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Orbis introduce en el mercado los primeros cargadores domésticos monofásicos inteligentes VIARIS COMBI, que incluyen de serie: modulador de carga en función del consumo de la vivienda, comunicación wi-fi, control de la programación horaria para el aprovechamiento de la tarifa eléctrica y sensor táctil de activación. Cabe destacar que el cargador inteligente VIARIS COMBI adapta la carga del vehículo eléctrico al consumo de la vivienda en tiempo real, de forma que carga más rápido cuando demanda menos energía en la vivienda y viceversa.

De esta forma, VIARIS COMBI evita que se supere el límite de potencia del contrato y por tanto que ocurran los incómodos cortes de suministro por exceso de potencia. En definitiva, se consigue la mayor recarga en el menor tiempo posible, sin sobrepasar la potencia contratada.

Está dotado de comunicación wi-fi de manera que se podrá visualizar en el móvil los datos de consumo del cargador, el histórico de recargas, el estado actual del cargador y todos los detalles de la carga del vehículo.

Así mismo, este cargador inteligente incorpora un módulo de control de tarifas horarias. De esta forma, se podrá programar en qué franjas horarias se prefiere cargar el vehículo para aprovechar las tarifas más económicas que ofrece la comercializadora de energía. En cualquier momento se podrá saltar la programación y forzar una carga urgente si es necesario.

Otra interesante funcionalidad de este cargador, es la entrada de control domótico. VIARIS COMBI dispone de una entrada de control externo mediante la cual se puede comandar la carga del vehículo. Esta función está especialmente diseñada para integrar el cargador en un sistema domótico de control de la vivienda.

La Instrucción Técnica Complementaria (ITC) BT-52 define las protecciones que debe llevar la instalación de un cargador de vehículo eléctrico: medidas de protección contra sobrecorrientes, diferencial y contra sobretensiones temporales y transitorias. VIARIS COMBI está diseñado para albergar todas estas protecciones en su interior sin necesidad de instalar cuadros de protección adicionales. De hecho, como opción el cargador, puede suministrarse con todas las protecciones definidas en la (ITC) BT-52 incorporadas.

En el caso de utilizar el esquema 2 de la ITC-BT-52 en el que el cargador se conecta directamente al contador de compañía, el cargador VIARIS COMBI puede incorporar un dispositivo de rearme automático que permite que en caso de disparo del limitador del contador de compañía, éste se rearme sin necesidad de desconectar el cargador. Cuando se ha estabilizado el suministro el cargador automáticamente vuelve a conectarse a la red y reanuda la carga.

Disponible con una o dos salidas tanto de base de conexión como de manguera. Su flexibilidad de configuración hace que este producto de respuesta a cada necesidad particular de los usuarios de vehículos eléctricos.

Su robustez, así como su facilidad de instalación y uso, son aspectos que se han tenido muy en cuenta a la hora de diseñar estos equipos. Todo ello, unido a su atractivo diseño, hacen que en este cargador se consiga la unión perfecta entre estética y eficiencia.

Endesa ha adjudicado a la empresa Electro Power Systems (EPS) la construcción de una batería de ión de litio de 20 MW de potencia y 11,7 MWh de capacidad. Comienza así el proceso de construcción de la que será la mayor batería instalada de España, que permitirá a la Central de Carboneras (Almería) adaptarse a las necesidades del sistema eléctrico sin alterar su ritmo de generación. Está previsto que el proyecto esté listo en junio de 2018.

Endesa invertirá más de 11,5 millones de euros en el proyecto, el cual incluye el suministro e instalación del banco de baterías, inversores y transformadores elevadores de tensión, y dos transformadores auxiliares para la conexión con la central adjudicados a la empresa ABB.

 

La central de Carboneras está diseñada para operar en base, es decir, para generar electricidad constantemente, algo que ha llevado a cabo desde la puesta en marcha del primer grupo en 1985. El diseño original de la central está adaptado al sistema eléctrico de los últimos 30 años y tiene que adaptarse al sistema actual, con una notable penetración de energías renovables intermitentes (principalmente eólica) que le obligan a modular su producción y aplicar funciones de respaldo para cubrir la demanda en todo momento.

La instalación de un gran sistema de almacenamiento de energía que se conectará a la red auxiliar de la central, dotará a la planta de flexibilidad y mejorará su respuesta ante fluctuaciones de carga en el sistema de electricidad actual derivadas de la intermitencia producida por el aumento de la penetración de las renovables. Además, también se espera que la batería reduzca los costes de mantenimiento de los principales componentes de la central y alargue su vida útil.

Asimismo, la central de Carboneras se encuentra en proceso de adaptación de sus sistemas a la normativa medioambiental europea, la cual obliga a reducir las emisiones de NOx y SO2. Se espera que Endesa invierta unos 240 millones de euro en este proceso.

El proyecto forma parte del conjunto de iniciativas que está desarrollando el Grupo Enel, matriz de Endesa, para posicionarse en esta nueva tecnología, la cual cuenta con grandes perspectivas de crecimiento dentro del segmento de los servicios públicos gracias a sus características técnicas y su rápida velocidad de respuesta, así como a la reducción de costes que se está produciendo en esta tecnología.

El pasado mes de mayo, Enel adquirió el sistema de almacenamiento de energía de baterías (BESS, por su sigla en inglés) de Tynemouth (Newcastle, Reino Unido), una batería de iones de litio con una capacidad de 25 MW (12,5 MWh) que estará terminada a principios de 2018.

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Siemens presenta su turbina de gas industrial SGT-800 con una potencia de 57 MW y una eficiencia eléctrica de más del 40% en la aplicación de ciclo simple. En una configuración de ciclo combinado la potencia de salida es de 163 MW con una eficiencia neta de más del 58,5%. La SGT-800 está ahora disponible con rango de potencia de 47,5 MW a 57 MW gracias a esta mejora, que se ofrecerá al mercado junto con las variantes ya existentes.

La SGT-800 más potente hasta la fecha está dirigida principalmente a los productores de energía industrial y a las compañías de petróleo y gas que tienen una demanda de energía particularmente alta.

 

El incremento de potencia a 57 MW sigue la filosofía de diseño de evolucionar en pequeños y ajustados saltos, mientras se mantiene cerca del diseño comercialmente probado y fiable de la turbina de gas industrial SGT-800. Sólo se han realizado mejoras en piezas de la turbina de gas usando las tecnologías existentes y maduras del núcleo de la turbina de Siemens. La mejora de rendimiento hasta 57 MW también se ha logrado a través de una mejora de la caja de engranajes y eficiencia de la carcasa / difusor de salida. Se ha logrado un reducido impacto del paquete de la turbina de gas gracias a un diseño más corto y un grado de pre-ensamblaje que permite menor tiempo de instalación en campo.

Hasta la fecha, más de 325 turbinas SGT-800 se han vendido en todo el mundo. La región de Asia Pacífico es un mercado especialmente importante para la máquina, con más de 100 unidades vendidas, 71 de ellas solamente en Tailandia. En los últimos cinco años, la SGT-800 ha sido la turbina de gas líder en el mercado para aplicaciones de ciclo combinado en su gama de potencia. La flota SGT-800 instalada ha alcanzado actualmente más de cinco millones de horas de funcionamiento. La turbina, que se conocía originalmente con el nombre de producto GTX100, comenzó su desarrollo en 1994 y se lanzó en 1997.

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El Grupo ACS, a través de Dragados Offshore, se ha adjudicado el desarrollo, construcción y entrega de una plataforma de conversión eléctrica HVDC (para transmisión en alta tensión y corriente continua) para el proyecto Dolwin 6 en el Mar del Norte. Este proyecto se realizará en colaboración con Siemens, y será capaz de suministrar suficiente electricidad para proveer inicialmente el consumo eléctrico de un millón de hogares alemanes.

El sistema con 900 MW de potencia consiste en una plataforma de conversión HVDC offshore en el Mar del Norte alemán y una subestación HVDC en tierra, en la región de Emden.

 

Concretamente, Dragados Offshore se responsabilizará del diseño, suministro, construcción, transporte e instalación de la plataforma, mientras que el alcance del trabajo a realizar por Siemens será el diseño y suministro de los equipos HVDC de ambas subestaciones y el desarrollo de la subestación en tierra. Conjuntamente comisionarán las instalaciones para posteriormente probarlas y ponerlas en marcha.

La plataforma de conversión offshore transforma la energía eléctrica de los aerogeneradores entrante por cables de alta tensión de corriente alterna de 155 kV, a corriente continua de alta tensión de 320 kV, exportándola a la subestación en tierra. La plataforma estará conectada a la plataforma Dolwin Beta existente.

El contrato se considera un hito importante para ACS y, por ende, para Dragados Offshore, ya que refuerza sus actividades en la entrega de plataformas para la industria eólica marina mediante la construcción de un megaproyecto de vanguardia en su sector, que le consolida en una posición líder en el mercado eólico marino.

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Las previsiones para el reino de Marruecos indican que la demanda energética del país tendrá un crecimiento continuo en los próximos años. El país goza de abundantes recursos energéticos renovables (incluyendo solar, eólica e hidráulica), y ha establecido el objetivo de tener un 52% de energía renovable antes de 2030, reduciendo su dependencia actual de los combustibles fósiles importados. El gobierno está centrado en el desarrollo de su infraestructura eléctrica para poder integrar la generación renovable, con el objetivo de generar más electricidad a partir del viento y de otras fuentes renovables.

ABB está trabajando junto con Energie Eolienne du Maroc, una de las compañías marroquíes líder en el sector energético, para construir una nueva subestación híbrida en el sur de Marruecos, que se conectará a la red nacional del país. Será la primera subestación híbrida de Marruecos, y está diseñada para soportar las duras condiciones climáticas del desierto y de la atmósfera marina.

 

La subestación híbrida tendrá unos niveles de tensión de 225/33 kV y será flexible y ampliable, con la capacidad de llegar a 400 kV y a una potencia en el parque eólico de 300 MW. La eléctrica Nareva está trabajando en varios proyectos de parques eólicos por todo Marruecos.

La compañía exigía un excelente servicio al cliente por parte de su suministrador potencial. Los equipos humanos de ABB en España, Marruecos, Italia, Turquía, Suiza y Suecia trabajaron conjuntamente para impartir seminarios técnicos y realizar varios análisis de costes de ciclo de vida. La subestación híbrida contará con la última tecnología de ABB con aparellaje PASS, aparellaje ZS2 MV, transformadores de 150 MW, transformadores de medida, descargadores de sobretensiones, sistema de automatización de la subestación, y sistemas de protección y control. La nueva subestación mejora la presencia de ABB en África y contribuye al objetivo que tiene su división Power Grids de desarrollar redes eléctricas más resistentes, inteligentes y respetuosas con el medio ambiente para sus clientes.

Alstom y Safran han firmado un acuerdo de cooperación tecnológica con el objetivo de compartir competencias y experiencias en tecnologías de propulsión eléctrica. Se trata de un acuerdo de colaboración en materia de I + D de dos empresas de tecnología punta, líderes en sus mercados: el de la movilidad para Alstom; y el de la aeronáutica, espacio y defensa en el caso de Safran.

En un primer momento, el acuerdo se centrará en dos líneas de trabajo: componentes y tecnologías para equipos de propulsión eléctrica, y sistemas de propulsión híbrida o eléctrica para aviones y vehículos de transporte colectivo.

 

El programa de investigación conjunta contará con la participación de institutos de investigación y universidades, así como de Pymes innovadoras. Los diferentes proyectos de colaboración desarrollados en el marco de este acuerdo se darán a conocer para el año 2020.

Fotowatio Renewable Ventures ha resultado adjudicataria de 300 MW en la segunda subasta eléctrica realizada por el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), de México. El contrato supone la entrada de FRV en el país, a través de una planta solar, con una tarifa muy competitiva de US$ 26,99/MWh.

El inicio de la construcción del proyecto está previsto para mediados de 2018 y se prevé esté operativo a mediados de 2019. Su construcción generará 250 puestos de trabajo locales y 20 más durante el periodo de operación. La planta solar generará energía limpia suficiente para abastecer aproximadamente 76.100 hogares, al tiempo que reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero en unas 97,7 millones de toneladas de CO2, aproximadamente.

 

México ha establecido como meta que el 35% de la generación de electricidad proceda de energías renovables para 2024. A través de esta ronda de subastas, México planea construir más de 15.000 MW de nueva capacidad instalada de energía renovable.

FRV opera en el mercado de América Latina desde el 2013. En julio de 2015 la compañía comenzó a construir ´La Jacinta’ convirtiendo a Uruguay en el emplazamiento de uno de los proyectos fotovoltaicos más grandes de América Latina.

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Además, la compañía ha renovado los servicios de operación y mantenimiento de 286 aerogeneradores instalados varios parques en España y Portugal

Gamesa ha finalizado la implantación del programa Energy Thrust para una empresa eléctrica en 28 parques eólicos ubicados en España, Portugal, Francia y Polonia.

Este programa de mejoras, que aumenta la producción media de los aerogeneradores hasta un 5%, se ha implementado en aerogeneradores fabricados por Gamesa de la plataforma de 850 kW y 2 MW, con una potencia total de 872 MW.

 

Energy Thrust es un producto desarrollado por Gamesa para aumentar la eficiencia de sus plataformas de 660kW, 850 kW y 2.0 MW de potencia. Gracias a este sistema, avalado por el organismo independiente DNV-GL y ya implantado en más de 1.967 aerogeneradores (3.445 MW) instalados en 14 países, la producción media de los aerogeneradores se incrementa hasta un 5%. Energy Thrust permite que los aerogeneradores se adapten perfectamente a las condiciones específicas de su emplazamiento, mejorando la energía entregada a la red en todas las condiciones de viento, y con ello la eficacia y rendimiento de toda la flota Gamesa.

Acuerdo para el mantenimiento de 305 MW

Gamesa ha alcanzado también un acuerdo con una empresa eléctrica para renovar sus servicios de operación y mantenimiento en 305 MW. Así, la compañía continuará prestando estos servicios en 286 aerogeneradores de las plataformas de 850 kW y 2 MW, ubicados en varios parques eólicos de España y Portugal.

La respuesta integral de Gamesa en el sector industrial eólico se completa con su área de servicios de operación y mantenimiento (O&M), que mantiene más de 22.300 MW en unos 35 países.

Como resultado de la segunda subasta eléctrica, un total de 23 empresas de 11 países, entre ellos México, invertirán en los próximos tres años 4.000 M$ para la instalación de 2.871 MW de nueva potencia renovable instalada. 57 licitantes han participado en esta subasta, celebrada el 22 de septiembre, con el resultado de 23 empresas ganadoras con un total de 56 ofertas de solar fotovoltaica, eólica y otras energías limpias.

En esta subasta, el precio promedio por paquete de MWh y Certificado de Energía Limpia (CEL) fue de 33,47 $, es decir, un 30% menos que el obtenido en la primera subasta. Además, se alcanzaron los objetivos de compra eficiente de productos, al asignarse el 80,5% de la potencia, el 83,82% de la energía y el 87,26% de los CELs ofertados, y ahorros del 44,2% para la energía limpia y del 64,1% para la potencia, respecto a los precios máximos presentados por la CFE.

 

Eólica y fotovoltaica vuelven a ser las grandes ganadoras de la subasta. La eólica ha conseguido la asignación de 128 MW y casi 4.000.000 de MWh, lo que representa un 11% y un 43% respectivamente de la potencia y energía subastadas. Cabe destacar también la asignación de 25 MW de geotérmica, mientras que los resultados de la fotovoltaica se detallan más abajo.

subasta_mexico1En el acto de presentación de resultados, el titular de la Secretaría de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, destacó que con las dos subastas eléctricas celebradas hasta ahora en México, el país se acerca a la meta de generación del 35% proveniente de renovables para 2024. También señaló que como resultado se establecerán 34 empresas de generación renovable en México, que en conjunto llevarán a cabo una inversión de 6. 600 M$ y añadirán cerca de 5.000 MW de nueva potencia renovable.

La energía solar se consolida como principal motor de crecimiento del sector eléctrico mexicano

Con motivo de la celebración de esta subasta, Asolmex, ha destacado el positivo resultado para la fotovoltaica, con 16 proyectos asignados y una potencia de 1.823 MW, 54% del total de la energía subastada. La energía solar se ha consolidado como la tecnología más competitiva, aún por debajo de la generación de ciclo combinado a gas natural. Con un precio promedio de 31,7 $/MWh, la competitividad de la energía solar ha mejorado un 42% con relación al precio promedio de la primera subasta (44,9 $/MWh), lo que la confirma como la energía más barata en el portafolio de generación de CFE, incluso por debajo de la energía convencional.

En conjunto, en las dos subastas se han asignado un total de 28 proyectos de fotovoltaica con una potencia 3.619 MW, equivalente a una inversión estimada de 4.500 M$ Estos proyectos entrarán en operación comercial durante 2018 y 2019. Algunos de los promotores de estos proyectos son Acciona, Aleph Capital, Alten, Canadian Solar, Enel Green Power, Engie, FRV, Grenergy, Hanwha Q-Cells, IEnova, Jinko Solar, OPDE, Solar Century, Sunpower, Thermion, Tuto Energy, X-Elio, y Zuma Energía, todos ellos miembros de Asolmex.

La compañía, filial española del grupo francés Eiffage, se embarca en otra aventura empresarial en un nuevo país de la zona: una filial internacional en Perú que cuenta ya con su sede en Lima. De esta forma, Eiffage Energía continúa su proceso de internacionalización, que comenzó en el año 2008 en Europa con la construcción de la planta solar fotovoltaica Amareleja en Portugal y se afianzó en 2012 con la construcción del parque eólico Pawlowo en Polonia. Un año después, daba su salto a América con las filiales Eiffage Energía Brasil, Eiffage Energía Chile y en 2014 con una filial en México.

La apertura de esta nueva filial peruana coincide con la adjudicación a Eiffage Energía de un importante proyecto de infraestructuras eléctricas en Perú. Este proyecto consistirá en la construcción de dos tramos de líneas de transmisión que conectarán varias subestaciones. Su ejecución estará marcada por las condiciones medioambientales de la zona, con altitudes superiores a 4.000 metros, bajas temperaturas y la particularidad de trabajar durante el período de lluvias.

 

Eiffage Energía en Chile

En cuanto a la actividad en la filial chilena de Eiffage Energía, esta se ha traducido en los últimos años en proyectos tan importantes como la construcción de la planta solar de San Andrés o el parque fotovoltaico de Javiera, además de la planta fotovoltaica de Quilapilún, una de las mayores plantas de América Latina. A ellos se sumaba recientemente el proyecto EPC eléctrico del parque eólico de Sierra Gorda, firmado con Enel Green Power (EGP) Chile para la construcción de una subestación elevadora y una línea de Alta Tensión en la comuna de Sierra Gorda, ubicada en el desierto de Atacama, uno de los más áridos del mundo.

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