, la refrigeración, la electricidad y el gas. El objetivo de su financiación IA (Innovation Action) es demostrar su idea y concepto al mercado.

Con el 17,22% de la financiación, Italia ocupa el segundo lugar al recibir 66.592.870 euros. En total, Italia coordina 11 proyectos, casi el 19% del total de 58 proyectos analizados. REWARDHeat, (especializado en el vector de la energía térmica) recibió el 28,57% de los fondos totales del país, es decir, 19.023.298 euros como fondo IA para demostrar su viabilidad al mercado.

En tercer lugar, se encuentra Francia, tras recibir el 12,36% de la financiación total, que asciende a 47.779.515 euros. Los cinco proyectos de Francia suman el 8,5% de los 58 proyectos analizados y su proyecto más importante es SMARTER TOGETHER, que ha conseguido la friolera del 62,37% (29.801.762 euros para su régimen de financiación IA) de la financiación total del país dentro del programa Horizonte 2020 de la UE. El proyecto lleva casi 5 años en marcha y tiene como objetivo descubrir soluciones inteligentes e inclusivas para una vida mejor en los distritos urbanos.

Curiosamente, el estudio de HeatingForce.co.uk revela que el Reino Unido recibió el 7,5% de la financiación, lo que equivale a la asombrosa cifra de 28.998.672 euros. Aunque el Reino Unido ha abandonado oficialmente la Unión Europea, el acuerdo del Brexit aseguró un acuerdo para continuar con el Programa Marco Horizonte 2020 y sus seis proyectos cuentan con el 10% del total de proyectos de Horizonte. Su mayor proyecto, THERMOSS, con un esquema de financiación IA, recibió el 30,33% (8.796.474 euros) de la financiación del país, se concentra en los sistemas de calefacción y refrigeración que operan dentro de las infraestructuras de edificios y redes/distritos (sistemas energéticos complejos).

Finalmente, en quinto lugar se encuentra Finlandia, con un 4,93% (19.083.828 euros) de la financiación del Programa Marco Horizonte 2020. De los dos proyectos de investigación e innovación de Finlandia, STORY se llevó el 80,45% de la financiación del país, lo que supone una enorme cantidad de 15.353.840 euros en comparación con el otro proyecto finlandés, Spine, que obtuvo 3.729.988 euros (19,55%). Spine fue financiado como un plan RIA (Research and Innovation Action) que investiga la posibilidad de lograr nuevas soluciones sostenibles.

 

Países que recibieron menos financiación

Al igual que hay países que se encuentran en el Top 5 de beneficiarios de la financiación de la Unión Europea dentro del marco del programa Horizonte 2020, también los hay que se encuentran a la cola en la recepción de fondos para financiar sus proyectos. Entre ellos, el país que menos financiación ha recibido del Programa Marco Horizonte 2020 de la UE es Irlanda, con un 0,52% (1.999.849 euros) del total de la financiación concedida, en claro contraste con el 41,41% de España. Esto se debe en gran medida al hecho de que Irlanda sólo coordinó un proyecto, E2District, que recibió 1.999.849 euros.

Austria, por otro lado, es el segundo país menos financiado dentro del programa Horizonte 2020, ya que sus dos proyectos recibieron sólo 4.725.175 euros, lo que supone el 1,22% de toda la financiación. HotMaps recibió el 63,42% de los fondos de investigación e innovación del país para su plan RIA en los sectores de la energía de calefacción y refrigeración. Según un estudio de SaveOnEnergy.com/uk/, Austria se considera el tercer país más interesado en salvar el planeta, por lo que su baja clasificación en materia de financiación no refleja el deseo de sostenibilidad de su población.

Finalmente, Israel se sitúa como el tercer país menos financiado por el plan de la UE: el país recibió el 1,59% (6.139.296 euros) de la financiación de Horizonte para su único proyecto. Curiosamente, TOPAs es el único proyecto del Programa Marco Horizonte 2020 que no está coordinado por un país de Europa occidental o del norte. Con un esquema de financiación IA, el objetivo del proyecto estudió el uso singular de controlar la temperatura dentro de diferentes áreas de un edificio.

Entre otros estudios de colaboración entre Heating Force y SaveOnEnergy, se encuentra el de “¿Qué países europeos son los más interesados en salvar el planeta?”.

(26-01-2021) de Energética XX

“La consolidación de las renovables cambiará los hábitos de las personas”

Juan de Dios Bornay Martínez, CEO en Bornay

En pocas líneas ¿díganos qué ofrece su empresa al sector y cuántos años lleva en el sector?

Bornay ofrece a los clientes la posibilidad de disponer de una instalación de renovables basada en aerogeneradores de pequeña potencia de fabricación propia. Además, distribuimos una amplia gama de los mejores productos para cualquier instalación de energías renovables.

La fabricación de aerogeneradores de pequeña potencia nos hace únicos en el mercado, ya que podemos ofertar instalaciones híbridas a nuestros clientes, muy demandadas en casos de proyectos aislados y de desconexión total de la energía. Por otra parte, aportamos fiabilidad a las instalaciones, puesto que trabajamos con diferentes marcas de inversores, reguladores y baterías para que cada instalación disponga de los productos, acorde a sus necesidades energéticas. Todos estos puntos conllevan que la relación calidad-precio que ofrecemos al mercado sea excelente.

La pandemia que vivimos ha afectado a varios sectores de forma dramática ¿Cómo ha afectado a su empresa y al mercado energético según su opinión?

Considero que el COVID-19 ha afectado de manera dispar a nuestro sector. Con esto quiero decir, que mientras en el ámbito particular sigue habiendo oportunidades, el sector industrial ha frenado los proyectos de instalación de renovables. Esto se debe probablemente a las dudas sobre el futuro de los negocios, a la incertidumbre de la situación y otras cuestiones relacionadas directamente con el coronavirus.

Aunque las energías renovables son una clara respuesta para garantizar la sostenibilidad del planeta y la reducción del impacto negativo del cambio climático, aún falta camino por recorrer para que las personas se conciencien realmente de la necesidad de este viraje energético a nivel mundial.

En estos momentos, las instalaciones de conexión a red han sido las más afectadas porque están pendientes de todo tipo de decisiones. Sin embargo, las instalaciones aisladas han crecido notablemente durante esta pandemia, debido a la búsqueda de lugares alejados de las grandes ciudades para vivir y también por la expansión del teletrabajo.

¿Cuáles han sido para usted las evoluciones principales del sector energético y de su nicho de mercado en particular desde el año 2.000 hasta hoy día?

20 años es mucho tiempo… Podríamos decir que, en general, se ha incentivado la conexión a red y el autoconsumo.

Durante este período se diferencian varias etapas. Durante los años 2005 a 2010 se produjo en nuestro país el ‘boom’ de la fotovoltaica, por lo que en estos primeros años del siglo XXI se desarrolló mucho la electrónica y los sistemas conectados a red.

En los años posteriores el mercado sufrió una frenada muy importante debido, en parte a la legislación y en parte a la crisis económica global que estaba estallando en nuestro país. Muchas empresas no pudieron soportar la presión y desaparecieron.

A partir del año 2018 se ha vuelto al camino que nunca se debió abandonar. En este último período se ha producido una mejora importante en cuanto a la democratización de la energía y la forma en la que el usuario interactúa con sus instalaciones a través de la domótica, el vertido cero, y otras soluciones.

Dentro de 10 años… ¿podría darnos una visión de lo que está por venir en el sector energético? 

La próxima década va a ser la de la tecnología. Todo lo digital, lo virtual va a seguir revolucionando las cosas. La pandemia ha venido a mostrarnos que el camino de la tecnología acerca a las personas y que el camino de la sostenibilidad protege a las personas. Va a ser una década muy interesante.

Ahora se está comenzando con la implantación de las energías renovables en el mundo y se está empezando a trabajar la relación, -productor y consumidor-, en una misma persona. La consolidación de las renovables cambiará los hábitos de las personas, puesto que se tomará más conciencia de cuándo y cómo consumir la energía, de cómo disponer de sistemas de almacenamiento para poder cargar el vehículo eléctrico en horas de no producción y un sinfín de nuevas rutinas que veremos cómo se van instalando en el individuo. El mundo va a cambiar muchísimo en la próxima década

(21-07-2020) de Energética XXI

España es ya sexta en el ranking de patentes eólicas en el mundo

AEE ha publicado el Anuario Eólico 2020 (ver aquí el documento completo). Esta edición contiene las cifras más destacadas del año, las grandes tendencias mundiales y la I+D+i del sector eólico, entre los principales temas. Además, este año, se incluye un resumen con la actualización de los parámetros que fijan la retribución de las renovables, la evolución de las instalaciones adjudicadas en las subastas de 2016 y 2017 y la situación en Canarias, las repotenciaciones, la integración de la eólica en la red o la participación de la eólica en los mercados de ajuste.

España, el país que más potencia  en la UE en 2019
España es el país de la UE que más eólica onshore ha instalado en 2019, un 15% del total en Europa. España ocupa la primera posición en el ranking europeo de instalación de potencia/año. Nuestro país  mantiene la 5º posición en el ranking mundial de potencia instalada y 2ª posición en Europa. 3ª posición en exportaciones. Además, la eólica ha aportado el 20,8% de la electricidad consumida en 2019 (en 2018 fue un 19%), ha evitado 28 M TON CO2, y la importación de 10,7 Mtep de combustibles fósiles.

Potencia y generación
En España, en 2019, la potencia eólica aumentó en 2.243 MW, situando el total de potencia eólica instalada en 25.704 MW. Esta nueva potencia pertenece, principalmente, a proyectos resultantes de la primera y segunda subasta de 2017, pero también a plantas merchant.

Más de 1 GW de la nueva potencia (el 49,1% del total) corresponde a parques en Aragón. El resto de los megavatios instalados, unos 1.141 MW, se reparten entre 461 MW en Castilla y León, 416 MW en Galicia, 124 MW en Andalucía, 85 MW en Navarra, 39 MW en Extremadura y 16 MW en Canarias. Extremadura, en 2019, ha entrado con su primer parque eólico, en el club de las comunidades eólicas.

La comunidad autónoma con mayor potencia instalada continúa siendo Castilla y León, con una cobertura de la demanda eléctrica del 80%. Le siguen Castilla La Mancha con un 67,6%, La Rioja con un 64% y Navarra con un 46%. A la cola están Madrid, Ceuta, Melilla y Baleares.

España, sexta posición en el ranking de patentes eólicas en el mundo
Desde el año 2006, se han presentado 810 patentes eólicas en España y seguimos manteniendo la sexta  posición a nivel mundial, prueba de la capacidad tecnológica y de innovación del sector eólico.

El efecto reductor de la eólica en la factura
En 2019, la generación eólica ha supuesto un beneficio para los consumidores españoles. El efecto reductor de la eólica en el mercado eléctrico español en 2019 ha sido de 6 €/MWh.

Los más beneficiados del efecto reductor de la eólica han sido los consumidores industriales. Para un consumidor medio que tenga la Tarifa AT1 y un consumo de 1.500 MWh anuales, el ahorro a lo largo de 2019 ha sido de 3.115 €. Es decir, si no estuvieran en marcha los 25.704 MW eólicos existentes, la electricidad le hubiera costado 3.115 € más al año.

En total, la eólica genero un ahorro neto (una vez descontados los incentivos) a los consumidores eléctricos de 72 millones de euros.

Evolución de la eólica en el mundo y la posición de españa
La potencia eólica instalada en el mundo ha sobrepasado los 651 GW. Durante 2019, la potencia eólica mundial se ha incrementado en 60,4 GW. China, EE.UU., Reino Unido, India y España han sido los países que más potencia han instalado en el año y continúan siendo líderes a nivel mundial.

China, en primera posición en el ranking mundial, ha sumado 26,1 GW en 2019, y cuenta con una capacidad eólica de 236 GW, el 35% de la potencia eólica mundial. Estados Unidos ha experimentado otro año consecutivo con un fuerte crecimiento en energía eólica con la instalación de 9,1 GW, superando los 100 GW eólicos instalados en el país (105 GW).

(20-07-2020) de Energética XXI

España, a la cabeza en fotovoltaica en Europa en 2019 y sexta en todo el mundo

(12-07-2020) de Energética XXI

> La necesidad de la monitorización energética para la distribución horaria de cargas.

Olatz Molinos, Product Manager – Energy Efficiency and Building Automation Carlo Gavazzi

Debido a la regulación que establecerá una nueva metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, se hace de vital importancia conocer en detalle cómo es el consumo energético de nuestra instalación, ya que en la mayoría de los casos será posible una redistribución de cargas y procesos productivos a aquellos periodos tarifarios donde el coste de la energía sea inferior. Esto no se puede conseguir a menos que dispongamos de un sistema de gestión energética que nos ayude a tomar las decisiones adecuadas en cada momento.

El pasado 24 de enero de 2020 la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó la Circular 3/2020 donde se establece la nueva metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad.

Este nuevo sistema tarifario finalmente entrará en vigor a partir del 1 de abril de 2021 (se preveía para el 1 de noviembre de 2020 pero se ha visto retrasado debido al impacto derivado de la crisis sanitaria) y va en línea con la normativa europea donde a través de la discriminación horaria en todos los peajes, busca un cambio de hábitos de los consumidores. El objetivo es incentivar el uso de las redes en los periodos de menor saturación y desincentivar las de mayor demanda.

Este nuevo sistema tarifario afectará a todo tipo de consumidor, desde el doméstico hasta el consumidor de alta tensión. Los cambios más significativos los encontramos en el número de periodos tarifarios y el cálculo de la penalización por exceso de demanda.

En la siguiente tabla se comparan las tarifas de acceso actuales con las indicadas en la circular:

Debido a la regulación que establecerá una nueva metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, se hace de vital importancia conocer en detalle cómo es el consumo energético de nuestra instalación, ya que en la mayoría de los casos será posible una redistribución de cargas y procesos productivos a aquellos periodos tarifarios donde el coste de la energía sea inferior. Esto no se puede conseguir a menos que dispongamos de un sistema de gestión energética que nos ayude a tomar las decisiones adecuadas en cada momento.

Como se puede observar, para conseguir los objetivos marcados en distribución de la demanda todas las tarifas eléctricas pasarán a tener discriminación horaria. Premiando el consumo en horas de baja demanda e incrementando el coste de la energía en aquellas de mayor saturación.

Se hace de vital importancia conocer en detalle cómo es el consumo energético de nuestra instalación, ya que en la mayoría de los casos será posible una redistribución de cargas y procesos productivos a aquellos periodos tarifarios donde el coste de la energía sea inferior. Esto no se puede conseguir a menos que dispongamos de un sistema de gestión energética que nos ayude a tomar las decisiones adecuadas en cada momento.

Cambios en el término de potencia
Otro de los aspectos más importantes de esta circular es el cambio en el modo de facturación del término de potencia.

Fijándonos en él, actualmente para contratos con maxímetro (potencia demandada máxima):

• Si la potencia demandada es inferior al 85% de la potencia contratada, se factura el 85% de la potencia contratada.
• Si la demanda se encuentra entre el 85% y el 105%, se factura en base a la potencia demandada máxima.
• En caso de que la demanda supere el 105% de la potencia contratada, se tiene un recargo importante, facturándose la potencia máxima demandada más el doble de la diferencia entre dicho valor y el 105% de la contratada.

En el nuevo escenario, en aquellos suministros de menos de 15 kW no interrumpibles y los que se encuentran entre 15 y 50 kW:

• Siempre se facturará la potencia contratada, independientemente de si la demanda es inferior al 85%.
• Si la demanda es superior al 105% la penalización será el doble de la potencia demandada menos el 105% de la potencia contratada, todo ello multiplicado por el término de potencia que se tenga acordado con el suministrador.

Para suministros superiores a 50 kW el cálculo se mantiene como en la actualidad.

Otra diferencia es que el término de potencia contratado para cada periodo debe seguir la siguiente norma: P1 ≤ P2 ≤ P3 ≤ P4 ≤ P5 ≤ P6.

Como podemos observar, todos los cambios introducidos en el sistema de peajes, nos empujan a conocer al máximo nuestra instalación. Ya no valen las estimaciones, se presume indispensable el disponer de un sistema de gestión energética que nos ayude en dos ámbitos:

1. Optimizar la distribución de cargas para evitar las franjas horarias de mayor demanda.
2. Ajustar el término de potencia contratado a las necesidades reales de nuestra instalación.

Todo ello hará que el consumidor pueda ahorrar en su consumo energético y ayudará a conseguir un consumo energético sostenible en nuestro país.

La importancia de un sistema de gestión energética
Tal y como se ha señalado anteriormente, todos los cambios normativos nos conducen a replantearnos la forma en que hasta ahora se han tomado las decisiones referentes al consumo energético.

Aunque obvia, Carlo Gavazzi lleva insistiendo muchos años en la premisa ‘No estimar cuando se puede calcular, no calcular cuando se puede medir’. Nuestra perseverancia en la difusión de esta idea hoy en día se vuelve más necesaria.

¿Acaso nos plantearíamos comprar un coche nuevo sin saber si nos cabe en el garaje? ¿Por qué seguimos tomando decisiones a ciegas si un sistema de gestión energética nos va a ofrecer en bandeja las soluciones óptimas para nuestra instalación?

La implantación de un sistema de gestión energética es el mejor aliado que podemos encontrar para conseguir el máximo rendimiento de nuestra instalación.

Se debe cambiar el chip. Dejar de pensar en eficiencia energética como algo que nos están imponiendo desde el marco legislativo y verlo como una gran oportunidad. Ser ‘eficientes energéticamente’ va a traer únicamente cosas positivas, tanto para la empresa que sepa ver el amplio abanico de posibilidades que se despliega ante ella como para la sociedad en general.

Para la implantación de un sistema de gestión energética en una empresa es fundamental que todos los estamentos de la misma estén implicados y hagan propios los objetivos que se quieren alcanzar.

• Un sistema de gestión energética debe estar basado en un ciclo PDCA (Plan – Do – Check – Act)
• Plan: consensuar cuáles son los objetivos marcados. Objetivos realistas.
• Do: usar las tecnologías adecuadas para llevar a cabo las mejoras.
• Check: comprobar la evolución de lo planificado y realizado.
• Act: tomar las decisiones pertinentes para seguir avanzando.

Sin olvidar que esto es un proceso continuo. Porque una instalación es un elemento vivo que depende tanto de todos los dispositivos consumidores de energía, como de las personas que interactúan con la misma.

Carlo Gavazzi proporciona con sus medidores, análisis de datos, tecnologías de comunicación y soluciones exhaustivas de control, la solución completa para implementar un sistema de gestión energética.

(22-06-2020) de Energética XXI

(02-03-2020) de Energética XXI

Ahorro energético mediante la monitorización de instalaciones de autoconsumo

(28-01-2020) de Energética XXI

(20-01-2020) de Energética XXI

(20-01-2020) de Energética XXI

BMW vendió más de 128.000 vehículos eléctricos e híbridos en 2019

En 2019 se matricularon un total de 2.147 unidades de BMW entre modelos eléctricos e híbridos enchufables. A nivel mundial, se vendieron 128.883 vehículos electrificados de la marca BMW contribuyendo fuertemente a superar la barrera de 500.000 vehículos del Grupo BMW desde el lanzamiento del BMW i3 en 2013.

BMW Group (BMW, BMW i y Mini) vendió 3.529 unidades en España en 2019, por lo que el crecimiento del Mini Countryman Cooper S E ha sido del 6,7% respecto al año anterior.

En total, BMW Group comercializa 12 modelos electrificados y en 2023, este portfolio llegará a 25, siendo la mitad de ellos 100% eléctricos.  A nivel mundial se vendieron en todo el mundo 145.815 unidades electrificadas entre BMW y Mini. En el primer trimestre llegará el segundo modelo 100% eléctrico: el Mini Cooper SE. Próximamente llegará el nuevo BMW IX3, segundo BMW 100% eléctrico y primer SAV de la marca.

(07-01-2020) de Energética XXI

La eólica en España supera en 2019 los 1634 nuevos MW y 25 GW de potencia total instalada.

El sector eólico español cierra el año 2019 con excelentes cifras de potencia instalada, así como de altos niveles de generación eólica. En cuanto a la instalación de nuevos parques eólicos en el año que despedimos, la actividad ha sido muy intensa alcanzando la cifra de 1.634 MW eólicos nuevos hasta el 30 de noviembre, con lo que la potencia eólica nacional instalada acumulada es de 25.223,5 MW, según datos de Red Eléctrica de España (REE). De esta manera, el sector eólico español consigue el récord de superar la barrera de los 25 GW instalados.

La nueva potencia instalada en 2019 corresponde a algunos de los parques eólicos adjudicados en las subastas de 2016 y 2017 y también a parques merchant. Se espera que el mes de diciembre esté siendo muy activo a nivel de instalación y que el cierre de 2019 pueda marcar un nuevo récord de instalación.

Noviembre de 2019 ha pasado a la historia por el alto nivel de generación eólica con 7.396 GWh generados a nivel nacional, marcando el récord de la seria histórica desde 2005 para este mes y el segundo en absoluto sólo por detrás de marzo de 2018 (7.726 GWh). A día de hoy, se han acumulado en 2019, 53.730 GWh generados con eólica (un 9,5% más que el año pasado) por lo que se espera terminar el año por encima de los 54 TWh, segunda mejor marca histórica detrás de 2013.

Como hitos destacados en 2019, la energía eólica llegó a cubrir el 13 de diciembre un 48,4% de la demanda de energía diaria (con un nuevo récord de generación diaria de 392 GWh), y un 33% en todo el mes de noviembre. A nivel peninsular la eólica va a terminar el año con un 21,5% de cobertura de la demanda (segunda tecnología de generación detrás de la nuclear) y un 20,8% a nivel nacional.

En las islas Canarias, gracias a los nuevos parques eólicos instalados en 2017 y 2018, la generación eólica se ha triplicado respecto a 2017 y ha pasado de una cobertura de la demanda en ese año del 4,4% a un 13% en 2019, con los consiguientes ahorros para todos los consumidores eléctricos e importantes reducciones en las emisiones de CO₂ de las islas.

Noviembre también ha sido especial debido a que se ha revertido el sentido de los intercambios internacionales, siendo este exportador con Francia y Marruecos, hecho que suele darse en meses más fríos de invierno, y que este año se ha adelantado debido a las temperaturas inusualmente frías.

El efecto reductor de la eólica en los precios

El precio medio de noviembre se ha situado en 42,19 €/MWh y ha sido un 32% inferior al que se marcó en noviembre de 2018. En diciembre, se continua con esa tendencia a la baja, principalmente gracias a la alta eolicidad y hasta la fecha el precio promedio se sitúa en torno a los 33,71 €/MWh y se ha marcado un precio mínimo diario de menos de 3 €/MWh el 21 y 22 de diciembre, algo impensable meses atrás.

Por la mayor participación del viento y también por la bajada de los precios del  gas, los consumidores se han beneficiado de precios más bajos en su factura eléctrica: en lo que va de año, el precio PVPC de los consumidores domésticos se ha reducido en un 10% respecto al año pasado. El día 22 de diciembre, siendo la eólica la principal fuente de generación con un 35% de aportación a la cobertura de la demanda, ha sido el día del año con la electricidad más barata para los consumidores domésticos con un precio de 5,8 c€/kWh (casi un 50% menos que la media anual).

En relación con las previsiones futuras que presenta OMIP, se prevé que el precio para la carga base para el mes de enero se sitúe en 44,07 €/MWh y 48,79 €/MWh para la carga punta para el primer mes de 2020 y se espera mantener esos niveles de precio en los dos primeros trimestres.

Retos de cara al 2020

Estas cifras ponen de manifiesto el relanzamiento del sector y la confianza depositada en la industria eólica española tecnológicamente consolidada, de referencia a nivel mundial y con un porvenir muy interesante en base a los objetivos climáticos a nivel nacional y europeo. El sector eólico reúne todas las condiciones para hacer frente con éxito a la transformación energética necesaria, con una regulación adecuada que dé visibilidad y certidumbre, que garantice un ritmo constante y lineal en la próxima década a través de un calendario de subastas, y con la aprobación de normas importantes como la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética, además de la coordinación entre las políticas energéticas, industriales y de innovación del país.

(16-12-19) de Energética XXI

(10-12-19) de Energética XXI

Almacenamiento energético para un futuro renovable

El almacenamiento de energía en baterías es una realidad, de hecho, se espera que el mercado europeo de baterías alcance los 250.000.000 de euros/año, pero la diversidad de baterías y la utilidad de cada tipo no es tan conocido actualmente. Según explicó Jesús Palma, del Instituto IMDEA Energía, las baterías de plomo-ácido tienen como valor positivo el coste y la facilidad para reciclarlas, sin embargo, tiene varias debilidades, como la potencia, la densidad de energía, los ciclos de duración y la dificultad para adaptarse a ciclos de carga rápida. Las baterías de ión-litio son las que presentan mayores fortalezas, ya que son las de mayor potencia del mercado, las que albergan mayor densidad de energía y las que más duran, aunque también presentan menor seguridad, una mayor degradación al realizar cargas rápidas, mayor coste y dificultad para ser recicladas.

Marcos Rodríguez Vara, técnico de normalización. Electrotecnia y TIC de la Asociación Española de Normalización (UNE), resumió en su ponencia el trabajo que desde su asociación están realizando para el desarrollo de una normativa común en todas las áreas en las que está presente el almacenamiento. En ese sentido destacó el Comité Técnico Nacional 218, que se constituyó en el año 2014 con objeto de dar respuesta a la necesidad creciente de normalización en el ámbito del almacenamiento de la energía eléctrica. Se centra en la estandarización en el campo de los sistemas integrados de almacenamiento de energía eléctrica en la red. Específicamente en los aspectos de sistema, los dispositivos de almacenamiento de energía que se abordan en otros comités.

6,5 GW de almacenamiento en España
España necesita una inversión de 6,5 GW de almacenamiento para cumplir los objetivos del PNIEC, lo que supondría invertir 12.500 millones de euros al año hasta 2030. Para hacer frente a la transición energética y cumplir los objetivos de descarbonización, según Pedro González, director de Regulación de AELEC, el almacenamiento es la mejor solución, pues el fortalecimiento del mercado incita a poner en valor el almacenamiento. En concreto, de esos 6,5 GW el responsable de AELEC propuso en su ponencia que 3,5 GW sean de bombeo y 2,5 GW de almacenamiento en baterías.

(04-11-19) de Energética XXI

Albacete vuelve a ser la provincia con más generación eólica de España

(03-06-19) de Energética XXI

Los costes de las renovables se redujeron hasta un 26% durante el año pasado

(02-05-19) de Energética XXI

La eólica hace bajar los precios en los mercados eléctricos europeos

(25-03-19) de Energetica XXI

Red Eléctrica invertirá 3.221 millones de euros en la red de transporte y operación del sistema

El Grupo Red Eléctrica, a través de su filial Red Eléctrica de España, invertirá un total de 3.221 millones de euros para hacer posible la transición energética en todo el territorio español mediante el desarrollo de la red de transporte de alta tensión y la operación del sistema eléctrico. Esta cifra supone la mitad (53%) de la inversión total de 6.000 millones que la compañía prevé llevar a cabo en los próximos años dentro de su nuevo Plan Estratégico 2018-2022 y centra en gran medida sus esfuerzos en la integración de renovables.

De los más de 3.000 millones de euros destinados a la transición energética, 1.538 millones se centrarán en la incorporación de energías limpias (el 47%), 908 millones reforzarán la fiabilidad de las redes de transporte y la seguridad del suministro, 434 millones se destinarán a ampliar las herramientas tecnológicas y digitales, 215 millones para impulsar los proyectos de almacenamiento y 54 millones a sistemas de control de la energía.

Ambos, el transportista y el operador del sistema, trabajan para dar respuesta a las necesidades de la transición energética dotando al sistema de más inteligencia para garantizar la seguridad y calidad del suministro con una mayor proporción de generación variable, ser capaz de gestionar un sistema cada vez más complejo e integrar un mayor número de recursos distribuidos.

(25-03-19) de Energetica XXI

Nuevo sistema de gestión energética para procesar datos en tiempo real sobre consumo, producción y optimización

Qksol,

La conciencia pública sobre el uso de energía está creciendo a medida que las empresas y los consumidores se enfrentan a costes de energía crecientes y variables, además de las nuevas legislaciones sobre el consumo de energía de los edificios. Por lo tanto, están llegando a las ESEs y buscando productos para administrar su eficiencia energética. Smappee Infinity proporciona a las ESEs y a las empresas interesadas en integraciones de energía una solución flexible y preparada para el futuro que ofrece datos procesables sobre consumo, producción y optimización de energía para abordar estas tendencias del mercado. “Smappee Infinity proporciona a sus usuarios información y herramientas esenciales para administrar los flujos de energía en su edificio, oficina u hogar y optimizar el uso de su energía renovable”, asegura Stefan Grosjean, CEO de Smappee. “A medida que la producción de energía descentralizada se vuelve cada vez más común, entender y administrar su energía es cada vez más esencial. Smappee Infinity es la solución a prueba de futuro que permite a los usuarios tomar medidas para mejorar de inmediato su eficiencia energética y ahorrar costos “.

Tres métodos de submedición
El lanzamiento de Smappee Infinity representa una nueva dirección para la compañía, ya que el sistema apunta principalmente a las ESEs y a las compañías que buscan integrar la tecnología de energía con IoT en su oferta. Esra solución ofrece hasta tres métodos de submedición para ofrecer la solución de gestión de energía inteligente más precisa y completa del mercado. El panel de control intuitivo del usuario de Smappee visualiza los datos de energía hasta el nivel del dispositivo y permite la optimización de la energía y el autoconsumo para maximizar la energía y ahorrar costos a gran escala.

Modular, fácil de configurar, fiable
Los usuarios de esta herrmaienta pueden acceder y administrar sus datos y “escenas” a través de un panel de control personalizado (aplicación de escritorio y móvil), disponible en una versión profesional y para el consumidor (simplificada). La visualización de los datos permite a los usuarios obtener información y actuar rápidamente para optimizar su consumo de energía.

Con una combinación única de tres tipos de “submetering” (submetering de circuitos a través de las pinzas actuales, enchufe inteligente Smappee Switch y tecnología NILM patentada), Smappee Infinity ofrece los datos energéticos en tiempo real e históricos más completos para electricidad, energía solar, gas y agua, y control optimizado sobre los flujos de energía. Se trata de una solución adecuada para la instalación en ubicaciones que van desde casas privadas hasta edificios de oficinas, restaurantes, tiendas y otras instalaciones de sitios múltiples. Totalmente modular, sus tres componentes básicos son Smappee CT Hub, Smappee Power Box y Smappee Genius gateway.

Además de su flexibilidad está la API abierta, que permite la integración con los sistemas EMS / BMS. Esto permite crear visualizaciones personalizadas para ofrecer información aún más avanzada sobre el uso de energía. En los últimos años, Smappee ha presentado varias asociaciones con productos y plataformas de IoT como Nest y Amazon Alexa, confiando en los estándares de la industria. Esto hace que Smappee Infinity sea un sistema altamente interoperable.

(04-03-19) de Energetica XXI

Iberdrola invertirá 8.000 millones de euros para desarrollar renovables en España.

berdrola ha presentado en Londres sus Perspectivas Estratégicas 2018-2022. En España, Iberdrola pondrá en operación 3.000 nuevos megavatios eólicos y solares para 2022 -un 51,9% más con respecto al cierre de 2018- y al menos 10.000 nuevos megavatios para 2030, con lo que la capacidad eólica y solar de Iberdrola en España se habrá casi triplicado. Actualmente, la empresa ya cuenta con más de 700 MW en construcción, 2.500 MW en desarrollo y una cartera superior a los 7.000 MW.

La cifra total de inversiones en España alcanzará en el periodo los 8.000 millones de euros, un 40% superiores a las previstas inicialmente en el plan. En concreto, los nuevos desarrollos renovables supondrán duplicar las inversiones de la compañía en este negocio en España, hasta alcanzar los 4.200 millones de euros en los años de ejecución de las Perspectivas. Para ello, será necesario consolidar un marco normativo a largo plazo, que aporte certidumbre y estabilidad a las inversiones.

También se han generado nuevas oportunidades para Iberdrola en el negocio eólico marino. La compañía cuenta con una cartera total de proyectos de más de 10.000 MW. Estos nuevos desarrollos se ubicarían en Estados Unidos, Reino Unido, Alemania y Francia. Actualmente, la compañía ya tiene proyectos adjudicados que se unirían a la capacidad eólica marina ya instalada para alcanzar más de 2.000 MW en 2022 y cerca de 1.000 MW adicionales en los años siguientes.

La eléctrica acelerará su crecimiento mundial con unas inversiones que ascenderán a 34.000 millones de euros durante este periodo. Tal y como ha explicado el presidente del grupo, Ignacio Galán, “con este plan, damos un fuerte impulso a la irrenunciable transición energética hacia un modelo bajo en carbono. Incrementamos en 2.000 millones de euros nuestro esfuerzo inversor y cerraremos 2022 con casi un 40% más de capacidad”.

En concreto, de los 34.000 millones de euros de inversión, un 86% se destinará a actividades reguladas o con contratos a largo plazo, de acuerdo a la estrategia de la compañía de centrarse en negocios con retornos estables y predecibles. Así, un 47% del importe global -16.000 millones de euros- será invertido en redes y un 39% -13.300 millones de euros- a renovables. El negocio de generación y clientes recibirá un 11% del total -3.800 millones de euros-. Como consecuencia de ello, Iberdrola habrá incrementado su capacidad instalada en un 29% durante la ejecución de sus Perspectivas Estratégicas.

La compañía ya está avanzando actualmente en el desarrollo y construcción de 10.113 nuevos MW, de los que un 65,3% -6.606 MW- corresponde a proyectos renovables. Además, en 2023 mantendrá en curso 5.300 millones de euros en los negocios de renovables y generación, principalmente en los desarrollos eólicos marinos de Saint Brieuc (Francia), Vineyard Wind (Estados Unidos) y Baltic Eagle (Alemania) y en el complejo hidroeléctrico del Támega (Portugal).

La práctica totalidad de la inversión en redes -un 98%- está ya asegurada gracias a la existencia de marcos regulatorios definidos en los distintos países. Como resultado, Iberdrola habrá incrementado en un 34% el valor de sus activos regulados para 2022, hasta situarlo en 38.900 millones de euros.

En el área de renovables, la compañía contará con 9.900 nuevos megavatios (MW) al cierre de 2022 con respecto al cierre de 2017. Además, Iberdrola alcanzará los 90 gigavatios hora (GWh) de capacidad de almacenamiento en 2022, lo que supone un incremento de 20 GWh respecto a los niveles actuales. El almacenamiento mediante centrales hidroeléctricas de bombeo es clave para posibilitar una mayor penetración de las energías limpias en el sistema eléctrico.

(14-01-19) de Energetica XXI

Comienza la puesta en marcha del primer aerogenerador offshore de España

El proyecto ha sido liderado por Esteyco, que ha contado con Ingeteam para la supervisión de las pruebas del cableado submarino, así como para el posterior análisis de los resultados obtenidos. El prototipo, ha sido financiado en parte por el programa Horizonte 2020 de la Unión Europea.

Ingeteam participa en el primer prototipo de aerogenerador offshore instalado en España y el primero en el sur de Europa de cimentación fija. A petición de Esteyco, líder del proyecto, la unidad de negocio de Ingeteam especializada en operación y mantenimiento de plantas de energía, por medio de su departamento de Alta Tensión, se ha encargado de la supervisión y análisis de los trabajos eléctricos del aerogenerador. Concretamente  ha trabajado en la conexión del cable submarino de media tensión que permitirá evacuar a tierra la energía de la turbina que genere el viento y la fabricación de una pieza exclusiva para la sujeción del cable de potencia. El prototipo, ha sido financiado en parte por el programa Horizonte 2020 de la Unión Europea.

En el marco del proyecto Elican, el aerogenerador marino de cinco megavatios de potencia, que ha sido construido en el Puerto de Arinaga, ya se encuentra instalado en la costa de Jinámar, junto a la Plataforma Oceánica de Canarias. La energía que produzca será trasladada hasta la central eléctrica de Jinámar. Representa una innovación tecnológica muy relevante en las energías renovables marinas, ya que permite ahorrar costes y posibilita llevar su construcción casi a cualquier parte.

Este proyecto es un paso más en el posicionamiento de la empresa en el sector offshore, complementando la actividad que se viene desarrollando en otro proyecto europeo en el que Ingeteam participa como experto en sistemas eléctricos y como proveedor de convertidor para un prototipo de 10MW + offshore también financiado por la Unión Europea. Además, Ingeteam acaba de introducir una nueva gma de convertidores offshore de 5 a 15 MW para alcanzar los hitos de reducción de costos que el sector eólica offshore requiere.

(17-12-18) de Energetica XXI

El 100% de la energía renovable en toda Europa es más rentable que el sistema energético actual

Mientras los líderes mundiales debaten sobre el clima en la COP24, la conferencia anual de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), el martes se publicó un nuevo informe que muestra la viabilidad de una transición energética europea hacia fuentes 100% renovables. El nuevo estudio científico muestra que la transición a una energía 100% renovable sería económicamente competitiva con el actual sistema convencional de combustibles fósiles y energía nuclear, y llevaría las emisiones de gases de efecto invernadero a cero antes de 2050. Los argumentos financieros del estudio a favor de una transición energética son aún más sólidos si se tiene en cuenta el importante aumento del empleo previsto y los beneficios económicos indirectos, como la salud, la seguridad y el medio ambiente, que no se tuvieron en cuenta en el estudio.

Realizado por la Universidad LUT y el Energy Watch Group, el primer estudio de modelización científica de su clase ha simulado una transición energética completa en Europa a través de los sectores de la energía, el calor, el transporte y la desalinización para el año 2050. El estudio se publicó tras aproximadamente cuatro años y medio de recopilación de datos y modelización técnica y financiera, e implicó la labor de investigación y análisis de un total de 14 científicos.

“Este informe confirma que la transición a una energía 100% renovable en todos los sectores es posible y que no es más costosa que el sistema energético actual”, dijo Hans-Josef Fell, ex parlamentario alemán y presidente del Energy Watch Group, durante la conferencia de prensa de la COP24. “Demuestra que Europa puede pasarse a un sistema energético de cero emisiones. Por lo tanto, los líderes europeos pueden y deben hacer mucho más por la protección del clima que lo que está hoy sobre la mesa”.

Algunos datos del estudio

• La transición requerirá una electrificación masiva en todos los sectores energéticos. La generación total de energía superará entre cuatro y cinco veces la de 2015, y la electricidad representará más del 85% de la demanda de energía primaria en 2050. Al mismo tiempo, el consumo de combustibles fósiles y nuclear se eliminan por completo en todos los sectores.
• La generación de electricidad en el sistema de energía 100% renovable consistirá en una combinación de fuentes de energía: solar fotovoltaica (62%), eólica (32%), hidroeléctrica (4%), bioenergía (2%) y geotérmica (< 1%).
•  La energía eólica y solar representan el 94% del suministro total de electricidad para 2050, y aproximadamente el 85% del suministro de energía renovable provendrá de la generación descentralizada local y regional.
• La energía 100% renovable no es más cara: El coste nivelado de la energía para un sistema energético plenamente sostenible en Europa se mantiene estable, oscilando entre los 50-60 €/MWh a lo largo de la transición.
• Las emisiones anuales de gases de efecto invernadero de Europa disminuyen constantemente durante la transición, en todos los sectores, de aproximadamente 4.200 millones de toneladas equivalentes de CO₂ en 2015 a cero hasta el año 2050.
• Un sistema de energía 100 % renovable daría empleo a entre 3 y 3,5 millones de personas. Los aproximadamente 800.000 puestos de trabajo de la industria europea del carbón en 2015 se reducirán a cero de aquí a 2050 y se compensarán con más de 1,5 millones de nuevos puestos de trabajo en el sector de las energías renovables

(08-10-18) de Energetica XXI

Adiós al impuesto al sol: vía libre al autoconsumo sin cargos abusivos

El Consejo de Ministros del pasado viernes dio luz verde a un nuevo Real Decreto-Ley para acelerar la transición hacia un modelo energético basado en energías renovables y abordar de forma urgente la actual subida de los precios de la electricidad. Entre las medidas incluidas en la nueva normativa destaca sin duda la eliminación del ‘impuesto al sol’ consagrado por el fatídico RD 900/2015, la regulación aprobada hace ahora 3 años que establecía una serie de trabas administrativas, peajes y recargos al autoconsumo que han frenado en buena medida su desarrollado en nuestro país.

De este modo, el Gobierno promueve el derecho a autoconsumir sin cargos y recnoce explícitamente que “la necesidad de activar de forma urgente e ineludible la transición hacia un modelo energético limpio y accesible para el conjunto de la ciudadanía” y, por ello, “elimina una serie de barreras regulatorias que, hasta el momento, han dificultado y desincentivado la implantación del autoconsumo eléctrico en España”.

Simplifación de trámites para instalaciones inferior a 100 kW
La nueva regulación impulsada por el Ejecutivo se basa en tres principios: se simplifican los trámites burocráticos y técnicos requeridos, como la inscripción en un registro para aquellas instalaciones no superiores a 100 kilovatios (kW); se reconoce el derecho al autoconsumo compartido por parte de uno o varios consumidores, lo que permitirá aprovechar las economías de escala; y se reconoce el derecho a autoconsumir energía eléctrica sin peajes ni cargos. Queda, por tanto, derogado el cargo que se imponía al autoconsumidor por la energía generada y consumida en su propia instalación, el denominado “impuesto al sol”.

El desarrollo del autoconsumo garantiza a los consumidores el acceso a alternativas más baratas y respetuosas con los límites del planeta, contribuye a reducir las necesidades de la red eléctrica, genera mayor independencia energética y permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Además, es una actividad generadora de empleo vinculado a la transición ecológica, como ya se ha demostrado en países de nuestro entorno.

Por otro lado, con el objeto de cumplir con los objetivos de penetración de energías renovables fijados por la Unión Europea para 2020, lograr que el 20% del consumo energético  provenga de fuentes renovables, y materializar los objetivos del Acuerdo de París en los horizontes 2030 y 2050, España ha de acelerar la integración de las energías renovables en su mix energético, una cuestión que contribuirá a reducir los costes energéticos en el medio y largo plazo, además de contribuir a la lucha contra el cambio climático, al que nuestro país es especialmente vulnerable.

Prórroga a los permisos de acceso y conexión
El Real Decreto-Ley aprobado el viernes incorpora medidas para eliminar, de forma inmediata, barreras normativas que obstaculizan esta transición energética. Una de ellas será otorgar una prórroga excepcional, y por una sola vez, para los permisos de acceso y conexión otorgados con anterioridad a la aprobación Ley 24/2013, en cuya ausencia caducarían el próximo 31 de diciembre de 2018.

Mediante esta prórroga, hasta el 31 de marzo de 2020, se posibilitará la entrada en funcionamiento en 2020 de los cerca de 9.000 MW de potencia adjudicada en las últimas subastas de renovables y anteriores procedimientos. En la actualidad, apenas se han instalado 100 MW. La media evita que deba remitirse una nueva solicitud, tramitación y otorgamiento, algo que impediría alcanzar los objetivos internacionales acordados por España.

En la misma línea, se adoptarán medidas tendentes a evitar la especulación y asegurar la finalización de los proyectos con derechos de acceso a la red otorgados, elevando las garantías exigidas e imponiendo obligaciones de reporte del grado de avance de los proyectos, lo que redundará en unos menores costes y, en último término, menores precios para los consumidores.

Vehículo eléctrico: adiós a la figura del gestor de carga
Entre las medidas que incorpora la normativa aprobada el viernes destaca también la relacionado con el vehículo eléctrico. El RD aborda uno de los factores que frena a los usuarios a la hora de adquirir un vehículo enchufable: la baja disponibilidad de puntos de recarga públicos. Con el objeto de aumentar su presencia, el Gobierno elimina la figura del gestor de carga prevista en la Ley del Sector Eléctrico, pues se ha revelado como excesivamente rígida y desincentivadora de la actividad.

Esta supresión no supondrá en ningún caso una merma de la seguridad de las instalaciones, que deberán cumplir con la normativa correspondiente en el ámbito de la seguridad industrial y de las que se llevará un registro de la información para el seguimiento de la actividad por las Administraciones.

Esta información estará además disponible a través de medios electrónicos para todos los ciudadanos y se integrará en el futuro en el punto de acceso único, armonizando la información con la del resto de países de la Unión Europea, creando una gran base de datos de información sobre la ubicación y características de los puntos de recarga públicos.

Lucha contra la pobreza energética
Además, el nuevo RD fija como prioridad del Ejecutivo la lucha contra la pobreza energética, que afecta a unos 4,6 millones de personas. En el plazo de seis meses desde su entrada en vigor, el Gobierno presentará una Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética que establecerá objetivos, en el medio y largo plazo, y un marco de acción estable para su erradicación. En su elaboración se contará con las comunidades autónomas y entidades locales, las asociaciones de consumidores, los representantes del tercer sector y las empresas energéticas.

(17-09-18) de Energetica XXI

¿Son los precios de la electricidad reales?

Llevamos varios años viendo como los precios de la electricidad se mueven como una montaña rusa, suben y bajan sin que nadie sepa explicar por qué ocurre.

Nos dijeron hace unos años que era debido a las renovables, a la famosa prima a las renovables. El oligopolio -las grandes compañías eléctricas- justificaban la subida de precios a la decisión que tomó el Gobierno de aquel momento para potenciar estas tecnologías de generación y, por ello, premiar el desarrollo de las renovables.

El pasado año 2017 se justificó la subida de precios a final de año debido a que en Francia había varias centrales nucleares paradas y, por tanto, exportábamos electricidad lo que incrementaba la demanda eléctrica y, además, que las reservas hidrológicas estaban muy bajas y por ello se estaba produciendo más energía con tecnologías de generación cuyo precio era más caro como: las centrales térmicas convencionales (carbón y fuel oil) y las centrales térmicas de ciclo combinado (gas), las cuales dependen de combustibles cuyo precio estaba en alza.

En el caso de las centrales de ciclo combinado, además nos llevamos la sorpresa que no había suficiente gas en España debido a que los reservorios estaban vacíos y, por tanto, las compañías (otra vez el oligopolio que son en mayoría propietarias de estas centrales) que están en MIBGAS -Mercado Ibérico del Gas- habían incumplido las reservas mínimas que debían tener.

Pero no pasó nada, el entonces ministro Sr. Nadal llamó la atención a las empresas que constituyen la sociedad MIBGAS, cuyas principales funciones son: responsable de la gestión del Mercado Organizado de Gas, tanto de su correcto y adecuado funcionamiento como de la gestión económica de los servicios que oferta, siempre respetando los principios de eficiencia, eficacia, transparencia, objetividad, no discriminación, independencia y voluntariedad.

Esta llamada de atención vino por no disponer el sistema gasista de las suficientes reservas para responder a la demanda y a la preferencia de las principales empresas componentes de MIBGAS, que curiosamente vuelven a ser el oligopolio, de no facilitar al sistema el gas que las centrales combinadas de gas requerían para su funcionamiento, y preferir vender ese/su gas en los Hub Virtuales europeos como Gaspool (Alemania) y no en AOC (Enagás-España), dado que estos mercados pagaban más que el mercado ibérico del gas.

La CNMC abrió una investigación, pero no sabemos aún nada de esto. Recordemos que se dijo por parte del Gobierno de entonces que los precios bajarían en cuanto empezara a llover. Pues ha llovido mucho y los pantanos están en valores no vistos desde hace tiempo. Este año, seguimos con precios altísimos, veamos cual ha sido la evolución de precios en los últimos 11 años.

Nota: Precio 2018 estimación en base a los precios del mercado spot obtenidos hasta julio y de los futuros desde agosto a diciembre

Los precios de este año no se justifican. Tenemos las centrales de generación de electricidad más renovables: las hidroeléctricas, cuya materia prima de generación de electricidad es el agua, marcando los precios máximos de la electricidad.

Y tenemos los embalses llenos. Las reservas hidráulicas están en máximos históricos como se ve en esta gráfica de la https://www.embalses.net, los embalses están por encima del año 2016 donde se marcaron precios de la electricidad de 40,5€/MWh de media anual y en el mes de julio de ese mismo año fue de 40,92€/MWh.

El siguiente cuadro indica que generación marca el precio de la electricidad por hora (elaboración OMIE).

La producción de centrales hidroeléctrica ha sido en julio del 2018 de 1.447GWh, mientras que en julio del 2017 fue de 557GWh, es decir, un 159,7% más de producción hidroeléctrica este año. ¡Da que pensar!

Es curioso que el pasado año en el mes de julio el precio de la electricidad fue de 48,63€/MWh, con poca producción hidroeléctrica y este año ha sido de 61,88€/MWh con mayor producción hidroeléctrica. Debe de ser que el precio del agua que cae del cielo ha subido su valor.

Precisamente las horas donde hay más demanda es cuando la generación hidroeléctrica (HI -azul clarito-)) está marcando los máximos de los precios de la electricidad.

La potencia instalada en España de generación de electricidad es de 59.818,9 MW, siendo el 19,5% del total. La capacidad de generación hidroeléctrica en España potencia solamente superada por los ciclos combinados de gas, que con un total de 27.200 MW es la primera tecnología por potencia instalada suponiendo un 24,8% del total. La energía eólica supone un 23.002 MW de potencia instalada que equivale a un 22,3%.

Esto significa que en años en los que no hay suficiente reservorio de agua, la tecnología que tendría que cubrir a la hidroeléctrica sería el ciclo combinado.

¿Esto es lo que está pasando este año? La respuesta es NO. Se está produciendo más electricidad con la hidráulica que con los ciclos combinados.

Los ciclos combinados están entrando poco en el sistema (son los cuadritos con el nombre de TCC del cuadro 3). Se aprecia en el cuadro 3 que las térmicas de carbón -TER- (afectadas por los altos precios del carbón y del CO2) sí están entrando en el sistema, pero no están marcando estas tecnologías los precios mayores del mercado.

También nos han dicho que la demanda en julio ha subido debido a la meteorología. Esto tampoco es verdad. El julio del 2017 la demanda horaria fue de 39.286MWh, mientras que en julio del 2018 fue de 37.815MWh. Esa disminución de la demanda se produjo principalmente por la caída de las temperaturas que hizo que la demanda en 2018 cayera un 0,3%; cuando en el 2017 fue al contrario, la temperatura hizo que la demanda de electricidad creciera.

Luego si esto es así, ¿por qué el precio de la electricidad es más caro?

Según el oligopolio se están dando varias circunstancias: apenas hay generación de electricidad de las tecnologías renovables (excluida la hidroeléctrica), el precio del petróleo y sus derivados está muy alto, el precio del gas natural está muy alto, el precio del carbón está muy alto y el precio del CO2 está muy alto.

Otra falacia más. La eólica en julio del 2017 generó 3.387GWh y en el mismo mes del 2018 2.576GWh, un 31% menos, que ha sido suplido claramente por la hidroeléctrica, que como se ha indicado anteriormente aumento su producción un 159,7% más.

Es cierto que llevamos meses con precios al alza del barril de petróleo, tanto el Brent como el WTI, pero hace unas semanas la OPEP tomó la decisión de aumentar la producción y, desde ese momento, los precios del petróleo y sus derivados han bajado y se han estabilizado. Pero no el precio de la electricidad.

Es decir, todos los precios de referencia están muy altos, los precios de referencia de las energías menos competitivas que son las que menos han entrado en el sistema en este mes de julio, pero curiosamente como se ha demostrado anteriormente (cuadro 3), el máximo del precio del mercado OMIE lo está marcando la hidroeléctrica, la cual no está afectada por ninguno de los elementos indicados anteriormente.

Vamos a hacer un esfuerzo y partamos de la base que el oligopolio tiene razón, aunque más adelante desmontaremos esta afirmación. Si lo que dicen es verdad, (1) ¿por qué los máximos de los precios del mercado los está marcando la generación hidroeléctrica?, tecnología que no está afectada por ninguno de los elementos indicados anteriormente.

Veamos el por qué. Al ser un mercado liberalizado, los precios de la electricidad los establece un sistema de casación entre la oferta y la demanda. En este sistema las tecnologías de generación van entrando en orden prestablecido en el sistema eléctrico (cuadro 5, ver a continuación) y van ofreciendo sus precios de tal manera que la última tecnología que entra en el sistema es la que marca el precio final, y es este precio el que se paga a todas las tecnologías por la energía que van a aportar al sistema y, por tanto, la energía que va a cubrir la demanda. Es decir, que si la generación térmica de carbón ha propuesto la venta de la energía que es capaz de producir a 1€/MWh y la hidroeléctrica a 64€/MWh, toda la energía que se genera, independientemente de la fuente de generación, se paga a 64€/MWh.

Es decir, cada tecnología ofrece su capacidad de generación y su denominado Coste de Oportunidad que es el precio que propone al sistema, pero, sin embargo, si llega otra tecnología con un Coste de Oportunidad mayor y el sistema de oferta y demanda casa a ese precio, todas las tecnologías van a recibir el precio último al que se ha casado.  Este sistema de configuración de precios recibe el nombre de Sistema Marginal de Precios.

Esta forma de actuar resulta cuanto menos “sospechosa”. Para entender cómo se pueden alterar los precios, y contestando a la pregunta (1), tenemos que explicar cómo establecen los precios los generadores/productores de electricidad. Los generadores/productores de electricidad establecen, por un lado, la cantidad de energía que sus fuentes de producción ofrecen al mercado, y definen dos precios: el precio marginal y el coste de oportunidad. El primero se define mediante los costes de materia prima, producción, mantenimiento y el margen comercial (para ser simples). El segundo se define por cuál es la pérdida que tendría por no vender la energía a otro precio y en un momento de escasez. Es decir, si puedo vender más caro, ¿por qué no hacerlo¿. Es este, el coste de oportunidad, el precio que ofrecen al mercado.

¡Anda! Aquí tenemos la respuesta, que es la pérdida por no vender la producción de energía a partir del agua en posibles meses en los cuales hay menos capacidad almacenada de agua. Es decir, un elemento o recurso gratis (no hay coste dado que viene del cielo), y unas centrales de generación hidroeléctrica que están más que amortizadas y, por tanto, sus costes son básicamente de mantenimiento (precio marginal bajo), se están guardando el recurso agua para momentos que haya menos agua y a eso le están poniendo un precio (coste de oportunidad), que me voy a permitir caracterizarlo de sinvergonzonería.

No debemos de olvidar que España es el país de Europa que más capacidad de almacenamiento de agua para la producción hidroeléctrica, y no le estamos sacando el beneficio que ello debería de aportar a los consumidores: empresas y ciudadanos. Esta situación nos lleva a decir/afirmar que los precios son manipulables y a hacernos otras preguntas: ¿qué falla en el sistema?, ¿es que el sistema no puede vigilar la manipulación que el oligopolio está realizando?

La respuesta es “claro que sí”. El sistema está preparado para poder actuar tanto a través de la Secretaria de Estado de Energía, como a través de la CNMC (Comisión Nacional de Mercado y la Competencia). Ambos tienen que vigilar el sistema eléctrico, están obligados a ello por Ley.

La cuestión que nos viene a la cabera es: ¿por qué no actúan? Pues por una razón muy sencilla: los políticos, la política, el Gobierno, las puertas giratorias, la recaudación de impuestos y la capacidad que tiene el oligopolio para asustar al Gobierno debido a que son las empresas que más trabajadores tienen contratados y manejan una parte importante del PIB español. Es decir, se encuentran en una situación de fortaleza.

También se puede incorporar otro elemento que es la necesidad de recaudar por parte del Gobierno. ¡Sorpresa! Con precios altos de la electricidad, la recaudación del IVA aumenta, así como otros impuestos, como el impuesto eléctrico y la tasa de utilización del domino público y, por tanto, esa recaudación entra en las arcas de las haciendas (central, autonómica y local), y como Hacienda somos todos, todos tenemos que poner “nuestro granito de arena”, es decir, sin crear un impuesto nuevo el Gobierno ha buscado un mecanismo para aumentar la recaudación. Mecanismo acordado con el oligopolio.

¿Qué está pasando aquí que no está pasando en otros países: Alemania, Francia, Holanda, Noruega etc.?

Por un lado, la mentalidad del político de esos países que piensan y actúan en beneficio del país y de sus ciudadanos, y por otro las instituciones, las cuales controlan y vigilan “de verdad” el mercado, y no están controladas por los políticos y el Gobierno de turno, no consintiendo los abusos que aquí se están llevando a cabo.

Llama la atención que el 14 de agosto de 2018 en un artículo publicado en un periódico nacional, los Gobiernos de España y Portugal pidan públicamente a los reguladores eléctricos y financieros que investiguen la fuerte subida del precio mayorista de la luz que se lleva registrando en las últimas semanas, y que ambos países anuncian comprometerse a una vigilancia especial para evitar distorsiones en los precios.

Estamos en este momento en precios de la electricidad en el mercado diario de +10€/MWh por encima de los precios que deberían de ser, y en el mercado de los derivados financieros a corto plazo (4 trimestre 2018) en +15€/MWh por encima. El mercado está totalmente desajustado dada la falta de intervención de las autoridades.

Si nos damos cuenta, llevamos algunos meses que no se habla en los medios de comunicación de los precios de la electricidad. ¿Por qué será?

Ante esta situación uno se puede preguntar si la liberalización del sector que empezó en el 1998 y culminó en 2008 ha servido para normalizar el sector y los precios. La respuesta es SÍ, en mayúsculas.

La liberalización buscó crear un mercado que en economía recibe el nombre de Competencia Perfecta, y en donde las empresas carecen de poder para manipular el precio (precio-aceptante). Esto se da en los mercados donde la interacción entre la oferta y la demanda determina el precio, de tal manera que ningún comprador o vendedor de forma individual ejerce influencia decisiva sobre el precio. Este sistema tiene como objetivo que entren más empresas que oferten y demanden productos y/o servicios para que los precios vayan hacia abajo o, mejor dicho, respondan a la realidad del mercado.

Esto es la teoría. La realidad en España es que en el proceso de liberalización donde se separó la producción, la distribución y la comercialización están los mismos, el oligopolio.

La CNMC tiene denuncias que demuestran que esto es así. Que la realidad demuestra que no se ha llevado a cabo esta separación de figuras, que existe interrelación entre ellas (Esto da para otro artículo sobre cómo actúan en el mercado de producción y comercialización el oligopolio)

Si esto es así, ¿se debería de cambiar el modelo de establecimiento del precio en el mercado mayorista? Por ejemplo, ir a un modelo “Pay as Bid”, es decir, se paga por lo que se ofrece. Aquí hay varios estudios al respecto que dicen que sería positivo o negativo. Bajo mi punto de vista, ahí no está el problema, sino en controlar/supervisar cómo las tecnologías de generación entran a ofrecer sus precios reales. Cuando se liberalizó el sistema en España se definió un modelo que es el que se ve en el cuadro siguiente.

En el actual sistema, las tecnologías de producción van entrando según un orden preestablecido y acordado, y ofrecen su capacidad de producción y precio (coste de oportunidad). La hidráulica regulable, es decir, las centrales hidroeléctricas que entran al final en el proceso de casación, deberían de ayudar a disminuir/contener el precio de la electricidad. Cuando se diseñó el sistema en el proceso de liberalización ese era su objetivo, dado que es una tecnología más eficiente que las térmicas (carbón, fuel oil y gas) y, por tanto, no está sujeta esta tecnología a la variabilidad de los precios de: combustibles fósiles, CO2, y cambio euro/dólar. Pero esto es lo que no está pasando.

¿Tiene solución esto? Claro que sí, denunciándolo las asociaciones del sector: Eólica, fotovoltaica, termosolar, grandes consumidores de electricidad … y aquellas asociaciones empresariales generales y sectoriales, las cuales deberían de empezar a actuar y defender los intereses de sus representados.

Llama la atención como D. José María Marín Quemada, presidente de la CNMC, en la inauguración de un curso de la Universidad Internacional Menéndez Pelayo (UIMP) titulado ‘La energía del futuro en la era digital’ (julio 2018) y delante del nuevo secretario de Estado (J. Domínguez) mostró su preocupación por la alteración significativa de los precios en el mercado mayorista en los últimos meses y hay que tener una explicación clara de por qué esto está sucediendo. Rápidamente el secretario de Estado de Energía indicó que “también están preocupados por ello”. Ambos representantes comentaron ante el público que la CNMC tiene la tarea encomendada de vigilancia. ¡Curioso! Pero aún no se ha hecho nada.

Una acción complementaria puede ser la creación de un observatorio que esté continuamente analizando la configuración de los precios de la electricidad y denunciando ante la CNMC las situaciones de abuso de poder, de tal manera que se obligue a la CNMC a actuar. Sinceramente es una pena tener que actuar así para que el ente regulador actúe.

Estoy convencido que si esta situación empieza a ser denunciada (como intenta este artículo), el Gobierno y los organismos reguladores encargados de vigilar las actuaciones en el sector energético se verán obligados a actuar rápidamente y poner coto a esta situación “endémica”, la cual lleva al país a un peligro que no se está analizando: el aumento del precio de la electricidad lastra el crecimiento económico. No hay que ser un experto en economía para saber que si se incrementan los costes fijos, se pierde competitividad y, además, el IPC aumenta (la electricidad es uno de los elementos más importantes en el cálculo del IPC).

La CNMC tiene la obligación de actuar rápida y contundentemente, de esta forma los productores de electricidad se pensarán si les compensa manipular los precios de la electricidad.

Da tristeza ver cómo en otros países esto no pasa. Alemania u Holanda, que son países dependientes energéticamente, tienen precios más bajos que los nuestros. Solamente hay un país con precios similares o algo por encima a los nuestros, Italia. Pero este país depende energéticamente de Francia.

(17-09-18) de Energetica XXI

Greenpeace denuncia los 18.000 millones de euros recibidos por las eléctricas en pagos por capacidad

Coincidiendo con una de las mayores subidas en la factura de la luz a las que se enfrenta la ciudadanía española, Greenpeace ha lanzado una investigación analizando uno de los costes regulados que la engordan, muy por encima del coste real: los pagos por capacidad. Según el grupo ecologista, se trata de unas subvenciones a las centrales de generación eléctrica que aprueban los gobiernos con la excusa de garantizar el suministro. Sin embargo, se han instalado y mantenido muchas más centrales de generación eléctrica de las que se necesitan y todo un sistema eléctrico contaminante, en manos de las grandes eléctricas.

Es una de las conclusiones de la investigación que ha llevado a cabo la organización verde y que evidencia que España es el país de Europa que más tipos de estos pagos por capacidad otorga, el que más dinero ha dado a través de estas subvenciones y el que antes empezó a concederlas, alcanzando cerca de 18.000 millones de euros, que se recaudan a través de la factura de la luz.

Greenpeace recuerda que la Comisión Europea (CE), en una investigación realizada en 2015, ya cuestionó este tipo de subvenciones al sector eléctrico español. El año pasado, la CE incluso abrió un expediente a España por uno de sus pagos por capacidad, el de ‘inversión medioambiental’, por el que el Gobierno había concedido, desde 2007, unos 440 millones de euros a las centrales de carbón. Subvenciones como estas muestran que en nuestro país la premisa de “quien contamina paga”, se vuelve “quien contamina cobra”, y en consecuencia España es el país del mundo donde más creció el consumo de carbón el año pasado y el país de Europa que más ha aumentado sus emisiones de CO2 desde 1990.

“La posición del Gobierno de España debe ser firme para que las subvenciones a las energías sucias desaparezcan, o como mínimo que los pagos por capacidad se regulen de manera más estricta”, ha declarado Tatiana Nuño, responsable de la campaña contra el Cambio climático de Greenpeace. “No se puede admitir que se siga obligando al usuario a subvencionar a las compañías eléctricas por mantener unas centrales sucias e innecesarias, y menos sin justificación, criterio ambiental, ni transparencia”.

En este sentido, cabe señalar que, para la realización de esta investigación, la organización ecologista ha solicitado información a entidades como la Comisión Europea, Red Eléctrica de España, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y el ministerio de Transición Ecológica sin haber obtenido respuesta concreta a las preguntas y los datos que facilitan públicamente son prácticamente incomprensibles para el público.

Datos europeos
Greenpeace ha llevado a cabo la investigación también a nivel europeo y los datos recogidos desvelan que España no solo ha sido el país que más pagos por capacidad ha concedido sino que más de la mitad de todos los que se han concedido hasta la fecha en todos los países comunitarios han sido aquí. Greenpeace recopiló y analizó datos disponibles públicamente sobre los pagos de capacidad pasados, actuales y previstos en Europa. En algo menos de la mitad de los casos fue posible identificar la fuente de combustible que recibió el pago. De éstas, el 98% de las subvenciones se destinaron a los combustibles fósiles y a la energía nuclear.

Greenpeace pide que los pagos por capacidad sean el último recurso y que haya una evaluación europea para comprobar si realmente hay un problema de seguridad de suministro. Las normas deberían obligar que los mercados de capacidad estén abiertos a todo tipo de sistemas de energía, incluyendo fuentes renovables, gestión de la demanda y almacenamiento. Cuando una central de generación eléctrica opte a recibir pagos por capacidad, deberá tener unas emisiones por debajo de un límite, que la Comisión Europea propone de 550 gramos de CO2 por cada kilovatio-hora producido, lo que es imposible de cumplir para las centrales de carbón.

(16-07-18.nuevo atlas eólico europeo) de Energetica XXI

Investigadores del Departamento de Energía Eólica de CENER (Centro Nacional de Energías Renovables) están coordinando un experimento que forma parte de las acciones previstas dentro del proyecto europeo NEWA,  el cual tiene previsto como resultado final la generación del nuevo atlas eólico europeo.

ALEX17 es el nombre de este experimento que se realiza actualmente en nuestro país. Está coordinado por CENER y cuenta con la colaboración de la Universidad Técnica de Dinamarca y de la Universitat de les Illes Balears. El experimento consta de la instalación y monitorización de una serie de equipos de medida que están ubicados en terreno complejo, entre las Sierras de Aláiz y Tajonar (en Navarra), además de en el parque eólico experimental que CENER tiene en Aláiz. Los objetivos que se esperan conseguir con este experimento son: explorar condiciones de viento relevantes para la meteorología eólica, validar las metodologías de evaluación del recurso, y contribuir a generar una exhaustiva base de datos junto con los datos obtenidos en otros experimentos que se realicen en el resto de Europa, que posteriormente será de libre acceso.

En concreto, en el experimento ALEX17 se utilizan, además de la instrumentación disponible en el parque eólico experimental de CENER, 6 torres meteorológicas de 80 m de altura, que llevan a cabo mediciones de viento, temperatura y turbulencia; 10 estaciones meteorológicas que miden las condiciones de viento y turbulencia en superficie; un LIDAR y un SODAR Windrass para medir el perfil vertical del viento y la temperatura hasta 400 m de altura, y 5 unidades Wind Scanner con un alcance de hasta 6 km para medir el viento entre las dos sierras.

El proyecto NEWA, el atlas eólico europeo

NEWA, que es como se denomina el proyecto por sus siglas en inglés (New European WInd Atlas), tiene como objetivo principal la realización de un atlas eólico en Europa que incluirá el estado del arte en la modelización del recurso eólico, así como la generación de una base de datos experimental creada a partir de campañas de medida intensivas, que cubrirán climas eólicos representativos en el ámbito europeo. Los resultados que se esperan conseguir serán, por un lado, contribuir a una reducción significativa del coste de la energía eólica mediante la mitigación de los riesgos relacionados con el diseño y la operación de los aerogeneradores de gran tamaño, gracias a un mayor conocimiento del recurso eólico; y, por otro lado, mejorar la cuantificación del potencial eólico europeo, proporcionando datos y modelos que puedan mejorar las herramientas de planificación espacial.

DTU, la Universidad Técnica de Dinamarca, es quien coordina el proyecto a nivel europeo y a CENER le corresponde coordinar al equipo de trabajo en España, que también está formado por: la Universidad Complutense de Madrid, CIEMAT, Barcelona Supercomputing Center (BSC) y la Universitat de les Illes Balears (UIB). Se trata de un proyecto que se financia por la modalidad ERANET Plus, según la cual la Unión Europea financia una tercera parte del presupuesto total y el resto lo aportan agencias financiadoras nacionales. En el caso de España la aportación nacional proviene del Ministerio de Ciencia, Innovación y Universidades, a través de la Agencia Estatal de Investigación.

Más información del proyecto: http://www.neweuropeanwindatlas.eu/

(29-03-18.Tendencias en eficiencia energética 2017) de CIRCUTOR

Cuáles son las tendencias del sector de la Eficiencia Energética para este 2017

¿Todavía no estás al día sobre las tendencias en eficiencia energética? Bien entrados ya en 2017, a tres años vista del objetivo: 2020, hay todavía quien no ha tenido oportunidad de conocer de qué se trata el compromiso 20/20/20 que marcó la Unión Europea. ¿Qué es el compromiso “20/20/20”? En pocas palabras, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en un 20%, reducir el consumo energético un 20% mediante una mayor eficiencia energética y el último 20% sale en la promoción de las energías renovables.

Multitud de empresas de todo el mundo están desarrollando nuevas tecnologías con el fin de suavizar el cambio climático y crear entre todos un futuro sostenible. Por ello y en homenaje al domingo 05 de marzo Día Mundial de la Eficiencia Energética, desde CIRCUTOR, te presentamos las tendencias en eficiencia energética que están pegando más fuerte para este 2017.

BIG DATA. El clásico “la información es poder”

Vivimos en la ERA de la información y de la comunicación, quedó atrás aquel tiempo en que para consultar algo tenías que recurrir a interminables libros o archivos de registro en papel. Actualmente se sube una cantidad masiva de datos de todo tipo a la red. Ante tanta información, la filosofía Big Data consiste en registrar la máxima cantidad de información para después procesarla con el fin de analizarla y, en consecuencia, actuar sobre ella. Pero ¿qué tiene que ver Big Data con la Eficiencia Energética?

Con el avance tecnológico sobre análisis energético; empresas, compañías eléctricas, negocios y hogares tienen hoy en día, o podrían tener, conocimiento total sobre su consumo y cómo se comporta. Antes sólo podíamos acceder a la cifra que marcaba la factura de la luz, ahora con los nuevos equipos de telegestión o los analizadores de consumo inalámbricos, conocemos al instante como son nuestros consumos. Por ello, se están desarrollando nuevas tecnologías que aplican la filosofía Big Data, que permiten realizar un análisis energético con el fin de reducir el consumo mejorando así la eficiencia energética.

Smart Cities. Ciudades con motor propio

Tokio, Nueva York, Zúrich o París son referencia en Smart Cities. Ciudades en las cuales se dedica una importante inversión en tecnologías de comunicación e información, dónde todos los datos son registrados, o se gestionan cambios y problemas de forma remota y al instante. El objetivo es estudiar el comportamiento de la ciudad, para así poder mejorar las infraestructuras de la propia ciudad.

Por lo que respecta en el ámbito energético, las administraciones públicas y las compañías eléctricas recogen el consumo de los usuarios mediante equipos de telegestión, y con ello generan una curva demanda de energía, con la que potencian el ahorro energético. También, existen sistemas inteligentes de control remoto, por ejemplo del alumbrado público. Gracias a estos, se consigue reducir la inversión en consumo eléctrico de las ciudades y municipios en los que vivimos.

La generación distribuida dentro de las Smart Cities

Para un cambio hacia una eficiencia energética, tiene que haber un traspaso de generación centralizada a distribuida, hasta ahora la electricidad se generaba en centrales y se transmitía a través de líneas de alta tensión hasta las ciudades.

La generación distribuida es una parte fundamental de una Smart City, consiste en la generación de energía eléctrica en el mismo punto dónde se va a consumir. A este término también se le conoce como generación descentralizada o in-situ. Generando y consumiendo en punto cercano reduces las pérdidas por transmisión, a la vez que mejoras la gestión y calidad de la red.

Por ello, en ciudades como las nombradas anteriormente, es común ver edificios con grupos de paneles fotovoltaicos conectados con baterías de almacenamiento.

El vehículo eléctrico una realidad de nuestro tiempo

La implantación del vehículo eléctrico está suponiendo ya un gran cambio en la movilidad tal y como la hemos conocido hasta día de hoy. A parte de las múltiples ventajas que ofrece como: Reducción de la contaminación atmosférica y acústica, Mejora de la calidad del aire en las ciudades, Reducción de la dependencia energética, etc. Posibilita el uso de sistemas de gestión energética con los que hacer una recarga inteligente para mejorar la eficiencia global del sistema eléctrico.

La recarga inteligente en horas valle permite allanar la curva de demanda, con lo que el impacto energético y el coste es mínimo al ocupar las horas de menos consumo. Mejorando más si cabe la situación, integrando el sistema con proyectos de energías renovables.

Otro de los puntos fuertes de la integración del vehículo eléctrico (VE) en las ciudades, es la función de almacenamiento de energía. En momentos de máxima demanda, el VE podría volver a verter energía a red, en caso que fuera necesario, de esta manera se optimizan las infraestructuras de generación y redes eléctricas.

Gestión Energética desde tu propio móvil

Como hemos podido ver anteriormente, el Big Data se está convirtiendo en un sistema indispensable para el control energético de instalaciones y viviendas. En los últimos años han aparecido diversas aplicaciones para dispositivos móviles para tomar el control de instalaciones y obtener el conocimiento de cómo, dónde y cuándo consumimos la energía.

Durante el 2017 estas aplicaciones han de evolucionar, no sólo para entregar datos, sino también para guiar a los usuarios en tomar decisiones o ajustar sus consumos guiándose a través de los datos visualizados desde sus terminales con conexión inalámbrica, ayudando automáticamente a interpretar cómo están gastando su energía. De esta forma, un usuario podrá conocer si su contrato con la compañía eléctrica se adecúa a sus necesidades reales o por el contrario, puede cambiarlo a uno que le favorezca económicamente.

El futuro de estas aplicaciones es conectar a los usuarios con sus viviendas e instalaciones de forma que estando ausentes puedan comprobar cualquier dato en tiempo real e incluso reportar cualquier incidencia que pueda causar un incremento de coste a final de mes.

(19-02-18.La potencia eólica mundial)

En 2017, la potencia eólica ha alcanzado 539.581 MW. Durante 2017, la potencia eólica mundial se ha incrementado en 52.573 MW, siendo esta cifra la tercera más alta de megavatios instalados en un año, después de los años récord de 2015 y 2014. Con este crecimiento la energía eólica ya cubre más del 5% de la demanda eléctrica mundial.

China, EEUU, Alemania e India han sido los países que más potencia han instalado en el año y continúan siendo líderes a nivel mundial. China, en primera posición en el ranking mundial, ha instalado 19 GW adicionales, y cuenta con una capacidad eólica de 188 GW (un 35% de la potencia eólica mundial).

Estados Unidos ha experimentado otro año consecutivo con un fuerte crecimiento de energía eólica y la instalación de 7,1 GW, lo que supone 89 GW eólicos instalados en el país.  India ha incrementado su potencia eólica en 4,1 GW y cuenta con 32,9 GW de potencia eólica.

Europa
Europa tuvo su mejor año de instalación de potencia eólica con un récord de 16,8 GW de nueva capacidad instalada, según datos de WindEurope. La nueva potencia ha estado liderada por Alemania con la instalación de 6,5 GW; Después de Alemania, como segundo país en el ranking de nueva potencia eólica anual, es Reino Unido que ha instalado durante el año 4,2 GW. Finlandia, Bélgica, Irlanda y Croacia también han establecido nuevos récords. Por su parte, España continúa siendo el segundo país europeo con más potencia instalada con 23 GW.

Las instalaciones en eólica offshore en aguas europeas de más de 3.000 MW en 2017 son un presagio del potencial de esta tecnología en los próximos años. Con esta nueva potencia, que supone un aumento del 25% en solo un año respecto al 2016, la capacidad total instalada asciende a 15.800 MW.

En total, la Unión Europea cuenta ya con 169 GW eólicos y es la primera tecnología que utiliza recursos íntegramente autóctonos por potencia instalada. Con los 336 TWh generados con toda esa potencia, se habría cubierto la demanda de 60 millones de hogares de la UE (o el consumo de 150 millones de europeos).

(31-01-18. Universidad Politecnica de Valencia)

Curso relevantes en formación ONLINE y certificados por la UPV.

Son los siguientes:

[1] Curso On-line: “Controladores digitales de señal: introducción a la familia C2000 Texas”. Gratuito.

ü[2] Curso On-line: “Sistemas Embebidos Avanzados. Dual Core 28379D”.

[3] Curso On-line: “Ingeniería del software aplicado a los sistemas embebidos”.

[4] Curso On-line: “Control digital de motores eléctricos: diseño e implementación”.

 [5] Curso On-line: “Comunicaciones Industriales Aplicadas (IoT) en los Sistemas Embebidos o Empotrados”.

[6] Curso On-line: “Sistemas digitales aplicados al control de sistemas de potencia en las energías renovables mediante sistemas embebidos”.

[7] Curso On-line: “Inteligencia Artificial aplicado a los sistemas embebidos”.

>> Todos estos curso se puede impartir en el centro de Formación postgrado (CFP) de la Universitat Politécnica de Valencia (UPV). www.upv.es/cfp

(04-12-17. Energetica XXI)

Siemens Gamesa presenta una nueva generación de aerogeneradores onshore de alto rendimiento:

La empresa ha anunciado el lanzamiento del aerogenerador SG 4.2-145, equipado con multiplicadora y enmarcado dentro de la nueva plataforma Siemens Gamesa 4.X. El modelo SG 4.2-145 ofrece el coste de energía (LCoE) más competitivo para emplazamientos con vientos medios dentro del segmento de 4MW y marca el inicio de una nueva generación de aerogeneradores onshore de alto rendimiento, equipados con multiplicadora. Esta nueva turbina onshore incrementa la producción anual de energía en un 21%.

Asimismo, SGRE ha presentado el nuevo aerogenerador offshore con tecnología direct drive SG 8.0-167 DD, con un diámetro de rotor de 167 metros. Las palas B82 ofrecen un área de barrido un 18% superior y un incremento del 20% en la producción anual de energía respecto a su predecesora, la SWT-7.0-154. La nueva turbina offshore SG 8.0-167 DD incorpora la tecnología probada de la plataforma direct drive, combinada con un nuevo rotor de mayores dimensiones, para ofrecer a sus clientes mayor rentabilidad a la vez que minimiza los costes y riesgos asociados.

La SG 4.2-145 con multiplicadora
El modelo onshore SG 4.2-145 ofrece una potencia nominal de 4.2 MW y un rotor de 145 metros. El nuevo modelo ncluye una multiplicadora de tres etapas y un generador de inducción de doble alimentación (DFIG), e incorpora la experiencia acumulada por ambas compañías en la instalación de cerca de 72 GW onshore en todo el mundo.

El aerogenerador marino direct drive de 8 MW
El nuevo modelo de la plataforma offshore, SG 8.0-167 DD, contará con un rotor de 167 metros. Basado en tecnología probada, permitirá un tiempo de lanzamiento al mercado reducido al reutilizar los componentes de su predecesora, la SWT-7.0-154. En enero de 2017, ya se instaló y puso en marcha el primer prototipo de 8MW en Østerild, Dinamarca, en el que actualmente se está realizando un programa de validación centrado en el sistema eléctrico.

La división de Servicios incrementa su oferta multi-tecnología
Para reducir los costes operativos de los parques eólicos, la división de Servicios de SGRE ha anunciado que amplía su oferta de soluciones para aerogeneradores de otros fabricantes: no solo realizará tareas de mantenimiento sino también de extensión de vida y retrofit para incrementar la producción anual de energía. Como alternativa a la repotenciación, las soluciones de SGRE permiten prolongar la vida útil de los aerogeneradores más allá de los 20 años, una opción especialmente atractiva en países con parques antiguos del norte de Europa, España, China e India, entre otros.

(23-10-17. Energetica XXI)

Las empresas españolas podrían ahorrar uno de cada cuatro euros en su factura con medidas de eficiencia.

La empresa, señala que compañías del sector terciario que aplican medidas de eficiencia energética reducen sus emisiones hasta un 23%, un 16% las industriales, un 6% las agrarias y un 14% las de hostelería y residencial. El 57% de las pymes españolas se encuentran  se encuentran en un tramo de potencia de 26-100 kW.

Por otro lado, el potencial de ahorro de las empresas analizadas en función de su consumo energético se clasificaría en tres categorías diferenciadas: en primer lugar, el 29% tendrían un potencial de ahorro inferior al 10% de su consumo energético, el 21% un potencial de ahorro entre el 10% y el 20%, y en tercer lugar el 35% conllevarían un potencial de ahorro superior al 20% de su consumo energético.

En este nuevo documento, también se puede identificar una evolución del ahorro potencial de las empresas, ya que se han identificado medidas con un potencial de ahorro más interesante. Por ello, un 9% más de empresas poseen un ahorro potencial respecto al consumo superior al 20%; situándose así en esta edición en un 35% de las empresas analizadas.

El sector Terciario es el que más potencial de ahorro puede registrar si implementa medidas de eficiencia, ya que en un 56% de las empresas del sector terciario analizadas en el estudio se presenta un potencial de ahorro superior al 20% de su consumo. Por otro lado, el sector Industrial posee un 7% más de empresas con un potencial de ahorro superior al 20% con respecto al Informe anterior, fijándose este dato en un 42% exactamente; mientras que la Hostelería y el sector Agrario son los sectores que más porcentaje poseen en cuanto a medidas de medidas de mejora de eficiencia energética, con un 21% en ambos casos.

(17-07-17. Energetica XXI)

Panorama energético en España en 2016: baja el carbón y aumenta la hidráulica.

BP ha presentado los resultados de la 66 edición del BP Statistical Review of World Energy 2017, el informe mundial sobre los mercados energéticos que elabora anualmente la compañía. En el caso español, el informe revela que el consumo de energía durante 2016 se ha mantenido estable tras el repunte registrado en 2015, que llegó después de las sucesivas caídas de los cinco años anteriores. En esta ocasión, el crecimiento ha sido apenas perceptible, con un alza del 0,2%, frente al 1,7% de 2015. Esto, unido a un incremento notable del PIB español de un 3,2% en 2016, supone una mejora de la intensidad energética y pone de manifiesto que España continúa por la senda de mejora de su eficiencia energética.

Si analizamos el consumo por fuentes de energía, destaca el descenso del 23,9% sufrido por el carbón, en línea con la tendencia a nivel europeo y global, y en oposición al crecimiento del 23,9% registrado en el pasado ejercicio de 2015.

Es de destacar que, si en la anterior edición del Statistical Review, el carbón había reemplazado gran parte de la aportación de la energía hidráulica (que registró un descenso del 28,8% en 2015) en 2016 la situación se invierte y, mientras que el consumo de carbón baja, el de la energía hidráulica sube un 27,3%. En 2016 la estructura de generación eléctrica estuvo condicionada por la climatología, siendo un mejor año en cuanto a producción hidroeléctrica.

Estos cambios en el consumo, con respecto al periodo anterior, han producido una nueva configuración del mix energético español. Así, cabe destacar que el petróleo, el gas natural, la energía nuclear y la hidráulica han ganado cuota en su aportación a la demanda, acabando con una participación en el mix de 46,3%, 18,6%, 9,8% y 6% respectivamente. Mientras tanto, el carbón ha reducido su porcentaje hasta el 7,7% y las renovables se mantienen estables en el 11,5%.

Como consecuencia de todo esto, las emisiones de CO2 disminuyeron un 2,7%, en contraste con el crecimiento de más del 6% experimentado en 2015.

Panorama internacional: baja el carbón y suben las renovables
La influencia de la transición energética se dejó sentir en las distintas suertes que sufrieron el carbón y las energías renovables en todo el mundo.

En cuanto al carbón, el más contaminante de todos los combustibles fósiles, su consumo cayó con fuerza por segundo año consecutivo, experimentando un descenso del 1,7% debido principalmente a la disminución de la demanda tanto en EE.UU. como en China.

Esta disminución supuso que la participación del carbón en la demanda de energía primaria fuera del 28,1%, su menor cuota desde 2004. En cuanto a la producción, cayó un 6,2%, la mayor disminución anual registrada.

Este decrecimiento, tanto en la oferta como en la demanda de carbón, apunta a un cambio estructural en el mercado. Esto se debe a que el gas natural y las energías renovables son cada vez más competitivas frente al carbón para la producción de electricidad y también, a la presión social y gubernamental existente para sustituirlo por fuentes energéticas más limpias.

China, a la cabeza en generación renovable
Por otro lado, las energías renovables, encabezadas por la eólica y la energía solar, fueron de nuevo las energías de más rápido crecimiento en 2016, aumentando un 12% gracias a los continuos avances tecnológicos. A pesar de que el suministro de energías renovables representa poco más del 3% de la energía primaria total, el crecimiento de éstas supuso casi un tercio del crecimiento total de la demanda de energía en 2016. También es destacable que China se convirtiese en el mayor productor mundial de energías renovables en 2016, desplazando a EEUU.

Por último, la producción mundial de energía nuclear creció un 1,3% en 2016. Un aumento anual del 24,5% de la producción nuclear china (el más grande visto desde 2004) representó todo el crecimiento neto de la energía nuclear. Por su parte la generación de energía hidráulica aumentó un 2,8% en 2016.

Con ello el mix energético a nivel mundial quedo configurado en el 2016 como sigue, con el petróleo y el gas como combustibles dominantes en cuanto a su participación en el consumo de energía primaria con un 33,3%% y un 24,1% respectivamente, seguidos del carbón (28,1%), la generación de energía hidráulica (6,9%), nuclear (4,5%), y las renovables (3,2%).

En cuanto a la generación de electricidad, ésta aumentó un 2,2% con todo el crecimiento proveniente de los países en desarrollo mientras que en los países de la OCDE se mantuvo sin variaciones.

(13-06-2017. Economia)

España se convierte en importador neto de electricidad por primera vez desde 2003

(26-04-17. Energetica XXI)

Asegúrese de que sus motores eléctricos cumplen con la norma ISO 50001 comprobando su eficiencia

Para mejorar la eficiencia energética en la industria, la Organización Internacional de Normalización ha desarrollado la norma de gestión energética ISO 50001, de carácter voluntario. Comprobar de forma sistemática y regular la eficiencia de los motores eléctricos puede proporcionar las líneas de base y los indicadores de rendimiento energético que requiere la normativa ISO 50001

(10-04-17. Energetica XXI)

Primer parque experimental de España para el desarrollo de aerogeneradores para autoconsumo industrial.

La Consellería de Economía, Emprego e Industria de la Xunta y Norvento han anunciado un acuerdo mediante el cual se da el primer paso para la tramitación administrativa del parque eólico experimental nED, que será el primer centro de ensayo de aerogeneradores específicos de media potencia para autoconsumo industrial de toda España.

Situado en el Concello de A Pastoriza, Lugo, este parque permitirá la realización de ensayos y pruebas con hasta cinco aerogeneradores de media potencia (entre 100 kW y 700 kW) que sumarán una potencia total instalada de 2 MW.

Con una inversión total de más de 3,5 millones de euros, el proyecto se desarrollará en dos fases. Además, el centro de pruebas estará dotado también de hasta tres torres meteorológicas y contará con instalaciones y equipamiento de última generación que permitirán el ensayo de nuevos modelos de aerogeneradores en el futuro.

Las primeras máquinas a ser instaladas en el parque serán aerogeneradores modelo nED100, diseñados y desarrollados íntegramente por Norvento. Con hasta 36 metros de altura de torre y rotores de hasta 24 metros de diámetro, estas turbinas han sido específicamente diseñadas para consumos medios y están pensadas para su utilización en sistemas de generación distribuida (autoconsumo).

(06-03-17. Energetica XXI)

La norma ISO 50001 genera a las empresas un ahorro de energía de hasta el 30%

En sólo unos años desde su publicación en 2011, la norma internacional ISO 50001 sobre Sistemas de Gestión de la Energía se ha convertido en la referencia mundial para la correcta gestión de la energía, con 11.985 organizaciones certificadas en un centenar de países.

Las empresas españolas son las sextas del mundo y terceras de Europa por número de certificados de Gestión de la Energía según UNE-EN ISO 50001, con 390 certificados, dato muy destacado teniendo en cuenta el tamaño del parque empresarial español. AENOR ha contribuido notablemente a situar a nuestro país en estas destacadas posiciones y actualmente tiene vigentes más de 200 certificados de gestión energética en todo el mundo.

Con motivo del Día Mundial de la Eficiencia Energética que se celebra el 5 de marzo, AENOR subraya la contribución de esta norma al impulso de una cultura del ahorro energético así como los beneficios económicos derivados de su certificación.

Así, la aplicación de esta norma ha conseguido generar a las organizaciones un ahorro sistemático de entre el 5% y el 30% del coste energético, según un reciente balance realizado por la Organización Internacional de Normalización (ISO) con motivo de los cinco primeros años de vida de la ISO 50001. Además, esta norma ayuda a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

9 de cada 10 organizaciones que utilizan esta norma la recomiendan y el 95% de los usuarios dicen que les ayuda a identificar las actividades que consumen más energía, según ISO. La ISO 50001 ha comenzado a revisarse, dentro del proceso habitual de revisión periódica de las normas para adaptarse a las nuevas necesidades de las organizaciones.

La norma ISO 50001 tiene vocación universal y está dirigida a cualquier organización, tanto pública como privada, independientemente del sector de actividad.

(06-02-17. Energetica XXI)

Solo 38 MW eólicos instalados en España en 2016

La potencia eólica aumentó el año pasado en España en 38 MW, lo que situaba el total a 31 de diciembre de 2016 en 23.026 MW, según los datos recabados por la Asociación Empresarial Eólica (AEE) utilizando el criterio de Acta de Puesta en Servicio.

De esta cantidad, 32 MW (el 84% del total) corresponden a parques de Castilla y León que ya estaban inscritos en el antiguo Registro de Preasignación y no han sido instalados antes por problemas ajenos a los promotores, lo que les da derecho a la retribución de las instalaciones anteriores a la Reforma Energética. El resto corresponde a los primeros megavatios instalados del cupo canario (4,6 MW) y a una repotenciación en Galicia (2,1 MW).

Es decir, que continúa la parálisis en la que se encuentra sumido el mercado desde que entró en vigor la Reforma Energética: en los últimos tres años, sólo se han instalado en el país 65 MW eólicos, frente a los 2.334 MW del trienio anterior. Esto ha obligado a los fabricantes de aerogeneradores y componentes presentes en España a exportar prácticamente el 100% de lo manufacturado en el país en los últimos tres años, lo que complica su permanencia en el país. Según la Planificación Energética 2015-2020, el Gobierno considera que España necesita 8.500 MW renovables para cumplir con los objetivos europeos a 2020, de los que 6.400 MW (el 75%) deberían ser eólicos.

Si en España no hubiese 23.000 MW eólicos que proporcionan energía limpia y autóctona a los consumidores, en 2016 el precio del mercado eléctrico hubiese sido 15,26 euros/MWh más alto –un 28%–, según los cálculos de AEE. En el conjunto del año, la eólica generó 47.721 GWh, una cantidad muy similar a la de 2015, y abasteció de electricidad al 18,4% de los españoles, según datos provisionales del operador del sistema, REE.
Subasta de 3.000 MW
Las miradas se dirigen ahora hacia la subasta de 3.000 MW renovables anunciada por el Gobierno que, si estuviese bien orientada, podría poner fin a la parálisis de las inversiones desde la moratoria verde. Ahora bien, el diseño final de esta subasta –que se encuentra aún en periodo de información pública– será clave. AEE aboga por un sistema de subastas que encuentre el equilibrio entre fomentar la energía barata, autóctona y sin emisiones, con el fomento del tejido industrial español. Para ello, sería necesario contar con cupos diferenciados por tecnología, de modo que las empresas tuviesen visibilidad y pudiesen tomar decisiones en consecuencia. Un sistema que garantice no sólo el cumplimiento de los objetivos medioambientales de la UE de cara a 2020 y 2030, sino que también contribuya a la reactivación de la economía de las diferentes comunidades autónomas y a la creación de empleo industrial.

(12-12-16. Energetica XXI)

Valencia anuncia deducciones fiscales del 20% para los particulares que instalen autoconsumo

(25-10-16. Energetica XXI)

“La Generalitat Valenciana impulsará un plan de fomento al autoconsumo”

La Generalitat Valenciana, a través del IVACE (Instituto Valenciano de Competitividad Empresarial), ha presentado su plan de fomento al autoconsumo de la energía eléctrica. La directora del IVACE Júlia Company, junto con el jefe de departamento Joaquin Mas, han visitado a la empresa Ampere Energy para ver las instalaciones y el proceso de producción de sus baterías inteligentes para instalaciones solares.

Lla directora general del IVACE ha señalado ya en alguna ocasión que “ el cambio de modelo productivo no llega si no cambiamos el modelo energético que permita superar con éxito el reto del cambio climático”.

“Estamos trabajando para que la energía sea una una herramienta estratégica en la competitividad de la industria y el tejido empresarial valenciano y en esta línea pensamos que el sector de las energías renovables es, junto a la eficiencia energética, un óptimo campo de diversificación para las empresas valencianas de instalaciones energéticas tradicionales”, ha comentado la responsable del IVACE.

Por lo tanto, las medidas de ahorro y eficiencia energética constituyen actualmente una herramienta estratégica que permite disminuir los costes energéticos de las empresas y aumentar así su competitividad.

La empresa Ampere Energy visitada por Júlia Company fomenta también el autoconsumo a través de sus equipos. Sus sistemas gestionan de forma inteligente la energía solar producida por el usuario. Por tanto, permiten alcanzar la máxima eficiencia de la producción fotovoltaica, del almacenamiento y de la compra inteligente de electricidad de la red, cubriendo en todo momento el consumo energético en cualquier escenario meteorológico. Buscan así, el autoconsumo y la independencia energética.

Tal y como subrayan Ampere en un comunicado, “el autoconsumo traerá un mundo más sostenible y responsable. Conlleva ventajas económicas gracias al ahorro en la factura de electricidad; energéticas, ya que se reducen pérdidas en la red eléctrica; medioambientales, por la reducción de emisiones de dióxido de carbono; y sociales, favoreciendo la innovación tecnológica”.

(16-08-16. Energetica XXI)

“Tesla está aplicando todo lo que ha avanzado en movilidad eléctrica a su batería de autoconsumo doméstico”

uan de Dios Bornay, director general de Bornay

Energética XXI continúa su serie de entrevistas realizadas en la última edición de la feria Genera, celebrada el pasado mes de junio en Madrid. La presentación de las nuevas baterías de Tesla para autoconsumo por parte de Bornay fue sin duda una de las noticias destacadas de la cita celebrada en IFEMA. Juan de Dios Bornay, director general de la compañía, asegura que la experiencia que ha acumulado la marca estadounidense en el desarrollo de sus baterías para vehículos eléctricos es la clave para confiar ahora en los sistemas de acumulación para aplicaciones de autoconsumo de la compañía de Elon Musk. La capacidad de estas baterías para conectarse con un número cada vez mayor de fabricantes de inversores solares propiciará su expansión en el mercado.

P. ¿Qué novedades presentó Bornay en la última edición de Genera?

R. En aerogeneradores dimos a conocer la nueva serie Wind+, que estéticamente es igual que lo que teníamos hasta ahora pero tecnológicamente ha cambiado prácticamente todo, ya que incorpora un nuevo alternador de alto voltaje y nuevos controladores, que logran una mayor eficiencia, un funcionamiento a un régimen de velocidades más amplio y una máquina más silenciosa, controlada y segura.

Presentamos también en Genera la gama de inversores de conexión a red SolarEdge, que hemos comenzado a distribuir recientemente. Se trata de equipos que son un híbrido entre microinversores y tecnología de inversor centralizado. Incorporan un optimizador que va acoplado al panel solar –como sucede en los micronversores– y generan una red en corriente continua a 350 voltios, que es lo ataca al inversor centralizado y desde donde se suministra a la red. Es un sistema muy interesante para instalaciones de autoconsumo domésticas, ya que en muchas ocasiones el espacio es limitado, hay zonas con sombras, etc. Todo ello no afecta en este caso, ya que cada módulo trabaja con optimizadores diferentes, que sacan la máxima eficiencia de cada módulo.

La última novedad presentada, y que es compatible con los microinversores de SolarEdge, es la batería Tesla para autoconsumo.
P. ¿Qué particularidades tiene este batería respecto a otras del mercado?

R. Se trata de una batería de ion litio que tiene una capacidad de 6,4 kW a una tensión de 350-450 voltios; trabaja con inversores tanto de SolarEdge como de SMA y se prevé que a final de año también lo pueda hacer con inversores de Fronius. Lo más importante es que Tesla es una marca que cuenta con una gran experiencia gracias a la movilidad eléctrica. A día de hoy, es la empresa que más megavatios tiene en funcionamiento en baterías de litio ion. Esa experiencia es la que están trasladando ahora al autoconsumo.

En nuestra empresa, contamos con un vehículo eléctrico. Al estar en Alicante, estamos trabajando con temperaturas de 38 a 40 grados en verano. En escasos 30.000 kilómetros y cinco años que tiene el vehículo, la batería se ha degradado un 30 por ciento. La causa que achaca Nissan a esa degradación es la temperatura. En su caso, Tesla está aplicando lo que ha avanzado en movilidad eléctrica a su batería de autoconsumo doméstico en temas como la refrigeración con glicol, donde se incorpora un compresor, para que las celdas trabajen siempre  a la misma temperatura tanto con frío como con calor.
P. ¿Qué tipo de instalaciones de autoconsumo está realizando Bornay con mayor frecuencia?

R. Es cierto que hemos notado una mejoría del mercado de autoconsumo, principalmente en viviendas, como chalets unifamiliares y similares, así como en pequeñas empresas, desde restaurantes a clínicas médicas, por ejemplo. En estos casos las potencias varían de 5 a 20 kW.
P. ¿Cree que la incorporación de las baterías a estas instalaciones de autoconsumo con conexión a red será rápida?

R. Pasar de poder cubrir un 20% de tu consumo en una instalación de autoconsumo sin acumulación a cubrir el 80% incorporando las baterías es un avance interesante. En mi caso, tengo en casa una instalación de autoconsumo, donde como máximo consumo el 20% de lo que puedo generar, porque los consumos son por la noche, en franjas horarios en las que no tenemos producción.

P. Para una instalación de autoconsumo residencial de 3 o 4 kW, ¿qué plazos de amortización se manejan en la actualidad?

R. Según los estudios que hemos hecho, y dependiendo de las zonas y la forma en que seamos capaces de consumir esa energía, los plazos son entre 7 y 10 años.
P. Esa sensación que comentaba de “mejoría” del mercado renovable en España se ha percibido también entre las empresas que han acudido a la edición de Genera de este año. ¿Qué previsión de crecimiento están considerando hasta final de año?

R. Nosotros estamos a fecha de hoy con un crecimiento del 25 por ciento con respecto a 2015 y la previsión que teníamos para este año era del 35 por ciento. En ese sentido, estamos cumpliendo el pronóstico que habíamos hecho.

(11-08-16. Energetica XXI)

“La liberalización del mercado eléctrico ha disminuido los costes energéticos”

regunta. Desde hace unos años la aparición de pequeñas comercializadoras como alternativa a las empresas eléctricas tradicionales es incesante. ¿Qué beneficio al consumidor pueden aportar compañías de este tipo, como es el caso de UniEléctrica Energía?

Respuesta. La liberalización del mercado ha tenido una consecuencia muy clara para los consumidores: la disminución de los costes energéticos. En cualquier sector, la competencia siempre provoca un beneficio para el consumidor al no estar sujetos a un oligopolio determinado. Efectivamente, están proliferando las comercializadoras, raro es el mes que no se constituye alguna nueva. Todos nosotros venimos a aportar nuestro granito de arena para hacer al sector más competitivo.
P. Después de varias reformas eléctricas consecutivas, el funcionamiento del pool eléctrico sigue siendo el mismo, no se ha tocado. ¿Qué reformas necesita el mercado para poder mejorarlo?

R. El sector eléctrico, como todos sabemos, está muy regulado, en ocasiones, incluso en exceso. Sin embargo, en otras áreas debería estar precisamente más regulado de lo que está. El pool es un sistema adecuado, casi perfecto, pero puede que le falte algún detalle para que realmente sea el mercado el que marque al cien por cien el precio cada hora y que no haya la posibilidad de intervencionismos interesados por parte de algún agente. Faltaría más transparencia en relación a algunas circunstancias, como pueden ser los ciclos de mantenimiento de centrales nucleares. El último mes de mayo, por ejemplo, hubo alguna parada un poco imprevista en alguna central nuclear, aunque finalmente no afectó demasiado al mercado.
P. ¿De qué forma se podrían concretar esos nuevos mecanismos para que el sistema fuera más transparente?

R. Entiendo que tiene que ser a través de la legislación. Salvo alguna avería de un equipo o una máquina, que puede ocurrir en cualquier momento, debe haber una planificación adecuada para todo los ciclos de mantenimiento. También se debe promover la generación de las tecnologías más económicas, que son las renovables.
P. Cada vez queda menos para 2020 y la obligación de cumplir con los objetivos europeos está ahí. ¿Cómo creen que va a evolucionar el mix energético en España hasta esa fecha?

R. Es curioso que en un país con tantos recursos naturales como tenemos aquí, las renovables no se exploten bien. Ya sea por el objetivo marcado por Europa o por propia concienciación, todos confiamos en que un mayor porcentaje de la energía que consumimos en España sea generada a través de fuentes renovables. Son las decisiones políticas las que tienen que apostar por ello.

P. ¿Cómo surge la idea de fundar la comercializadora?

R. La empresa se constituyó en Córdoba en mayo de 2012, dentro de una diversificación del negocio de un grupo empresarial con una trayectoria muy longeva, que tiene presencia en sectores tecnológicos. Se fundó como digo en 2012 pero no empezamos la comercialización hasta abril de 2013. A pesar de estar radicados en Córdoba vendemos energía en toda España. De hecho, hemos iniciado recientemente la comercialización en las islas, tanto en Canarias como en Baleares.

Como factor diferenciador de otras empresas, toda la energía que comercializamos es de procedencia cien por cien renovable. Entendemos que es una responsabilidad social que nos beneficia a toda la comunidad.  En estos tres años, todo el desarrollo comercial realizado nos ha llevado a ocupar una posición de cierta relevancia en el sector, salvando claro está las distancias con las grandes compañías del oligopolio. En la actualidad manejamos una cartera de unos 12.000 clientes, en su mayoría empresas, tantos pymes como gran empresa.
P. ¿Cómo se certifica que la procedencia de la energía comercializada es exclusivamente renovable?

R. Cada año, en abril, la CNMV emite las Garantías de Origen. En la factura eléctrica, todas las comercializadoras tenemos que indicar a través de gráficos cuáles son las tecnologías que han generado la electricidad comercializada. La CNMV certifica en todos los casos las adquisiciones de energía que realizamos entre el 1  de enero y el 31 de diciembre de cada ejercicio. En base a esas Garantías de Origen, la CNMV nos certifica que en nuestro caso solo nos nutrimos de energía procedente de fuentes cien por cien renovable.

(04-07-16. Energetica XXI)

Nordex instala en Alemania la turbina más alta del mundo:

Nordex, fabricante alemán de aerogeneradores que se ha fusionado con Acciona Windpower, ha instalado el aerogenerador más alto del mundo en la localidad alemana de Hausbay, en el estado federado de Renania-Palatinado. Con una altura hasta el buje –el eje de las aspas– de 164 metros y una longitud de rotor de 65,5 metros, la turbina N131/3300 alcanza una longitud de casi 230 metros.

En concreto, esta turbina se encuentra en el parque eólico Hausbay-Bickenbach, ubicado a unos 100 kilómetros al oeste de Frankfurt, y que ha sido desarrollado por Kreuzberger & Spengler Regenerative Energie de Dunningen-Seedorf.

Los 164 metros de torre híbrida se han construido con una parte de hormigón de 100 metros y dos segmentos tubulares de acero. En los últimos años, este diseño se ha utilizado en más de 500 turbinas de Nordex de los modelos N117 y N131, que tienen una altura total de 200 metros. Como resultado, se ha conseguido esta versión mejorada que incorpora una gran experiencia práctica.
Gran tamaño y gran rendimiento
Con casi 230 metros de alto y una altura de punta de pala inferior a 100 metros, el aerogenerador N131/3300 es capaz de aprovechar las capas de aire que ofrecen mayor rendimiento, lo que aumenta la producción anual. Además, consigue evitar las turbulencias en zonas montañosas y boscosas.

(05-03-16. Energetica XXI)

Según datos de Red Eléctrica, la demanda  peninsular de energía eléctrica  en el mes de marzo  se estima en 21.403 GWh, un 1,5% superior a la registrada en el mismo mes del año anterior. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha aumentado un 2,1% con respecto a marzo del 2015.

En el primer trimestre del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 63.777 GWh, un 1,4% menos que en el 2015. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica es un 0,7% inferior a la registrada en el año anterior.
La eólica alcanza el 25,3%
La producción de origen eólico en el mes de marzo ha alcanzado los 5.440 GWh, un 11,8% superior a la del mismo mes del año pasado, y ha supuesto el 25,3% de la producción total.

En el mes de marzo, con la información provisional a día 31, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 51,3% de la producción.

El 75,3% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten CO₂.

(29-02-16. Energetica XXI)

Iberdrola concentra sus inversiones de I+D en redes inteligentes, eólica marina y nuevas tecnologías

Iberdrola ha invertido 200 millones de euros en I+D+i a lo largo de 2015, lo que supone un incremento del 17% respecto al ejercicio anterior. La léctrica ha duplicado sus recursos  dedicados este apartado (+120,9%) durante los últimos siete años. De acuerdo al Plan de Innovación 2015-2017 del grupo, la innovación es la principal herramienta de Iberdrola para garantizar la sostenibilidad, la eficiencia y la competitividad de la compañía. Se trata además de una estrategia transversal que afecta a los diferentes negocios de la compañía.

Durante 2015, las principales iniciativas de I+D+i desarrolladas por Iberdrola han estado relacionadas con las redes inteligentes, la generación limpia, la eólica marina y las nuevas tecnologías y modelos de negocio.

En este sentido, hay que destacar el papel del fondo de capital riesgo corporativo Perseo, creado en 2008 y que ha invertido más de 50 millones de euros hasta la fecha.

Dentro de la actividad de Perseo, en 2015 ha destacado especialmente la entrada junto al CDTI en el capital de la empresa vasca Atten2, una spin-off de IK4-Tekniker para el diseño, fabricación y comercialización de sensores para monitorización del estado de fluidos en aplicaciones industriales. Además, dentro del área de inversión social, Iberdrola ha invertido en SunFunder, empresa dedicada a financiar proyectos de energía solar en países emergentes de África, Latinoamérica y Asia.

Asimismo, a lo largo del pasado año ha crecido y se ha consolidado la compañía de Silicon Valley Stem, participada también por Perseo, que comercializa soluciones de almacenamiento energético distribuido y que ha ganado recientemente el mayor contrato del mundo en este tipo de soluciones (85 MW).

Renovables y generación limpia
En el área de generación renovable, Iberdrola ha centrado sus programas de innovación en la mejora de la eficiencia de sus activos en operación, la integración de este tipo de energía y el desarrollo de nuevos diseños o procesos para proyectos de eólica marina.

Dentro de las herramientas disponibles para la gestión de la explotación de los parques eólicos, Iberdrola trabaja en el proyecto Meteoflow, que  busca la mejora continua en la predicción de la producción, con el objetivo de reducir los desvíos con respecto a la producción real.

En el ámbito de integración de las renovables destaca el proyecto Smartwind, que consiste en la realización de modelos y simulaciones de almacenamiento asociados a parques eólicos.

La energía eólica marina es una de las grandes apuestas de Iberdrola y por ello la compañía busca continuamente soluciones innovadoras que den respuesta a esta nueva tecnología. En ese sentido, destaca el proyecto Marinel, que estudia la posibilidad de desarrollar subestaciones autoinstalables en el mar, y el proyecto Lidar (Light Detection And Ranging), que busca el modo de implantar estaciones meteorológicas marinas flotantes, con el objetivo de reducir notablemente los elevados costes de las tradicionales.

Iberdrola continúa además con el ambicioso proyecto CO2FORMARE, que busca soluciones para el problema de macrofouling en los sistemas de refrigeración de las centrales de generación eléctrica de una forma sostenible y reduciendo el impacto medioambiental, tanto en emisiones a la atmosfera como al medio acuático.
Redes inteligentes
Iberdrola ha continuado incrementando su esfuerzo en proyectos de I+D+i en el área de distribución, especialmente en relación a las redes inteligentes. Entre los proyectos más representativos destacan IGREENGrid, para el desarrollo de metodologías precisas que permitan la integración de las renovables en las redes de distribución eléctrica; y el DISCERN, en el que se comparan distintas soluciones de inteligencia de la red y que finalizará a lo largo de este año.

También es representativo el proyecto ELEKTROBUS, que busca desarrollar un prototipo de vehículo con un sistema de propulsión eléctrica mediante ultra condensadores.

(25-01-16. Energetica XXI)

Los eólicos europeos temen que España no cumpla los objetivos de renovables en 2020.

La subasta de 500 MW eólicos celebrada la semana pasada en España fue “demasiado pequeña para satisfacer la demanda y el país corre el riesgo de no cumplir los objetivos de 2020 en materia de renovables”, según un comunicado de la EWEA, la Asociación Europea de Energía Eólica.

EWEA explica que la subasta no tuvo una fase de precalificación, fundamental para establecer la viabilidad técnica y financiera de los proyectos. “Sin criterios rigurosos de precalificación, no hay garantías de que los promotores sean capaces de desarrollar los proyectos”, añade.

El comunicado indica que la Comisión Europea ya señaló a España en 2015 como uno de los países que más necesita trabajar para cumplir los compromisos europeos en materia de consumo procedente de fuentes renovables de cara a 2020, que son vinculantes. Según Dickson, “esto es motivo de preocupación”.

(14-12-15. Energetica XXI)

Autoconsumo. Tecnologías y proyectos

Tras la aprobación el pasado 9 de octubre del Real Decreto que regula el sector en España, el mercado de las instalaciones de autoconsumo presenta un panorama alentador tras años de incertidumbre. Las instalaciones de menos de 10 kW destinadas al sector residencial, así como las ubicadas en Canarias y Baleares están exentas del famoso ‘impuesto al sol’ y su crecimiento será generalizado. Ya no hay vuelta atrás en el cambio de modelo energético basado en la generación distribuida.

La fuerte caída del precio de los componentes de las instalaciones fotovoltaicas y el constante aumento de las tarifas eléctricas en nuestro país hacen que los sistemas de autoconsumo se conviertan en una buena solución de ahorro para todo tipo de consumidores.

Destacados expertos procedentes de empresas especializadas y asociaciones sectoriales ofrecerán en esta jornada técnica, que ya alcanza su tercera edición, las claves de un nuevo mercado que está llamado a revitalizar la industria renovable en nuestro país.

(29-09-15. Energetica XXI)

Iberdrola cambia de discurso y ‘abraza’ la fotovoltaica.

Iberdrola ha presentado hoy una solución integral para potenciar el desarrollo de la energía solar fotovoltaica en España, en el transcurso de un evento que se ha celebrado esta mañana en la Torre Iberdrola de Bilbao, sede social de la compañía.

Tras años de duras críticas, la eléctrica presenta ahora una solución integral para potenciar el desarrollo de la energía solar fotovoltaica. Este cambio en su discurso, que seguía manteniendo en España pero que abandonó hace años en otros países, propiciará un importante cambio en el sector solar, que ve ahora como las grandes eléctricas entran con fuerza en el mercado. Primero fue Endesa con su subasta solar y ahora es la eléctrica de Galán.

Al lanzamiento de Smart Solar Iberdrola han asistido unos 200 invitados, entre los que figuraba una amplia representación de clientes de Iberdrola interesados en esta propuesta, así como asociaciones empresariales, fabricantes de paneles solares, empresas de instalación y mantenimiento de los mismos, aseguradoras y entidades financieras. Además han  estado presentes, entre otros ejecutivos de la compañía, el director Comercial, Aitor Moso, y la directora de Eficiencia y Servicios Energéticos, Raquel Blanco.

Autoconsumo
Gracias a esta solución llave en mano planteada por la compañía, clientes domésticos con viviendas unifamiliares, pymes, regantes o grandes empresas podrán, en primer lugar, descubrir sin compromiso si la energía solar es una alternativa eficiente para ellos. En ese caso, podrán generar y consumir su propia energía eléctrica, optimizando el consumo y mejorando la eficiencia energética de su instalación.

Para ello, Smart Solar Iberdrola contará con la colaboración de los principales fabricantes de este tipo de equipos y las mejores empresas proveedoras del servicio de instalación y mantenimiento, así como de aseguradoras y entidades financieras de primer nive

(17-09-15. Consum)

El Ministerio de Industria puso en marcha el pasado 1 de julio la nueva facturación de la luz por horas, cuyo periodo de implantación se extenderá hasta el mes de octubre de este año 2015. Para saber en qué consiste y cómo nos afecta en la factura de la luz y si estamos acogidos o no a esta nueva tarificación, veamos los puntos más importantes.

¿A quién afecta?

• A los consumidores acogidos al mercado de luz regulado, que disponen del Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), que antes se llamaba TUR. Se establecen 24 precios en función de las 24 horas del día, cuyos precios los marca el mercado de valores en electricidad. No les afecta a los consumidores que estén en el mercado libre.
• Los que tengan un contador inteligente (con sistema de telegestión). El cambio del contador analógico al digital lo están realizando las distribuidoras de electricidad, por CC.AA. y zonas. Tienen de plazo hasta diciembre de 2018.
• Tener la luz contratada con Iberdrola, Endesa, Gas Natural, CHC Comercializador de Referencia, EDP Comercializadora de Último Recurso, EON, etc.
• Se puede elegir si queremos tarifas por horas o no. Podemos contratar la tarifa 0,100 eléctrica que más nos convenga, pactando las condiciones y conociendo el precio de antes.
• Si estás con la nueva tarifa por horas (PVPC) pero sin el contador digital, te cobrarán en función de unos perfiles de consumo estándar que Red Eléctrica elabora cada semana con los hogares que sí tienen los contadores nuevos y te aplicarán precios estimados.
• Si cumples estos requisitos, la factura se calculará en función de tu consumo cada hora y el precio del kilovatio-hora será el que marque en ese momento el mercado mayorista de electricidad (o pool).

(01-06-15. Energetica XXI)

Tesla y Fronius se unen en el impulso del autoconsumo doméstico con acumulación

Tesla dio un paso más en su compromiso por un futuro sostenible, introduciendo en el mercado del almacenamiento energético su innovador sistema de baterías Tesla Energy, que ofrece una alternativa única para autoconsumo con almacenaje doméstico y de pequeñas y medianas empresas.

Las características técnicas del Fronius Symo Hybrid lo convierten en el compañero perfecto de la nueva batería doméstica Tesla Powerwall, ofreciendo conjuntamente una revolucionaria solución para que el sector residencial pueda autoabastecerse de energía solar las 24 horas del día.

La batería Tesla Powerwall estará disponible a partir del último cuatrimestre de 2015 como alternativa a la batería Fronius Solar Battery. Ambas opciones funcionan junto con el Fronius Symo Hybrid y el Fronius Smart Meter.

En esta fase inicial,  la solución Fronius-Tesla estará disponible únicamente en el mercado alemán, implantándose posteriormente en Europa y Australia. En el caso de España, a priori la normativa actual no permite la implantación de este tipo de sistemas de autoconsumo, aunque el equipo de Fronius España esta aunando esfuerzos con otros profesionales del sector para que esta alternativa de autoconsumo con almacenamiento tenga la viabilidad que se merece lo antes posible.

(02-03-15. Energética XXI)

La demanda de energía eléctrica crece un 1,1% en febrero.

La demanda peninsular de energía eléctrica en el mes de febrero, una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, ha aumentado un 1,1% con respecto al mismo mes del año anterior. La demanda bruta ha sido de 21.055 GWh, un 3,4% superior a la de febrero del 2014.

En los dos primeros meses del año, corregidos los efectos del calendario y las temperaturas, el consumo ha sido un 2,3% superior al del año pasado. La demanda eléctrica bruta en este periodo ha sido de 43.006 GWh, un 3,2% más que en el mismo periodo del 2014.

La producción de origen eólico del mes ha alcanzado los 5.833 GWh, un 4,5% superior frente al mismo periodo del año pasado, y ha supuesto el 27,6% de la producción total.

En el mes de febrero, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 48% de la producción.

El 67,8% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten CO_2.

(9-02-15. Energética XXI)

Pasado, presente y futuro de la eficiencia energética

(24-11-2014- Energética XXI)

La última reforma energética cuestiona la seguridad jurídica

Los juristas presentes en una de las mesas de debate estaban de acuerdo en  que la última reforma no es comparable con ningún cambio regulatorio realizado en el pasado en este sector. Mariano Bacigalupo, Miembro de la Sala de Recurso de ACER y Profesor Titular de Derecho Administrativo de la UNED insistió en la imposibilidad de comparar un ajuste puntual en el sistema retributivo de un sector regulado con un cambio sistémico en toda regla que altere el marco conceptual y los fundamentos del sistema y los sustituya, así como pretender dotar a este nuevo sistema de retroactividad impropia sin elementos de atemperación o atenuación.

“Está reforma tiene bien poco que ver con las anteriores”, destacó Bacigalupo, y continuó : “el Tribunal Constitucional afirma que el principio de seguridad jurídica protege a los ciudadanos frente a cambios normativos que nos son razonablemente previsibles, el cambio sistémico obviamente no cumple con este punto.”

Los otros  abogados presentes como David Diez, Socio de Watson, Farley  & Williams Spain dijeron: “Las reformas en un sector regulado son posibles y son viables y entran dentro de la soberanía de cada estado. Sin embargo no son recomendables las reformas que son retroactivas o que afectan a las legitimas expectativas de las inversiones ya realizadas.”

La lógica que emana de estas palabras, sin embargo, no ha provocado hasta ahora el efecto deseado en la administración ni en los jueces.

José Antonio Martin Pallín, ex magistrado del Tribunal Supremo  opinó que se ha soltado “ una catarata de normativas sobre el sector fotovoltaico que es realmente asifixiante”, y consideraba que había razones para repasar las decisiones tomadas.

El PP brilla por su ausencia

A doce meses de las elecciones es sorprendente con que desdén trata el partido del gobierno al sector fotovoltaico, rehusando repetidas invitaciones, como confirmaron desde UNEF. Los partidos de la oposición representados por Pilar Lucio del PSOE, Salvador Milà de  ICV, Juna López de Uralde de EQUO, Ismael Rastoll de Ciudadanos y Rodrigo Moretón de Podemos aprovecharon esta ocasión para  exponer de forma resumida sus  respectivas políticas energéticas en el caso de  llegar a gobernar. En líneas generales coinciden en la lucha contra lo que llaman “oligopolio energético” para referirse al sistema centralizado de energía  y que seguimos teniendo en la actualidad. Todos claman por un sector energético descentralizado, donde la fotovoltaica y otras energías renovables ocupan un papel destacado; algunos incluso proponían un modelo energético 100% renovable.

Habrá que esperar para ver si son solamente promesas de precampaña electoral o verdaderas intenciones. Lo que quedaba claro que el PP perdió allí más de 200 votos entre los presentes.

Por cada euro invertido en eficiencia energética se recuperan 4,5 euros en ahorro de combustibles fósiles

(1-7-2013) Smartcity Málaga 

SmartCity Málaga es un proyecto en el que se define el modelo energético de las ciudades del futuro. Se trata de un demostrador de la Red Inteligente que forma parte del Plan 20-20-20 de la Unión Europea, donde Clientes y Endesa colaboran en la consecución del reto energético para disminuir el impacto sobre el medioambiente, incrementando la utilización de fuentes de energía renovables, aumentando la eficiencia energética, acercando la generación al consumo y concienciando al consumidor, fomentando el consumo racional y eficiente.

Un consorcio de 11 empresas lideradas por Endesa está desplegando las tecnologías de última generación en smart metering, comunicaciones y sistemas, automatización de la red, generación y almacenamiento distribuidos, e infraestructura inteligente de carga de vehículos. El objetivo es una mejor gestión de la energía en las redes, balances eficientes de la demanda, y la involucración de todos los agentes del sistema eléctrico, desde la generación hasta el consumo.

Se ha llevado a cabo la instalación de más de 17.000 contadores inteligentes, y una muestra de 50 de estos usuarios cuentan con soluciones de eficiencia energética para el hogar. Más de 10 PYMEs y edificios emblemáticos de la zona tienen instalados en sus sedes soluciones de eficiencia energética, con las que pueden monitorizar su consumo y controlar algunas de sus cargas.

Se han instalado sistemas de automatización avanzada en más de 20 centros de transformación, y un total de 72 centros están comunicados gracias a una red de PLC (PowerLine Communication) de banda ancha, que conecta cualquier punto de la red eléctrica al Centro de Control de Red, donde se monitorizan estos activos.

La zona cuenta con unos 11MW de generación renovable que incluye numerosas cubiertas fotovoltaicas distribuidas por la ciudad, una cogeneración, aerogeneradores de eje vertical, y generación integrada en luminarias. Dichos generadores, combinados con dos instalaciones de almacenamiento basadas en baterías, sirven para gestionar los consumos de un modo más eficiente. Se han sustituido casi 100 luminarias por otras con tecnologías de bajo consumo, como LED y halogenuro, y se están gestionando gracias a un sistema de control punto a punto. Además, el proyecto cuenta con la instalación de una pequeña infraestructura de puntos de recarga, donde se podrá probar la tecnología V2G (Vehicle to Grid).

Ver fotos de Smartcity Málaga
Más información en www.endesa.com

(27-5-2013)

Energética XXI crea un ‘Mapa de instalaciones de autoconsumo fotovoltaico en España’

Con el reglamento que regule el balance neto o sin él, las instalaciones solares de autoconsumo ya son una realidad en España. Y dados los precios de la electricidad ya se alcanzan periodos de amortización razonables.

A tenor del rápido crecimiento de este tipo de instalaciones en nuestro país, Energética XXI ha creado un mapa que irá recogiendo todas las instalaciones de autoconsumo puestas en marcha en España. Se trata de un ‘atlas del autoconsumo’ que detallará las características principales de las instalaciones; su  fecha de inicio de operación, la empresa instaladora, su ubicación, la potencia, así como los detalles técnicos de sus equipos.

El acceso para la consulta del Mapa es libre y se realiza a través de la siguiente web:

http://energetica21.com/plantas/de/autoconsumo-fotovoltaico

Es cierto que muchas empresas instaladoras realizan desde sus inicios instalaciones fotovoltaicas aisladas, en aquellos lugares de la geografía española a los que no llega la red eléctrica que todos conocemos.

Esas instalaciones de “autoconsumo” no formaban parte importante, dada su potencia inferior, del conjunto de instalaciones realizadas conectadas a la red.

Pero, como hemos comentado antes, dados los precios de la electricidad, los cambios de regulación y la eliminación “temporal” de primas a las instalaciones de régimen especial, el escenario ha cambiado mucho y el tipo de instalaciones que pasan a ser de importancia para el sector son las pequeñas (menores de 100 kw) que por el momento son las que parece pueden instalarse en el ya conocido formato de “autoconsumo”.

Empresas instaladoras 

Desde Energética XXI estaremos encantados de contar con vuestras instalaciones realizadas entre 2012 y 2013. El registro de las mismas es absolutamente gratuito y se puede hacer en el siguiente enlace: http://www.energetica21.com/plantas/publicar o bien enviando a la dirección de correo electrónico ala@energetica21.com