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Recorrer 100 kilómetros con un coste inferior a un euro (0.98 céntimos) es posible gracias a los últimos modelos de vehículos eléctricos para particulares que ya están presentes en el mercado español y a la implantación de una red de recarga adecuada en los domicilios particulares de los usuarios. Conseguir esta cifra de consumo es posible si se dispone de un vehículo que necesite 15 kwh para cada 100 kilómetros, se realiza una carga nocturna de electricidad en el horario super valle (de 1 a 7 de la madrugada) en un domicilio particular y teniendo como referencia los costes de la energía del mes de abril de 2018, según los datos facilitados por Red Eléctrica de España.

Las previsiones apuntan a que, en menos de 10 años, habrá 27 millones de vehículos eléctricos circulando por las carreteras en todo el mundo (cifras recogidas en un estudio realizado por IDTechEx para la Asociación Internacional del Cobre en junio de 2017). Además de los ahorros económicos para los particulares que supone este tipo de movilidad sostenible, también se contribuye a la reducción de la dependencia energética de los países. En España, el 99% del petróleo que se consume es de importación, y en 2016 se consumieron 64,2 millones de toneladas de crudo, con un valor aproximado de 18.500 millones de euros. El 47% del petróleo que se consume en la Unión Europea está destinado al transporte por carretera.

Ampliación de la red de recarga

“En la actualidad”, según explica Diego García Carvajal, Director de la Oficina en España del Instituto Europeo del Cobre, “estamos inmersos en un proceso de transformación de una movilidad con vehículos de combustión a otra más sostenibles con la motorización eléctrica. Para fomentar esta transición de un modelo a otro, es necesario una red de recarga adecuada para los vehículos eléctricos.  El sector de la automoción ya está teniendo esto en cuenta, y de hecho los últimos modelos de vehículos eléctricos van incrementando su autonomía cada vez más. Ahora mismo, ya se pueden encontrar coches en el mercado con hasta 300 kms. de autonomía, una cifra mucho mayor que la del recorrido promedio diario en España (75 kms.). Por ello, un usuario ya no necesita recargar en la calle a diario, y en poco más de 3 horas con un cargador de 3.7 KW conectado al contador de casa puede tener su vehículo listo con la misma carga con la que comenzó su jornada. Sin embargo, a día de hoy, para distancias superiores a 300 kilómetros, no existe una solución óptima para la recarga.”

Un punto de recarga eléctrico de 150KW permite realizar en menos de 7 minutos una carga para una autonomía de 100 kms. Según el último Plan Movalt Infraestructra, se realizaron 33 solicitudes de subvención para la instalación de este tipo de puntos de recarga en alguna de las principales carreteras españolas. Por su parte, los fabricantes de vehículos prevén poner en circulación a finales de este año vehículos que admitan recargas de 150 KW.

El cobre, imprescindible para la movilidad eléctrica

El estudio de la Asociación Internacional del Cobre prevé un incremento de la demanda de cobre a nivel mundial que podría pasar de las 185.000 toneladas registradas en 2017 a 1,74 millones en 2027. Esto es debido al aumento estimado de vehículos eléctricos de todo tipo desde los 3 millones que había el ejercicio pasado a los más de 27 que se calculan que circularán en 10 años.

En palabras de Diego García Carvajal, “la industria del cobre está jugando un papel determinante en el desarrollo de los vehículos eléctricos, tanto por su uso en la fabricación de los motores de los vehículos en sí- un motor eléctrico contiene tres veces más cobre que el de un vehículo de combustión con gasolina- como en los equipos de carga y su conexión a la red eléctrica. De esta manera, contribuimos a la implantación de un modelo de movilidad sostenible, dado que es mucho más eficiente y sin emisiones directas a la atmósfera, y, a su vez, más rentable para los consumidores”.

Por primera vez en la historia, el coste de producción de las renovables ya se encuentra por debajo del rango de coste de las fuentes convencionales. Los combustibles de origen fósil y nuclear presentaron costes de entre 49 y 174 dólares por MWh durante 2017, mientras que los proyectos en energías renovables se situaron entre los 35 y 54 dólares. El coste medio internacional de los proyectos hidroeléctricos se situó, sin subsidios, alrededor de los 50 dólares por MWh, los eólicos en 51 y los solares fotovoltaicos 54.

Esto es lo que muestra un análisis de la compañía alemana Kaiserwetter. La investigación calcula los riesgos inversores en 54 paises hasta 2030, y analiza datos de Bloomberg, UN Environment, Frankfurt School y de la Renewable Cost Database de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), que agrupa los costes de 15.000 proyectos comerciales.

De hecho, la energía renovable no sólo iguala el coste de los combustibles fósiles, sino que es ya incluso más barata. Las últimas subastas de energía fotovoltaica en Dubai, México, Chile, Abu Dabi o Arabia Saudí, y de energía eólica onshore en Brasil, Canadá, India o Marruecos en 2017 apuntan a que el coste normalizado de la energía se puede reducir a 30 dólares por MWh a partir de 2018.

La alternativa a la descarbonización: ¿nucleares o renovables?

La firma del Acuerdo de París obliga a que, para 2050, las emisiones contaminantes se hayan reducido entre un 80% y un 95% con respecto a los niveles de 1990. La práctica totalidad del planeta, 161 países, ha suscrito este acuerdo que presenta la necesidad de descarbonizar las economías mundiales. Sólo un quinto de estos países emplean energía nuclear, pero la dependencia energética de la generación nuclear en los países avanzados es alta en un escenario de eliminación de fuentes fósiles. Por ejemplo, según REE, la mayor parte de la electricidad producida en 2016 en España tuvo origen nuclear (22,9%). No obstante, descarbonizar mediante energía nuclear plantea un camino costoso, potencialmente peligroso e impopular que pocos países están persiguiendo.

Precisamente, el análisis de Kaiserwetter apunta a que cubrir el vacío de las fuentes fósiles con energías renovables se presenta como una opción mas económica que la inversión millonaria que supondría la actualización del parque de centrales nucleares. En los países avanzados, éstas ya han superado (o están a punto) su vida útil de 40 años y se verán abocadas al cierre o a una actualización. Estados Unidos, por ejemplo, ha garantizado renovaciones hasta los 60 años a casi todos sus 100 generadores. No hay legislación que impida renovarlos hasta una vida útil de 80 años, y de no hacerlo el país perdería en torno al 20% de su suministro eléctrico en 2030, pero el coste es inmenso. Los últimos datos del departamento de Energía americano revelan gastos anuales de 6,4 mil millones de dólares en el acondionamiento y modernización de este tipo de reactores.

Sólo 14 países se plantean construir nuevos reactores actualmente y sólo 3 están en construcción desde 2016. Estas plantas (3 GW) aún tardarán años en producir energía y presentan un coste elevado de construcción. Poniendo como ejemplo el Reino Unido, los dos nuevos reactores de Hinkley Point presentan costes de construcción (sin gastos de financiación) de 26,2 mil millones de dólares, y aventuran un coste de producción de 118 dólares por MWh. En esta línea, la Asociación Europea de la Energía Eólica (EWEA), prevén coste nuclear medio (y en ascenso) de 102 euros el MWh en 2020 en la UE, sin incluir la factura multimillanaria de desmontar una planta al final de su vida útil, ni de ocuparse de los residuos nucleares.

Por su parte, Alemania comenzó en 2011 su plan de cierre progresivo de centrales nucleares, que concluirá en 2022 (Atomausstieg). Francia, que genera un 75%, se ha propuesto bajar este porcentaje al 50% para 2025, cerrando 17 de sus 58 reactores para esa fecha. Los expertos señalan que las licencias de las siete centrales que operan en España expirarán entre los años 2021 y 2024, lo que reforzará la necesidad de una transformación energética. El ‘informe de los 14 sabios’ (‘Análisis y propuestas para la descarbonización’), encargado por el Ministerio de Energía señaló este mes que, incluso en el peor de los escenarios de cierre nuclear, España podría producir para 2030 más del 58% de su generación eléctrica mediante renovables (64% en el mejor escenario) y cubrir el 27,9% de su demanda energética final con las mismas (30,6% en el mejor caso).

Como contraste, mientras la energía nuclear apenas cuenta con nuos proyectos planeados y arroja una factura millonaria, la nueva potencia eléctrica renovable presenta su coste de instalación más bajo de la historia. En 2016 sumó 161 GW de nueva potencia, nuevo record frente al año anterior, precisando menor financiación. Esto supuso que el 62% de la nueva capacidad energética instalada en el mundo fuese energía limpia, alcanzando en la UE el 86%, siendo la eólica la clara campeona, representando la mitad de esta cifra.

La disminución de costes de las renovables

Esta disminución del coste de la energía renovable, que ronda el 80% desde 2010 (por ejemplo en el sector de la solar fotovoltaica), se ha producido por varias razones. Desde las mejoras tecnológicas y la simplicidad competitiva de las renovables, pasando poruna amplia base de desarrolladores de proyectos, especialmente fondos de inversión y bancos, optimistas sobre el futuro imparable de un mercado cuya rentabilidad sigue disparándose incluso una vez han cesado las subvenciones, y con un gran el apoyo social y político.

La optimización de plantas eólicas o solares viene de la mano de tecnologías digitales punteras como el Internet de las Cosas (IoT) y la conjunción de empresas como SAP, líder en software a la vanguardia del Smart Data Analytics, y Kaiserwetter, que emplea esta tecnología para ofrecer ‘Smart Data como servicio’ (DaaS) mediante su plataforma Aristoteles a inversores y gestores en el sector de las renovables. Estos avances digitales son una de las razones por las que estas energías son ahora más competitivas, eficientes y baratas.

Hanno Schoklitsch, CEO de Kaiserwetter, declara a raíz de esta investigación: “Nos encontramos en un escenario en que la energía renovable es ya menos costosa que la energía convencional. A partir de ahora, las plataformas digitales que utilizan el IoT y Smart Data serán el siguiente factor clave para alcanzar los objetivos del Acuerdo Climático de París y atraer más inversores”.

Vista aérea de las tres plantas termosolares Noor / Overview of the three Noor CSP plants

 

La industria solar ha cambiado mucho durante el año pasado en la región MENA. Gracias a la potencia despachable producida por la termosolar, más países de la región MENA están considerando incorporar tecnología termosolar en sus futuros sistemas energéticos.

Marruecos: complejos solares NOOR Ouarzazate & NOOR Midelt

Para reducir su dependencia energética en las importaciones, el gobierno de Marruecos está acelerando su ambición de energía renovable, estableciendo que para 2020, la energía producida por energías renovables podría aumentar a 42% y más de 50% para 2030. Actualmente, el mayor complejo solar del mundo, NOORo Ouarzazate, ha sido testigo del rápido desarrollo de la termosolar en este país. El proyecto NOORo I, una planta termosolar de colectores cilindro-parabólicos de 160 MW está en operación desde 2016, otra planta termosolar de colectores cilindro-parabólicos de 200 MW, NOORo II, y una planta torre solar de 150 MW, NOORo III, están a punto de completarse, y se espera que ambas estén en servicio este año. Además, se está desarrollando NOOR Midelt, un complejo solar híbrido fotovoltaico y termosolar, el que se prevé implementar al menos 150 MW termosolares encada proyecto. Tres consorcios, ACWA, ENGIE y EDF compiten por el contrato.

Planta termosolar 700 MW de DEWA

El año pasado, la Autoridad de Agua y Electricidad de Dubai (DEWA) anunció su plan solar, para instalar 1.000 MW en el Parque Solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum para 2030. Junto con su estrategia fotovoltaica, la primera fase termosolar de 700 MW (100 MW de torre, 3×200 MW de colectores cilindro-parabólicos) sorprendió a la industria no solo por su gran tamaño sino también por el bajo precio de licitación de 7,3 cent$/kWh, ofrecido por el consorcio formado por la saudí ACWA y la china Shanghai Electric. El proyecto está en preparación y se dice que se cerrará financieramente en abril de este año.

Abu Dhabi, vecino de Dubai, también mostró su buena disposición hacia la termosolar en 2013 con el proyecto Shams One, la primera planta termosolar comercial de la región MENA.

Arabia Saudí está reduciendo la poderosa influencia del petróleo y el gas. Ha establecido la REPDO (Oficina de Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable) dentro del Ministerio de Energía, Industria y Recursos Minerales, para suministrar energía renovable en todo el reino de acuerdo con su Vision 2030.

Kuwait está construyendo la planta termosolar Shagaya de 50 MW para acelerar su objetivo renovable. Omán ha lanzado con éxito el proyecto termosolar para recuperación mejorada de petróleo más grande del mundo, lo que muestra otro mercado potencial en la región MENA. Otros países como Jordania, Egipto, Irán, Libia y Túnez muestran una actitud positiva hacia la termosolar y otras energías sostenibles.

Obviamente, la región MENA muestra su gran potencial para ser la próxima “súper estrella” para el desarrollo termosolar en los próximos años. Para crear una plataforma perfecta para conocer más futuras actualizaciones de proyectos y desarrollos futuros, y para ahondar más en las oportunidades de negocio en la industria termosolar de la región MENA, CSP Focus organiza el evento CSP Focus MENA 2018, los días 27 y 28 de junio en Marruecos.

España tiene una dependencia energética del 72,8%, la media europea se sitúa en un 53,4%,  y el hidrógeno podría ser una solución a  este problema. Esta es una de las conclusiones que ha podido extraerse de la “Jornada sobre Hidrógeno y Pila de Combustible” organizada por la Asociación Española del Hidrógeno (AeH2) y la Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid (FENERCOM).

La bienvenida a dicha jornada ha corrido a cargo de Francisco Javier Abajo Dávila, Director General de Industria, Energía y Minas de la Comunidad de Madrid y Javier Brey Sánchez, presidente de la AeH2.

Un gran sector de la población desconoce el uso del  hidrógeno. El presidente de la AeH2, ha sido el encargado de de aclarar que la utilización del hidrógeno está lejos de una moda temporal, tiene un presente, pasado y futuro. El pasado está vinculado a un uso industrial, en la actualidad el transporte es el protagonista y el mañana estará protagonizado por el almacenamiento energético.

El desarrollo de tecnologías relacionadas con el hidrógeno y pilas de combustible ayudaría a alcanzar ciertos objetivos, que de otra manera sería complicado. Así, se busca una reducción de emisiones provenientes del transporte del 40% para 2030, cuando en la actualidad más del 30% de las emisiones proviene de este sector. De igual manera, la limitación del incremento de la temperatura global anual a 2ºC requerirá reducir las emisiones de carbono más de un 50% de los niveles actuales, y para lograrlo, se deberá contribuir en todos los sectores energéticos.

Estos objetivos hacen que los vehículos eléctricos de pila de combustible de hidrógeno (FCEV) jueguen un papel esencial. La descarbonización completa del transporte requerirá el desarrollo de vehículos cero-emisiones como los FCEVs y los BEVs (eléctricos). Se estima que la demanda de hidrógeno en 2025 en la Unión Europea será 120.00 toneladas/año.

El hidrógeno es un elemento masivamente utilizado, un combustible conocido y un vector energético limpio y eficiente. Además, es integrable con diversas energías renovables, existe ya un mercado, y su disponibilidad es inmediata. Por ello, la mayor barrera para su uso no es técnica, sino económica”, afirma Javier Brey, presidente de la AeH2.

El apartado más técnico sobre la obtención y aplicaciones del hidrógeno corrió a cargo de Emilio Nieto, director del Centro Nacional del Hidrógeno, quien explico el potencial de nuestro país como productor y exportador de hidrógeno verde.

Situación nacional

Por su parte, Jaime Berni Wennekers, Bulk & Onsite Iberian Product Manager de Air Liquide fue el encargado de mostrar la situación de España en el ámbito del hidrógeno.

En la actualidad, España cuenta con seis hidrogeneras (estaciones de repostaje de hidrógeno)  situadas en: Albacete, Huesca, Zaragoza, Puertollano y dos en Sevilla.  El Marco de Acción Nacional de Energías Alternativas en el Transporte prevé llegar a veinte estaciones en 2020 para facilitar la expansión de vehículos con esta tecnología.

El esfuerzo de los últimos años se traduce en más de 200 proyectos de I+D+i, más de 80 empresas participantes, más de 40 centros de investigación, universidades y Organismos Públicos de Investigación y más de 500 millones de euros en proyectos  de investigación.

A estas cifras, hay que sumar el volumen de negocio y empleo actual que alcanza los 71 millones de euros y 550 profesionales, respectivamente y se estima  que para 2030 las cifras se multipliquen hasta alcanzar los 227.000 puestos de trabajo y 22.000 millones de euros en cifras de negocio. A su vez, la no apuesta por el hidrógeno puede acarrear la destrucción de más de 800.000 puestos.

Situación Internacional

El ámbito internacional también ha sido analizado durante la jornada y Antonio González García-Conde, vicepresidente de la AeH2, ha sido el encargado de indicar las principales pautas.

En la actualidad, existen países con una clara apuesta  por la utilización del hidrógeno y con programas específicos de apoyo al desarrollo de la tecnología y a la industria. Destacan países como Estados Unidos, Japón, Corea, Alemania, Europa, Reino Unido o Canadá.

Por su parte, Europa, en su conjunto, cuenta con un Plan Estratégico Europeo de Tecnologías Energéticas que propone concentrar, reforzar e impulsar los esfuerzos europeos con el objetivo de acelerar la innovación en las tecnologías punta de baja emisión de carbono.

El objetivo de la Unión Europea para 2020 es recortar las emisiones de CO2 en un 20%, mejorar la eficiencia energética en otro 20% y que el 20% de la energía se que consuma proceda de fuentes renovables. En este sentido, la tecnología de pilas de combustible es clave para alcanzar estos objetivos.

Además, existe una alianza público-privada con la Comisión Europea con el objetivo de desarrollar la investigación y el desarrollo tecnológico del hidrógeno y pilas de combustible que cuentan con un presupuesto de 1,33 millones de euros.

La Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico, AEDIVE, y la Asociación de Empresas de Energías Renovables, APPA Renovables, han suscrito un acuerdo de colaboración para fomentar el uso de electricidad renovable en el vehículo eléctrico. Para las dos asociaciones, la sostenibilidad en el transporte eléctrico debe incentivar medidas que aseguren una mayor participación de las renovables en el mix eléctrico y el incentivo del autoconsumo como una herramienta de reducir la dependencia energética en el transporte.

España debe hacer un esfuerzo en los tres próximos años para alcanzar sus objetivos europeos de energías renovables. En la actualidad, gran parte de los esfuerzos se están traduciendo en un impulso a la electricidad renovable, mientras que los llamados “sectores difusos” no están alcanzando los porcentajes de renovables esperados. El sector transporte es uno de los sectores que deben aún realizar un mayor esfuerzo para alcanzar los objetivos nacionales de energía renovable. Por ello, APPA Renovables y AEDIVE han firmado un acuerdo de colaboración para impulsar el uso de energías renovables en el mix que alimente el vehículo eléctrico.

Renovables y movilidad eléctrica: simbiosis perfecta

El vehículo eléctrico y las energías renovables suponen el complemento perfecto: una mayor flota de vehículos eléctricos permitiría mejorar la gestionabilidad del sistema eléctrico y una mayor penetración de renovables hará al vehículo eléctrico realmente sostenible,” ha explicado Arturo Pérez de Lucía, Director Gerente de AEDIVE. “Si se dan las señales de precio adecuadas para que los vehículos eléctricos puedan recargarse en horas valle, se incrementará la eficiencia del sistema eléctrico y asegurará una mejor integración de energías renovables, más aún si se impulsan puntos de recarga alimentados con estas energías. Ambas asociaciones estamos seguros de que la simbiosis entre renovables y vehículo eléctrico permitirá mejorar la eficiencia energética del sector transporte nacional,” ha declarado Pérez de Lucía.

El Director General de APPA Renovables, José María González Moya, ha resaltado también las ventajas que un impulso combinado de la generación renovable y el vehículo eléctrico tendrían para la sociedad. “Al impulsar el vehículo eléctrico estamos mejorando la calidad del aire en las ciudades, lo cual mejora la salud, pero debemos ir un paso más allá y saber qué hay detrás del enchufe. Los objetivos de descarbonización y de porcentaje de renovables, hacen necesario reclamar que la electricidad que alimente a los vehículos eléctricos sea renovable en un alto porcentaje,” ha comentado González Moya. Según el Director General de APPA Renovables, “hoy los costes de muchas renovables permiten una competencia real en precio y esto va a ir a más. Adicionalmente, renovables como la fotovoltaica pueden potenciar el autoconsumo y la generación distribuida para nuestro transporte, dotando al consumidor de mayor autonomía. Apostar por el vehículo eléctrico sostenible es también asegurarnos un precio del transporte controlado y barato,” ha concluido José María González Moya.

Los recientes anuncios de compañías como Volvo, cuyos vehículos contarán con algún tipo de motor eléctrico en solo DOS años; o de países como Francia, que en 2040 dejará de comercializar vehículos de gasolina o diésel; marcan un fuerte calendario de adopción del vehículo eléctrico. La diferencia en sostenibilidad, seguridad de suministro, balanza comercial y precio, la marcará la forma de generación eléctrica que alimente a estos vehículos.

Incluso 132 años después de la puesta en servicio de la primera central de cogeneración, Pearl St Station, 130 kW, en la isla de Manhattan, sigue siendo necesario explicar la cogeneración. Los 6.000 MW construidos en España desde hace 30 años tampoco parecen haber servido para demostrar lo que, a ojos de casi todo el mundo, resulta una evidencia: la cogeneración es una energía limpia, distribuida, que reduce pérdidas en el sistema, que fomenta la competitividad, que atiende demandas reales, que evita inversiones en generación, transporte y distribución, que incrementa la seguridad de suministro y que reduce la dependencia energética.

Sorprenden y disgustan los pasos de cangrejo que seguimos dando en España, los palos en las ruedas que descaradamente se van colocando para frenar la cogeneración, el desinterés por conocer y entender esta tecnología, demostrado a través del cínico RD 900/2015, que osa enunciar que: “La generación distribuida presenta beneficios para el sistema, fundamentalmente en lo relativo a reducción de pérdidas de la red en los supuestos en los que las instalaciones de generación se encuentren cerca de los puntos de consumo y reduzcan los flujos de energía por la red, suponiendo además una minimización del impacto de las instalaciones eléctricas en su entorno” para, después, desarrollar una serie de trabas que, en la práctica, contribuyen al mantenimiento del oligopolio eléctrico e imposibilitan el desarrollo de esta generación distribuida, penalizándola económica y administrativamente.

 

El agravio es más acusado si acudimos al desarrollo legislativo mexicano: desde hace ya más de un año, México está preparando una ambiciosa Reforma Energética orientada a una plena liberalización del mercado y al fomento de la sostenibilidad económica y medioambiental de esta actividad. Y dentro de este conjunto, la cogeneración aparece como un elemento fundamental para contribuir al cumplimiento de estos objetivos, siempre bajo preceptos tecnológicamente coherentes, que deben ofrecer capacidad de incentivar y modular el crecimiento en las instalaciones y de verificar el cumplimiento de los objetivos establecidos a nivel nacional. En este sentido, la Comisión Reguladora de Energía se percibe como pilar básico en el impulso de este desarrollo normativo simple y coherente, del que tan huérfanos nos sentimos en España, y al que, ojalá, algún día podamos acercarnos. Leer más…

Raimon Argemí
Director de Consultoría y Promoción de AESA y Administrador de ASESORÍA ENERGÉTICA CHP MEXICO, SA de CV y de AESA COLOMBIA, SAS.

Artículo publicado en: FuturENERGY Octubre 2016

El pasado 16 de febrero la Comisión Europea presentó su primera estrategia para optimizar la calefacción y refrigeración de edificios e industrias. La Estrategia Europea de Calefacción y Refrigeración es la primera iniciativa de la UE que aborda la energía utilizada para calefacción y refrigeración en los edificios y la industria, que representa el 50% del consumo energético anual en la UE. Consiguiendo un sector más inteligente, eficiente y sostenible, se reducirán las importaciones y la dependencia energética, los costes y las emisiones. La Estrategia es una acción clave en el marco de la Unión Energética y contribuirá a mejorar la seguridad de suministro en la UE y a cumplir la agenda climática tras los acuerdos del COP-21.

El término calefacción y refrigeración engloba la energía que se necesita para calentar y refrigerar los edificios, ya sean residenciales o del sector servicios (por ejemplo colegios, hospitales, edificios de oficinas). También incluye la energía necesaria en casi todos los procesos industriales, así como el enfriamiento y refrigeración en el sector servicios, como por ejemplo en el sector de distribución (por ejemplo para preservar los alimentos a lo largo de la cadena de suministro, desde su producción al supermercado y hasta el cliente).

Actualmente, el sector representa el 50% del consumo energético anual de la UE, representa el 13% del consumo total de petróleo y el 59% del consumo total de gas en la UE (solo uso directo), lo que es igual al 68% de todas las importaciones de gas. Ello se debe principalmente a que los edificios europeos son antiguos, lo que implica varios problemas, entre los que se incluyen:

  • Casi la mitad de los edificios de la UE tiene calderas instaladas antes de 1992, con una eficiencia inferior al 60%.
  • El 22% de las calderas de gas, el 34% de los calentadores eléctricos, el 47% de las calderas de petróleo y el 58% de las calderas de car¬bón son más antiguas que su vida útil técnica.
  • . Leer más…

    Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2016

    La dependencia energética en su punto más bajo en 9 estados miembros.  La dependencia energética de la Unión Europea  se situó en 2014 en el 53,4%, lo que significa que la UE necesitó importar más de la mitad de la energía que se consumió en el 2014.

    La dependencia energética de la UE fue mayor en 2014 que en 1990, pero ligeramente inferior a su punto más alto registrado, en 2008. La evolución de la dependencia energética de la UE no ha sido constante entre 1990 y 2014, sin embargo, se ha mantenido constantemente por encima del 50% desde 2004 .

    La dependencia energética varía ampliamente entre los estados miembros, con la mitad de ellos dependiendo principalmente de las importaciones para su consumo en 2014, mientras que para la otra mitad, la tasa de dependencia energética se situó por debajo del 50%.baja2

    Estas cifras han sido publicadas por Eurostat, la oficina estadística de la Unión Europea, junto con la publicación de los resultados detallados anuales de 2014 sobre el suministro, transformación y consumo de energía en la UE. Estos se complementan además con una publicación sobre el ahorro de energía en la UE.

    Un consumo energético en aumento y una dependencia energética también creciente de hogares, empresas y servicios imponen la necesidad de contar con un sistema de distribución fiable y robusto. En este sentido, Schneider Electric participa en el proyecto GreenLys, la primera red inteligente a escala real en Francia. La compañía ha desarrollado juntamente con los principales actores del panorama energético francés dos plataformas experimentales a escala real en las ciudades de Lyon y Grenoble, involucrando en el proyecto a 1.000 hogares y 40 edificios. El objetivo es estandarizar y exhibir una red inteligente completamente funcional hacia el 2015, preparando el escenario para un despliegue generalizado.

    El proyecto está testeando soluciones innovadoras desde la generación de la energía hasta su consumo. A nivel de la red, esto incluye nuevas herramientas de análisis, equipamiento de automatización de subestaciones de nueva generación y comunicación con sensores inteligentes instalados en las áreas de consumo. Más allá, la red incorporará también generación de energía basada en renovables o en gas natural, así como la capacidad de utilizar energía almacenada en vehículos eléctricos.

    Destaca especialmente la contribución de Schneider Electric en dotar a la red inteligente de la capacidad de reconfigurarse automáticamente en caso de corte de servicio. Es lo que se conoce como self-healing: la habilidad del sistema para detectar que no está operando correctamente y, sin necesitar intervención humana, hacer los ajustes necesarios para volver a la normalidad. En este sentido, el proyecto GreenLys es seguro y robusto, minimizando los cortes y la duración de los mismos. En menos de 20 segundos, es capaz de localizar la incidencia, aislarla y reconectar a los consumidores.

    Artículo publicado en: FuturENERGY Abril 2015

    Ecuador está llevando a cabo inversiones y reformas en el sector energético que están siendo acompañadas por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

    Estas acciones buscan fortalecer las instituciones del sector, reforzar la sostenibilidad del sistema eléctrico, reducir su actual dependencia del uso de combustibles fósiles, ampliar el acceso a la energía en comunidades rurales, y avanzar en la estrategia de interconexión eléctrica regional.

    El fortalecimiento y modernización del sector energético, en concreto, el subsector eléctrico permitirá, implementar la iniciativa nacional para el desplazamiento del uso de gas licuado de petróleo por electricidad, reduciendo así el consumo de combustibles fósiles en el sector residencial.

    COMEVAL