Monthly Archives: julio 2018

España cuenta con cerca de 2.000 Estaciones Depuradoras de Aguas Residuales (EDAR), que tratan un volumen de agua residual de 4.097 hm3/año, lo que supone un total de 102 m3 de agua residual depurada por habitante y año.

El incumplimiento reiterado de la Directiva 271/91 sobre tratamiento del agua residual urbana por falta de instalaciones en municipios de pequeño y mediano tamaño ha acarreado a España una sanción de 12 millones de euros por parte del Tribunal de Justicia de la UE el pasado 25 de julio.

Gas renovable

El biometano es un gas renovable que se obtienen a partir de residuos y biomasa y que, una vez tratado, tiene las mismas cualidades que el gas natural y es directamente inyectable en la red de gaseoductos o apto para ser utilizado como carburante en automoción.

El biometano contribuye a una energía baja en carbono ya que 1 bcm de biometano recuperado de la biodegradación de la materia orgánica evita 16 Mt CO2 eq netas a la atmósfera, que equivaldrían al 30% del objetivo de reducción de CO2 de los sectores difusos(1).

El desarrollo del biometano está respaldado por la disponibilidad de tecnología, y en Europa hay 503 plantas de producción de biometano, frente a una sola en España, la planta de Valdemingómez en Madrid, aunque existen casi una decena de proyectos en marcha. La ausencia de apoyos al desarrollo del gas de origen renovable en España contribuye a esta situación.

Potencial energético en 2020

El biometano obtenido del tratamiento de aguas residuales daría España un potencial energético de 0,28 bcm, según un estudio de Naturgy coordinado por Energylab y con la colaboración de la Universidad Autónoma de Madrid, la Universidad de Barcelona, la Universidad de Valladolid, la Universidad Politécnica de Valencia y la Universidad de Cádiz.

Tomando como materia prima la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos además de los lodos de las depuradoras, según el IDAE2, el potencial accesible permitiría obtener en España 0,45 bcm/año de gases renovables en 2020, que cubriría prácticamente el consumo de gas natural de la ciudad de Madrid.
Si la producción tuviera también en cuenta otras materias primas como las derivadas del sector agroindustrial, el potencial de obtención de gas renovable llegaría cubrir hasta un 7,7% de la demanda de gas en línea con Europa, lo que convertiría al biometano -como está sucediendo en muchos países europeos- en un actor relevante en la mejora de la seguridad de suministro y la independencia energética.

España no debería perder la oportunidad que ofrece el gas renovable, el cual suma a todos los beneficios que ya aporta el gas natural como mejor combustible convencional, los propios de una energía renovable que se ajusta a los requerimientos de la economía circular.

(1) Fuente Sedigas

La planta solar de agua caliente más grande del mundo aprovecha la energía solar para calentar los hogares y oficinas de 40.000 ciudadanos. Aporta entre el 18 y el 20% de la energía total consumida durante un año en la ciudad de Silkeborg, Dinamarca, que tiene como objetivo alcanzar la neutralidad en CO2 a la hora de producir calor para 2030.

La calefacción solar fue elegida ya que permite almacenar la energía solar durante todo el día para ser usada por la noche o en distintas épocas del año. Esto aumenta el valor añadido del sol y hace que las soluciones solares sean más rentables. La planta de Silkeborg ha sido diseñada para producir 80.000 MWh de calor anualmente y al mismo tiempo reducir las emisiones de CO2 en 15.700 t.

El sistema solar de agua caliente está gestionado por los intercambiadores de calor SONDEX® y variadores de velocidad VLT®, que han reducido en un 30% el coste de producción en su primer año de funcionamiento, comparados con los sistemas de variadores de velocidad tradicionales.

Cuatro bombas de gran tamaño funcionan constantemente en paralelo para distribuir el agua caliente a los consumidores. Además, otras cuatro más están disponibles en reservs por si tuvieran que reemplazar a las que ya están funcionando. Las ocho bombas están controladas por los VLT® AQUA drives para mantener al mínimo su consumo energético.

Una transferencia de energía efectiva

Un total de cuatro intercambiadores de calor SONDEX® están conectados a la planta de energía solar. Se trata de los modelos S221 y tienen entre 884 y 936 placas. Los edificios públicos de Silkeborg están adaptados al tamaño de los intercambiadores.

• La planta solar para producción de agua caliente de Silkeborg contiene 22 km de tuberías y 12.436 paneles solares.
• El parque solar está construido en cuatro secciones independientes para asegurar al máximo su funcionamiento. Si surge un problema en una sección, los operarios aíslan la sección y focalizan el funcionamiento en las otras tres restantes.
• La planta está diseñada para un periodo de vida de 25 años. Es una planta altamente eficiente, hasta seis veces más que los sistemas residenciales solares de agua caliente instalados típicamente en los techos de los edificios.

Irizar e-mobility, empresa que ofrece soluciones integrales de electromovilidad para las ciudades, acaba de firmar un contrato con la RDT 13 que incluye la entrega y el mantenimiento de 15 autobuses eléctricos cero emisiones del modelo Irizar ie tram de 12 m de longitud, con sus infraestructuras de carga.

Estos autobuses de alto nivel de servicio (BHNS) que han denominado L’Aixpress unirán el Oeste de la ciudad Aix en Provence con el Sur. Esta línea se extenderá 7,2 km entre el aparcamiento Krypton y el parque Saint-Mitre e incluirá 19 estaciones espaciadas aproximadamente a 350 m de distancia, con salidas cada 5 minutos y cubrirá los puntos neurálgicos como la universidad, la estación de trenes SNCF, la plaza Rotonde, la estación de autobuses y ZAC Jas-de-Bouffan y ofrecerá una solución alternativa atractiva, innovadora y eficiente al coche privado.

Para este proyecto se contempla la instalación de estaciones de recarga de oportunidad mediante pantógrafo, al principio y al final de cada una de las líneas, y otras de carga inteligente en cocheras.

El modelo Irizar ie tram, en este caso de 12 m de longitud, es un producto con tecnología del Grupo Irizar, tanto en la electrónica y las comunicaciones como en los principales sistemas del vehículo: power train, módulos de baterías y sistemas de carga.

El primer vehículo se entregará en abril de 2019 y el resto se pondrán en servicio en septiembre de ese año, tan pronto como la línea BHNS L’Aixpress esté operativa.

Neoen ha concedido a Eiffage, a través de su filial Eiffage Energía, y a Schneider Electric France, la construcción de su planta fotovoltaica Paradise Park de 51,5 MWp, en Jamaica. Neoen ganó el proyecto fotovoltaico de Paradise Park, cuyo presupuesto global asciende a casi 55 M€, en una licitación lanzada por la Oficina Reguladora de Servicios Públicos de Jamaica y es accionista mayoritario en este proyecto junto con MPC Caribbean Clean Energy Fund y Rekmaniar Frontier Ventures. Al beneficiarse de un contrato de compra de electricidad por 20 años con la Compañía de Servicios Públicos de Jamaica, por 85 $/MWh, Paradise Park proporcionará al mercado jamaicano la electricidad más competitiva de su historia.

Eiffage Energía, filial española de Eiffage, que cuenta con una amplia experiencia y un know-how reconocidos en el campo de los proyectos solares de gran capacidad, será responsable de la construcción del proyecto Paradise Park en un consorcio con Schneider Electric France. Eiffage Energía también se encargará del mantenimiento de la planta, durante 20 años.

Este nuevo contrato demuestra el avance de Eiffage en el sector de la generación de energía solar, con más de 1,5 GW instalados en todo el mundo. En asociación con Neoen, Eiffage puso en funcionamiento el parque fotovoltaico de Cestas, en el suroeste de Francia, con una capacidad de 300 MWp. Fuera de Francia, Eiffage construyó las plantas solares de Quilapilún en Chile, cerca de Santiago (110 MWp), Ten Merina en Senegal (30 MWp) y Nouakchott en Mauritania (50 MWp). El Grupo entregará la central solar de Huatacondo en Chile (98 MWp), durante este año.

El sector eólico europeo ha añadido 4,5 GW a su potencia instalada en el continente en la primera mitad de 2018, según los datos que WindEurope ha publicado esta semana. La cifra es inferior a la del mismo período del año pasado (6,1 GW) aunque está en línea con las expectativas de crecimiento planteadas.

De los 4,5 GW nuevos que se han instalado, 3,3 GW corresponden a eólica terrestre liderados por Alemania que ha instalado 1,6 GW, Francia con 605 MW y Dinamarca con 202 MW. En cuanto a la eólica marina, la potencia instalada ha sido de 1,1 GW principalmente en Reino Unido con 911 MW, Bélgica (175 MW) y Dinamarca (28 MW). Alemania instalará nuevos megavatios de eólica offshore en la segunda mitad del año.

Para todo 2018 se espera que haya 3,3 GW nuevos en eólica marina y 10,2 GW de terrestre. Esto significará que la potencia eólica total instalada en todo el año 2018 será de 13,5 GW.

Francia ha instalado una gran cantidad de eólica terrestre este año, pero no ha emitido ningún nuevo permiso para eólica terrestre en los últimos ocho meses debido a un problema administrativo, que también ha causado que su última subasta no se haya cubierto. Por tanto habrá una disminución de nuevas instalaciones, creando incertidumbre en la cadena de suministro.

En Alemania, actualmente los proyectos necesitan un permiso para ofertar en subastas de eólica terrestre, pero WindEurope considera que esta normativa se convierta en permanente. Además, aún no hay claridad sobre cuándo se van a subastar los 4 GW de eólica terrestre prometidos en el acuerdo de coalición para 2019-20. Y el nuevo Gobierno está retrasando la confirmación de los volúmenes de la subasta. Al igual que todos los Estados miembros, ahora deben dar una visibilidad de cinco años sobre el calendario y los volúmenes de las subastas futuras, en virtud de la nueva Directiva sobre energías renovables.

Esta visibilidad es clave para la cadena de suministro y para mantener los empleos y el crecimiento de la energía eólica en Europa. Las inversiones en fabricación, habilidades e I + D solo ocurren cuando los gobiernos otorgan visibilidad a largo plazo a la cadena de suministro. Esta claridad ayuda a tomar nuevas decisiones de inversión y reducir costes. Abordar estos problemas será clave para permitir que Europa alcance su objetivo del 32% de energía renovable para 2030 de manera rentable.

En el sector eólico marino, Europa es demasiado dependiente de Reino Unido, que está avanzando en las instalaciones actuales y comprometiéndose con volúmenes futuros. Por el contrario, la tasa de nuevas instalaciones se ha ralentizado en Alemania. Otros países también necesitan reforzar y acelerar sus planes sobre eólica marina.

Respecto a la situación actual que está viviendo el sector eólico en España, Juan Virgilio Márquez, director general de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), ha indicado que “las subastas que se han celebrado en España en 2016 y 2017 han dado un impulso al sector eólico tras tres años de bajo crecimiento. Por lo que la eólica española mira con ilusión la instalación de los más de 4.600 MW adjudicados y confía en que todos los actores implicados -promotores, fabricantes, entidades financieras, administraciones públicas, autonómicas y municipales, etcétera- pongan de su parte para que se hagan a tiempo los proyectos“. El sector está a la espera de un calendario de nuevas subastas para cumplir con los objetivos de energía renovable a 2030 y que, para alcanzarlos, “el sector solicita como requisitos que haya seguridad jurídica, simplificación administrativa, invariabilidad de la rentabilidad razonable y una reflexión sobre el diseño del mercado y la fiscalidad necesarias para que se lleven a cabo los proyectos con el menor coste posible. De esta manera, habrá continuidad de trabajo en la industria eólica en España y seguir siendo uno de los principales países de referencia en el sector eólico mundial“, asegura Márquez.

WEG ha proporcionado una solución de alta eficiencia para el funcionamiento de la nueva central de frío en las instalaciones de Mafresa. Esta productora de ibéricos asentada en Fregenal de la Sierra, Badajoz, utiliza las nuevas cámaras frigoríficas para embutidos, paletas y jamones de cerdo ibérico. Initum EFJ Asesores, distribuidor de WEG en Extremadura, recomendó al instalador frigorista de Mafresa, Jacinto Redondo S.L., la utilización de cinco motores eléctricos W22 Magnet IE4 para los compresores utilizados en la generación de frío de la empresa.

Para las empresas consumidoras de frío industrial es crucial que sus equipos de producción trabajen con una eficiencia máxima, es decir con un COP totalmente óptimo. En la industria alimentaria, el peso del frío en la factura de electricidad puede superar el 80% del total. Por ello, en el proyecto para Mafresase se trataba de suministrar una solución que satisficiese todas las necesidades de frío de todos los servicios, pero con el menor consumo de kWh posible.

Los motores eléctricos W22Magnet IE4 son idóneos para estos requisitos ya que se distinguen por su alta eficiencia, par constante en todo rango de velocidad, reducen los costes de mantenimiento, mejoran la sostenibilidad, aumentan la productividad y alargan la vida útil de todos los equipos. La solución de W22 Magnet IE4 con convertidores CFW11PM para los compresores de 160 kW y 75 kW, así como los variadores WEG CFW700 de 11 kW y 22 kW utilizados en las bombas de los circuitos primario y secundario de Mafresa permiten que el sistema produzca 2.000 kW de potencia frigorífica instantánea. La solución de WEG permite alcanzar la máxima eficiencia del sistema con una ratio COP 4 (para el caso de enfriamiento de agua) y hasta incluso 8 para el caso de calentamiento de agua, garantizando la fuerza, el par, el rendimiento y sobre todo la eficiencia. Todo ello permite a Mafresa optimizar su consumo energético porque asegura el funcionamiento óptimo del compresor en términos energéticos.

Para especificar esta solución de WEG, Initum EFJ Asesores realizó un dossier técnico que el instalador frigorista, Jacinto Redondo SL, presentó a Mafresa antes de la adjudicación del proyecto. Con este documento, WEG y su distribuidor no solo ofrecían una solución totalmente diferente e innovadora, sino que suministraban un servicio añadido, mostrando interés por el futuro del cliente final y su eficiencia energética. El estudio estimaba un ahorro anual de 27.400 € en costes de energía al utilizar los cuatro motores W22 Magnet con convertidores CFW11PM para los compresores de 160 kW. Con un funcionamiento de 5.840 horas al año, cada unidad WMagnet de 160 kW más convertidor CFW11PM funcionando entre 1.000 rpm y 3.600 rpm ahorra 6.850 €. Estos datos significan que la inversión habrá sido amortizada en aproximadamente un año y seis meses.

Image-2La eficiencia energética es clave para mi cliente y los datos del estudio son reveladores. Por ello, instalar un sistema tradicional de motor abierto de jaula de ardilla con variador no era la mejor opción porque se estimaba que la solución WMagnet proporcionaría un ahorro energético de entre el 14% y el 20%. Además, el sistema de monitorización instalado va a permitir a Mafresa comprobar todas las estimaciones a la vez que controlar los sistemas de manera rigurosa.

Una vez Mafresa adjudicó el proyecto con la solución WMagnet, Initum EFJ Asesores y los técnicos de WEG continuaron la cooperación con Jacinto Redondo S.L. para que la instalación de todos los componentes de la solución se ejecutara de manera sencilla, rápida y eficaz.

Las nuevas instalaciones de Mafresa también albergan un quinto motor W22Magnet IE4 con convertidor CFW11 para otro compresor de 75 kW empleado para aprovechar el calor residual de la condensación, transfiriéndolo al sistema de ACS, llegando en este caso a un COP de casi 8 puntos. Además, Initum EFJ Asesores también ha suministrado a este proyecto interruptores de bastidor abierto de WEG para el cuadro general, y diversos cuadros del fabricante Autrial (grupo WEG) como por ejemplo un cuadro de control de motores de 12 m de longitud para la central de frío, un cuadro de control con 11 variadores WEG CFW700 de 11 kW, un cuadro de control de motores con dos variadores WEG CFW700 de 22 kW y 22 variadores WEG CFW700 para reconversión de cámaras autónomas.

Toda la solución de WEG para las nuevas instalaciones cámaras frigoríficas de Mafresa ha sido diseñada según la normativa europea de ECODISEÑO (Directiva 2005/32/CE) relativa al establecimiento de requisitos de diseño ecológico aplicables al conjunto de productos que utilizan energía.

El Banco Europeo de Inversiones financiará la estrategia en innovación y desarrollo que Velatia impulsará en el sector eléctrico. La vicepresidenta del BEI, Emma Navarro, y el presidente de Velatia, Javier Ormazabal, han firmado hoy un acuerdo de financiación de 32,5 M€ que permitirán incorporar nuevas tecnologías digitales a los productos que desarrolla para las redes de energía eléctrica. El banco de la UE ha facilitado este préstamo bajo el marco del Plan de Inversiones para Europa, conocido como “Plan Juncker”.

Velatia es un grupo industrial que tiene dos áreas principales de actividad: las redes de distribución de energía eléctrica, a través de la empresa Ormazabal, y las telecomunicaciones, liderada por Ikusi.
La financiación facilitada por el BEI contribuirá a que la compañía, con sede en Bilbao y presente en 19 países, mejore su competitividad ante los cambios que se están produciendo en el sector energético. Ormazabal impulsará proyectos en el ámbito de la automatización y digitalización de las redes eléctricas, así como el desarrollo de patentes y productos que le permitan acceder a nuevos mercados y clientes.

El apoyo del BEI al proyecto de I+D+i de Ormazabal tendrá también un impacto medioambiental positivo, contribuyendo al cumplimiento de los objetivos europeos de descarbonización del sistema energético. En concreto, el proyecto permitirá la adecuación de las redes de distribución eléctricas para un mix energético renovable y distribuido, así como la electrificación del transporte. Estos objetivos se conseguirán a través del desarrollo de tecnologías que incorporarán nuevos equipos electromecánicos y hardware electrónico, sistemas de comunicaciones dotados de nuevas soluciones de ciberseguridad, así como un innovador software de gestión de la red de distribución.

Este acuerdo contribuirá a mantener empleo de alta cualificación y a crear nuevos puestos de trabajo en el área de I+D+i de la empresa. El préstamo cuenta con el apoyo del Plan de Inversiones para Europa, que permite al BEI financiar proyectos que, por su estructura o naturaleza, tienen un particular valor añadido y un perfil de riesgo más elevado.

Este préstamo demuestra el firme compromiso del BEI con el apoyo a la innovación en empresas que trabajan en sectores altamente competitivos y que requieren, por lo tanto, fuertes inversiones para asegurar su futuro“, ha asegurado la vicepresidenta el BEI, Emma Navarro, en el acto de firma. “Por eso, nos complace firmar un acuerdo que beneficia a la economía española y también a la europea, facilitando el desarrollo de nuevos productos en el sector de la energía eléctrica, que le permitirán ganar en competitividad y contribuir a la acción contra el cambio climático“.

Nuestra apuesta por la I+D+i forma parte del ADN de Velatia y desde luego de Ormazabal. Nos enfrentamos a diferentes retos que a su vez suponen oportunidades, y es por eso que apostamos por la digitalización y la sostenibilidad como señas de identidad. Como tal, las áreas de trabajo en las que Ormazabal está comprometida son la eficiencia energética y el desarrollo de tecnologías que faciliten alcanzar los objetivos de descarbonización establecidos por Europa”, ha manifestado Javier Ormazabal, presidente de Velatia.

Financiación para I+D+i

La innovación y el desarrollo de competencias son ingredientes fundamentales para asegurar el crecimiento sostenible y la creación de puestos de trabajo de alta cualificación. Ambos juegan un papel clave para lograr la competitividad a largo plazo. Por ello, financiar la innovación es una de las grandes prioridades del BEI. En el año 2017, el banco de la UE facilitó 13.800 millones de euros para financiar diferentes proyectos de I+D+i.

Solo en España, el año pasado el BEI proporcionó 1.446 millones de euros para apoyar los proyectos de innovación de las empresas españolas. Esta cifra supuso un aumento del 67% respecto a su actividad en este sector en el año anterior. En total, el Grupo BEI destinó el 13% de su financiación en España para promover el I+D+i de empresas.

Endesa tiene previsto invertir, a través de su división de energías renovables Enel Green Power España, 59 M€ para la construcción de una planta fotovoltaica de 84,9 MW de potencia en la localidad murciana de Totana. Esta planta forma parte de los 339 MW de potencia de origen solar que Endesa se adjudicó en la tercera subasta renovable del Gobierno celebrada en julio de 2017.

Este proyecto, que constará de 248.000 módulos fotovoltaicos, ha sido presentado esta semana al alcalde de Totana, así como a los principales agentes sociales del municipio, en una sesión de trabajo entre Endesa y el consistorio murciano con el fin de dar a conocer no sólo los datos generales del proyecto, sino también el Plan de Creación de Valor Compartido que acompañará al mismo, focalizado en maximizar el desarrollo socioeconómico de la zona gracias a diversas actividades.

En concreto, durante la sesión de trabajo se presentaron beneficios en la empleabilidad, en el medio ambiente, y en las infraestructuras. Según los datos presentados por la Compañía, Endesa a través de su filial Enel Green Power España, fomentará la contratación de mano de obra local y la subcontratación de servicios de empresas de la zona. En este sentido Endesa ha presentado un plan de formación de 120 horas en conocimientos en el campo fotovoltaico. Estos cursos permitirán ahondar en aspectos técnicos del sector renovable, con el objetivo de mejorar la empleabilidad de sus participantes en un sector puntero y con un innegable crecimiento a futuro en la zona.

A esta medida se unen otras relacionadas con el medio ambiente, como la auditoría energética en el Centro Público de Día Jose Moya, para personas con discapacidad intelectual.

En la misma línea de actuación, y buscando minimizar los impactos durante la fase de construcción de la planta fotovoltaica, que dará inicio previsiblemente después del verano, se llevarán a cabo diversas medidas de ingeniería sostenible, que a su vez favorezcan el uso de las energías renovables en la fase de construcción y en el futuro en el municipio. Una de estas acciones prevé la instalación de módulos fotovoltaicos en la obra, para sustituir el uso de grupos electrógenos, y que tras la obra, serán donados al municipio para que se les dé un uso público. Además, la iluminación de la obra será de carácter eficiente, mitigando impactos medioambientales.

Esta sesión constituye el arranque de un trabajo conjunto entre Endesa y el Ayuntamiento durante la fase de construcción del parque que continuará a lo largo de toda la vida útil del activo, una vez puesto en explotación.

Photo: IEA, Getty Images)

Según la última revisión de la AIE, el sector eléctrico atrajo la mayor parte de las inversiones en energía en 2017, sostenido por un fuerte gasto en redes, superando a la industria del petróleo y gas por segundo año consecutivo, a medida que el sector energético avanza hacia una mayor electrificación. La inversión global en energía totalizó 1.800 b$ en 2017, una disminución del 2% en términos reales respecto del año anterior, según el informe World Energy Investment 2018. Más de 750.000 M$ se destinaron al sector eléctrico, mientras que se gastaron 715.000 M$ en petróleo y gas a nivel mundial.

Las inversiones respaldadas por los gobiernos representan una parte cada vez mayor de la inversión mundial en energía, ya que las empresas estatales se han mantenido más resilientes en petróleo y gas y generación en centrales térmicas en comparación con los actores privados. La cuota de la inversión energética mundial impulsada por empresas estatales aumentó en los últimos cinco años a más del 40% en 2017.

Mientras tanto, las políticas gubernamentales están jugando un papel cada vez más importante en impulsar el gasto privado. De toda la inversión del sector energético, más del 95% se basa ahora en regulaciones o contratos de remuneración, con un papel decreciente de nuevos proyectos basados únicamente en ingresos a precios variables en mercados mayoristas competitivos. La inversión en eficiencia energética está particularmente vinculada a la política gubernamental, a menudo a través de estándares de rendimiento energético.

El informe también revela que después de varios años de crecimiento, la inversión global combinada en renovables y eficiencia energética disminuyó en un 3% en 2017 y existe el riesgo de que disminuya aún más este año. Por ejemplo, la inversión en renovables, que representó dos tercios del gasto en generación de energía, cayó un 7% en 2017. Los recientes cambios políticos en China vinculados a apoyar el despliegue de energía solar fotovoltaica aumentan el riesgo de una desaceleración de la inversión este año. Como China representa más del 40% de la inversión mundial en solar fotovoltaica, sus cambios de política tienen implicaciones mundiales.

Si bien la eficiencia energética mostró una de las mayores expansiones en 2017, no fue suficiente para compensar la disminución de las renovables. Además, el crecimiento de la inversión en eficiencia se ha debilitado en el último año debido a que la actividad política mostró signos de desaceleración.

El porcentaje de inversión en combustibles fósiles aumentó el año pasado por primera vez desde 2014, ya que el gasto en petróleo y gas aumentó modestamente. Mientras tanto, los cierres de centrales nucleares superaron las nuevas construcciones, ya que la inversión en el sector disminuyó a su nivel más bajo en cinco años en 2017. La participación de las compañías petroleras nacionales en las inversiones totales en petróleo y gas se mantuvo cerca de niveles récord, una tendencia que se espera persista en 2018.

Aunque todavía es una pequeña parte del mercado, los vehículos eléctricos ahora representan gran parte del crecimiento de las ventas mundiales de vehículos de pasajeros, estimulado por los incentivos de compra de los gobiernos. Casi un cuarto del valor global de las ventas de vehículos eléctricos en 2017 provino de los presupuestos de los gobiernos, que cada año asignan más capital para apoyar al sector.

Las decisiones finales de inversión en centrales de carbón a construir en los próximos años disminuyeron por segundo año consecutivo, alcanzando un tercio de su nivel de 2010. Sin embargo, a pesar de la disminución de las adiciones de capacidad global, y un nivel elevado de cierres de plantas existentes, la flota mundial de carbón continuó expandiéndose en 2017, principalmente debido a los mercados asiáticos. Y si bien hubo un cambio hacia plantas más eficientes, el 60% de la capacidad operativa actual utiliza tecnología subcrítica ineficiente.

El informe encuentra que las perspectivas de la industria del gas de esquisto en EE.UU. están mejorando. Entre 2010 y 2014, las empresas gastaron hasta 1,8 $ por cada dólar de ingresos. Sin embargo, la industria casi ha reducido a la mitad su precio de equilibrio, proporcionando una base más sostenible para la expansión futura. Esto apuntala un aumento récord en la producción de light tight oil en EE.UU. de 1,3 mbpd en 2018.

Las perspectivas mejoradas para el sector del gas esquisto en EE.UU. contrastan con el resto de la industria de petróleo y gas aguas arriba. La inversión en proyectos petroleros convencionales, que son responsables de la mayor parte del suministro mundial, sigue siendo moderada. La inversión en nueva capacidad convencional se reducirá en 2018 a alrededor de un tercio del total, una baja de varios años que genera preocupaciones sobre la adecuación del suministro a largo plazo.

A medida que la rápida adopción de los vehículos eléctricos reduce los precios de las baterías, se están poniendo en marcha rápidamente nuevas instalaciones de almacenamiento de energía. En el nuevo informe Embracing the Next Energy Revolution: Electricity Storage, Bain & Company estima que los sistemas de almacenamiento energético a gran escala podrían ser competitivos en costes con las plantas de recorte de picos en 2025. Esta revolución tendrá importantes implicaciones en toda la cadena de valor de la electricidad. Sin embargo, Bain & Company considera que el almacenamiento de energía a gran escala requerirá de nuevos modelos de negocio, que puedan crear valor añadido de múltiples formas, también conocido como “acumulación de valor”.

Las características distintas de los sistemas de almacenamiento en baterías –parte generadora, cableado y parte de servicios auxiliares- hacen que sean revolucionarios. Por tanto, es necesario considerar una oferta integrada tanto por parte de las empresas energéticas como de los organismos reguladores, que, de lo contrario, tenderían a regularizar este negocio por separado. El almacenamiento está bien posicionado para convertirse en una herramienta integral para las compañías energéticas, para la gestión de picos de carga y la regulación de tensión y frecuencia, garantizando la fiabilidad de las renovables y creando un sistema de transmisión y distribución más flexible. Para los clientes de estas empresas, el almacenamiento puede ser una herramienta para reducir los costes relacionados con los picos de demanda de energía y ayudar a cumplir los objetivos de sostenibilidad asegurando un flujo fiable de electricidad procedente de la generación renovable distribuida, a saber, la energía solar.

Las empresas proveedoras de electricidad pueden utilizar las baterías para almacenar electricidad durante los periodos de baja demanda y, así, aprovechar la energía almacenada para reducir los picos en periodos de alta demanda. Los usuarios pueden hacer lo mismo para compensar las tarifas de electricidad” señala Julian Critchlow, responsable de la práctica de Utilities de Bain. “Pero hasta que bajen los costes, las compañías líderes en almacenamiento de energía necesitarán explorar formas de acumular valor en recorte de picos de demanda

Bain sugiere que las empresas energéticas ajusten sus modelos operativos para aprovechar las oportunidades que ofrece el almacenamiento y otras tecnologías para el sistema eléctrico. Por ejemplo, a medida que el almacenamiento de energía nivela los picos de máxima demanda y la curva de carga, las compañías proveedoras de electricidad pueden renunciar a algunas inversiones en capacidad pico y diferir las inversiones en infraestructuras de transmisión y distribución. De esta forma, el almacenamiento no solo se convierte en una herramienta para satisfacer las necesidades del sistema, sino que también puede reducir los costes acabando con los excesos innecesarios del mismo.

Los nuevos modelos de negocio relacionados con “la acumulación de valor” pueden traer consigo oportunidades adicionales. Para aprovecharlas al máximo, las compañías energéticas tienen que pensar cómo pueden asociarse con clientes comerciales e industriales:

• Un gran cliente comercial que gestiona una flota de vehículos eléctricos, para mejorar la eficiencia, puede instalar un conjunto de grandes baterías en un garaje, donde los vehículos se cargan por la noche mientras están aparcados. Este recurso de almacenamiento de electricidad puede estar disponible para las empresas de servicios públicos cuando los vehículos estén completamente cargados o en la carretera.
• Del mismo modo, una compañía con un gran centro de datos puede invertir en un sistema de almacenamiento en baterías para asegurarse un suministro eléctrico fiable, y puede permitir que las empresas eléctricas hagan uso de ello mientras que el centro de datos no lo utilice. Acuerdos como este requieren nuevos cambios por parte de las empresas energéticas ya que no están acostumbradas a gestionar este tipo de negociaciones.

Un aspecto fundamental es mejorar las capacidades informáticas de las eléctricas, principalmente las técnicas avanzadas de análisis de datos. Cada vez más, los clientes y reguladores demandarán a estas empresas una mayor visibilidad de la oferta, demanda y de los parámetros de tensión y frecuencia.

Sin embargo, el almacenamiento de energía también presenta desafíos y complejidades, tales como la integración en planes estratégicos, decisiones de inversión o las prioridades regulatorias. Aunque estén verticalmente integradas y reguladas, las empresas de trasmisión y distribución deben tener la mejor visión integrada sobre las necesidades de almacenamiento, a los organismos reguladores les preocupa que las empresas de servicios públicos puedan dominar o modificar el mercado.

A medida que los costes de almacenamiento continúen disminuyendo, los nuevos modelos de negocio que integren una amplia gama de flujos de valor desplegarán todo su potencial”, comenta Aaron Denman, socio de la práctica de Utilities de Bain. “El almacenamiento energético tiene el suficiente potencial para transformar la totalidad de la cadena de valor de la electricidad, pero para beneficiarse de las oportunidades que tienen a su alcance, los ejecutivos de las empresas energéticas tienen que actuar de forma rápida y agresiva”.

Para que los ejecutivos de estas empresas evalúen las oportunidades del almacenamiento de energía, el primer paso es definir qué papel juegan el almacenamiento energético y los servicios relacionados en el plan estratégico. Los ejecutivos también deben continuar ajustando sus entornos normativos, incluyendo incentivos basados en el rendimiento que fomentan el desarrollo del almacenamiento para mejorar su fiabilidad, resistencia y seguridad y reducir al mismo tiempo los costes del sistema.