Tags Posts tagged with "electricidad"

electricidad

Greensmith Energy, parte del grupo tecnológico Wärtsilä, ha sido seleccionada por Origis Energy USA para proporcionar almacenamiento de energía avanzado integrado con energía solar fotovoltaica en Sterling, Massachusetts, EE.UU. El sistema híbrido resultante permitirá que la instalación fotovoltaica gestione mejor las cargas máximas y proporcione un suministro de electricidad seguro y fiable al Municipio y al Estado.

Greensmith Energy entregará el sistema de almacenamiento de energía de 1 MW/2 MWh utilizando baterías LG Chem e inversores Sungrow a Origis Energy, proveedor líder en EE.UU. de soluciones de almacenamiento y energía solar, con más de 1 GW de capacidad solar desarrollada. El pedido fue realizado en el cuarto trimestre de 2017.

Greensmith entregará la solución llave en mano y el proyecto de forma rápida, habiendo demostrado su capacidad de cumplir con cronogramas de entrega exigentes a nivel mundial a través de más de 70 implementaciones exitosas de sistemas. Se espera que el sistema esté en pleno funcionamiento para finales de marzo de 2018. La compañía también proporcionará servicios de operación y mantenimiento al sistema de almacenamiento de energía en virtud de un acuerdo de 10 años.

Greensmith Energy, una compañía Wärtsilä, es un proveedor líder de tecnología e integración de almacenamiento de energía, habiendo entregado 11 proyectos de sistemas a escala de red a nivel mundial en 2017. Ahora en su quinta generación, la plataforma de software Greensmith’s GEMS ofrece la más amplia gama de aplicaciones de almacenamiento de energía para optimizar almacenamiento de energía, a menudo integrado con una variedad creciente de activos de generación renovables y fósiles.

La falta de acceso a agua potable y electricidad es uno de los principales retos a los que se enfrenta la sociedad en el siglo XXI. A pesar de los esfuerzos llevados a cabo, actualmente al menos 1.800 millones de personas utilizan una fuente de agua con contaminación de origen fecal, que es la causa directa de más de medio millón de muertes al año, y 1.200 millones de personas no tienen acceso a electricidad, lo que se asocia con 3,5 millones de muertes cada año. En particular, en los países en desarrollo los riesgos sanitarios están asociados al consumo de agua contaminada fecalmente, lo que a su vez impide un correcto saneamiento e higiene.

Las tecnologías para la inactivación de microorganismos patógenos en el agua tienen una gran importancia para la salud y el bienestar humano. Sin embargo, la tecnologías convencionales (cloración, ozonización, lámparas UV, etc.) son a menudo altamente demandantes de energía y necesitan productos químicos y mano de obra cualificada para operar. Además, su aplicación en países en vías de desarrollo (actualmente los más vulnerables a las enfermedades de origen hídrico) es limitada debido a su dependencia de productos químicos (difíciles de obtener y muy costosos), al acceso a la electricidad y al rechazo del agua después de ser tratada debido a su sabor y olor (especialmente en el caso de la cloración). Estas limitaciones han conducido al rápido desarrollo de tecnologías alternativas para la obtención de agua destinada al consumo humano como la desinfección solar (SODIS), que ha sido identificada como uno de los métodos más apropiados para el tratamiento de agua en los países en vías de desarrollo. Sin embargo, los sistemas que dependen exclusivamente de la luz UV solar, solo utilizan un 5 % de la energía disponible, por lo que su eficiencia total se ve reducida. Por lo tanto, el desarrollo de sistemas solares de desinfección de agua solo será factible si se utiliza el espectro solar de la manera más eficiente posible, aprovechando al máximo la energía contenida en cada banda espectral.

Natalia Pichel Mira, investigadora de IMDEA Agua, ha abordado esta problemática existente en su tesis doctoral, dirigida por la Dra. Marta Vivar, y defendida el 2 de febrero de 2018 en la Universidad de Alcalá. Esta tesis, titulada “Sistema híbrido fotovoltaico-fotoquímico para el tratamiento de agua”, se centró en el desarrollo y estudio de una nueva tecnología híbrida para la desinfección de agua y la generación simultánea de electricidad (SOLWAT) que incrementa la eficiencia total de conversión de la energía solar utilizando cada parte del espectro para aquellos mecanismos en los que es más eficiente. Este estudio se combinó con la evaluación del sistema convencional de desinfección solar (utilizando botellas de plástico PET) estudiando la contribución de la luz UV y los componentes térmicos en la inactivación de las bacterias. Finalmente, también se incluyó un estudio acerca del estado actual de acceso al agua potable y los riesgos sanitarios asociados en los campamentos de refugiados saharauis como posible lugar para la implementación de esta tecnología.

Los resultados obtenidos confirmaron que la tecnología SOLWAT integra las funciones de desinfección solar de agua y generación de energía renovable en un único sistema con mayor eficiencia de desinfección que las botellas PET convencionales para todos los indicadores microbiológicos analizados e independientemente de las condiciones de temperatura y radiación UV. Por otro lado, los resultados eléctricos mostraron que la producción total de electricidad no se ve afectada por el reactor de desinfección de agua situado encima del módulo fotovoltaico a lo largo del proceso de desinfección (6h).

Por último, el estudio confirma la viabilidad de la tecnología SOLWAT para contribuir a paliar la falta de acceso a agua potable y electricidad, la cual también podría ser utilizada para el tratamiento de aguas residuales de efluentes industriales y urbanos, especialmente en tratamientos terciarios mediante una tecnología ni química ni energéticamente dependiente. Por lo tanto, considerando los riesgos de contaminación microbiológica detectados en los abastecimiento de agua potable de los campamentos de refugiados saharauis y teniendo en cuanta las condiciones de irradiancia del desierto del Sáhara (situado en la zona del ‘cinturón solar’) con altos niveles de radiación UV y temperatura ambiente, podría ser una tecnología apropiada para ser implementada a nivel doméstico y/o comunitario.

En todo el mundo, hay operativas más de 3.500 centrales eléctricas de biomasa, que generan electricidad y calor a partir de biomasa sólida, alcanzando una potencia instalada de 52,8 GWel. En un año, se han puesto en marcha 200 plantas de biomasa con una potencia conjunta de casi 3 GWel. Las tasas de crecimiento significativas en Asia están compensando el desarrollo menos dinámico en los mercados clave europeos. Al mismo tiempo, la consolidación y la globalización continuaron entre los proveedores de tecnología en 2017. Estos son algunos de los resultados de un reciente informe de mercado de ecoprog, llamado Biomass to Power.

El mercado de las centrales eléctricas de biomasa está estimulado principalmente por los subsidios a las energías renovables, especialmente en Europa, donde ya se habían introducido los primeros esquemas de apoyo para la generación de electricidad a partir de biomasa sólida en los años noventa.

Por el contrario, la disponibilidad de combustible es el factor determinante en Norteamérica y Latinoamérica, así como en muchos mercados asiáticos, ya que los niveles de subsidio son a menudo más bajos que en Europa. Norteamérica y Europa utilizan principalmente madera para generar energía, mientras que los países de Latinoamérica queman principalmente bagazo, un residuo de la industria de la caña de azúcar. Residuos agrícolas tales como la paja, la cáscara de arroz y racimos de frutas vacías de la industria del aceite de palma son los principales combustibles en Asia.

Lo que todas las plantas tienen en común es su intensa utilización del calor residual (cogeneración). Alrededor del 60% de las plantas de biomasa se encuentran en emplazamientos industriales. Muchas de ellos se alimentan con residuos de producción local (racimos de fruta de aceite de palma, bagazo, residuos de procesamiento de madera) y, a su vez, entregan calor al proceso de producción. Alrededor del 30% de todas las instalaciones están conectadas a redes de calefacción urbana; la mayoría de ellos se encuentran en regiones más frías, como Europa Central y Escandinavia. Alrededor del 10% de las plantas de biomasa solo generan eléctricidad y no usan su calor residual, muchas de ellos están ubicadas en China, donde la utilización del calor residual no es un requisito para obtener subsidios.

El desarrollo del mercado depende de qué cómo de rentables sean los subsidios a las energías renovables, especialmente en Europa. Muchos mercados están saturados después de muchos años de subsidios, lo que hace que la construcción de nueva potencia solo valga la pena con la concesión de subsidios más generosos. Además, Europa tiene menos residuos agrícolas que se puedan utilizar para la recuperación térmica que otras regiones.

Como las plantas ya existentes funcionan con altos costes operativos, muchos países europeos están reduciendo los subsidios a las energías renovables. Por ejemplo, Reino Unido decidió no seguir organizando rondas de asignación de energías renovables después de 2019. En septiembre de 2017, Polonia pospuso su muy anticipada subasta de biomasa indefinidamente. Esta subasta se planificó inicialmente para octubre de 2017. Rumania tampoco parece considerar la reintroducción de los subsidios a las renovables.

Otros países europeos, sin embargo, están fortaleciendo el apoyo de a las renovables. Holanda decidió un plan de apoyo de 8.000 M€ para 2018, que es tanto como en 2017. Finlandia va a establecer un nuevo sistema de subastas en 2018/2019, que también incluirá a las producción de electricidad con biomasa.

A nivel mundial, los sistemas de subsidios no cambiaron significativamente en el último año. Sin embargo, Argentina debe mencionarse como un caso especial: en 2017, el país aprobó subsidios para 14 centrales de biomasa con una potencia de 117 MWel y también anunció la próxima subasta para 2018.

El mercado mundial de BMPP continuará desarrollándose dinámicamente hasta 2026. En todo el mundo, se construirán otros 2.000 BMPP con una capacidad instalada de más de 25 GWel. Alrededor del 50% de este aumento ocurrirá en Asia y especialmente en los mercados clave de China e India. América del Norte y América del Sur seguirán siendo mercados atractivos para la generación eléctrica de biomasa sólida, principalmente Brasil, Canadá y Estados Unidos. Sin embargo, el nivel general de subsidios en Europa continuará disminuyendo a la luz de los altos costos y los aspectos ecológicos (sostenibilidad). Europa se convertirá en un mercado menos dinámico.

Como resultado de las tendencias descritas anteriormente, la consolidación y la globalización de los proveedores de tecnología continuó en 2017. Por ejemplo, Amec Foster Wheeler Group (hoy Wood Group) con sede en Reino Unido vendió su negocio de combustión en lecho fluidizado al proveedor de tecnología japonés Sumitomo. El proveedor danés de tecnología Burmeister & Wain Scandinavian Contractor, parte del grupo japonés Mitsui Group, se hizo cargo del fabricante de plantas con problemas financieros Burmeister & Wain Energy. El proveedor danés de tecnología Babcock & Wilcox Vølund recibió un programa de reducción de costes de la empresa matriz estadounidense Babcock & Wilcox, que incluyó el despido del 30% del personal.

    0

    COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA 100% VERDE

    Feníe Energía, la compañía de los instaladores, es la comercializadora de energía independiente que más crece en el país y su modelo se diferencia del resto de compañías en que tiene una red de agentes energéticos que son los que asesoran, conocen las necesidades del cliente y, además, son accionistas. La misión de Feníe Energía es que los clientes ahorren a través del trabajo y la experiencia de la red de agentes energéticos, que es nuestra red comercial. Ellos son los que mantienen un contacto directo con los clientes y los que asesoran de forma personalizada, lo que implica cercanía y proximidad con el cliente, y es lo que denominan “gestión por confianza”. Esta comercializadora de energía 100% verde y comprometida con el medio ambiente, además de electricidad y gas dispone de servicios de ahorro energético, autoconsumo, movilidad y gestión de la energía.

    Las empresas españolas tienen desde hoy una nueva herramienta para gestionar y optimizar su consumo energético de manera fácil y sin tener que entender de electricidad, agua o gas. Energy Tools, una consultora energética con más de 10 años de experiencia de Olot (Girona), ha decidido trasladar su conocimiento en gestión de la energía de sus clientes a las empresas. Así, EBO (Energy Business One) es un software nacido de la necesidad real de poder traducir en información entendible la gestión de la energía. Si bien existen otros softwares para la gestión de la energía, EBO es el primero del mercado español que traduce toda la información técnica a información económica.

    La herramienta monitoriza y gestiona todos los consumos energéticos de un negocio, industria u organización actualizando la información en tiempo real de los mercados energéticos (OMIE, OMIP, REE, ENAGAS) y en función de la legislación del BOE.

    El ajuste es tan real que el software permite hacer la predicción de las facturas mensuales de los suministros con un margen de error de céntimos de euro. La plataforma es accesible desde ordenador, móvil o tableta. El sistema es modular y parametrizable y puede integrarse con otros sistemas de información como SCADA o MES.

    Además de facilitar la comprensión de la información, un sistema de alarmas personalizable avisa de todas las situaciones que la empresa necesita gestionar para evitar sustos en las facturas de las compañías suministradoras, como alarmas de reactiva o exceso de potencia.

    La información es fácilmente exportable en todo tipo de informes, facilitando también el cumplimiento de la ISO 50001 de sistemas de gestión de la energía.

    EBO facilita no solo el trabajo de los gestores energéticos de las empresas, sino también de direcciones generales y financeras, aportando el máximo control en euros del consumo de electricidad, agua y gas; la anticipación precisa de la próxima factura para facilitar el aprovisionamiento de tesorería, ofreciendo simulaciones reales; un impactante ahorro por tener en cada momento la mejor tarifa y por el seguimiento en tiempo real de los mercados energéticos; y facilita la toma de decisiones económicas y financieras en cuanto a suministros, cambios de maquinaria, consumos por sedes o centros, por ejemplo.

    Además, la optimización de consumos que permite EBO a las empresas, facilita también que las organizaciones sean más respetuosas con el medio ambiente, ya que reducen sus emisiones de CO2.

    Jordi Rabat, CEO de Energy Tools, se muestra extremadamente satisfecho con la plataforma: “Desde ahora nuestros clientes dispondrán de las mejores condiciones del mercado energético. Por tanto, contribuimos a aumentar la competitividad de las empresas desde el ahorro y el control energético”. Rabat añade: “Estoy de acuerdo con que lo que no se mide no se puede mejorar, pero si se mide y la información no se entiende, tampoco se puede mejorar. Traducir en euros la información energética es un gran salto”.

    Comercialización en España junto a VMC

    Energy Tools ha unido su conocimiento en eficiencia energética a VMC, especialista en soluciones de automatización y control industrial con más de 10 años de experiencia, para comercializar la plataforma EBO. El CEO de VMC, Iván Olivares, afirma que “en cuanto nos presentaron la plataforma no dudamos en que cambiaría la gestión de la energía y decidimos apostar por su comercialización”.

    La grave sequía que ha afectado a nuestro país durante el año 2017 ha tenido unos graves efectos para la generación hidráulica, que ha pasado de aportar desde el 14,6% de la electricidad en 2016 al 7,3% del 2017. Especialmente grave es la situación de las centrales minihidráulicas, en general pequeñas empresas que no disponen de otros ingresos para compensar las pérdidas. De media, las centrales minihidráulicas funcionaron unas 1.400 horas, prácticamente la mitad de la estimación oficial de 2.750 necesarias para obtener una rentabilidad razonable. La pérdida de la retribución Ri por no alcanzar la producción mínima supone una pérdida adicional del orden del 25%. Este efecto perverso del modelo retributivo viene a sumarse al recorte que ya sufrió el sector minihidráulico con la reforma eléctrica de 2013, que supuso una pérdida del 67% de la retribución regulada.

    La Organización Meteorológica Mundial (OMM) y la NASA confirmaron este mes que 2017 había sido uno de los tres años más calurosos desde 1880, completando esta triada los años 2015 y 2016. Adicionalmente, España ha sufrido en 2017 una importante sequía y las centrales hidráulicas sufrieron sus efectos de forma severa.

    Un año nefasto para la producción hidráulica

    Con los datos en la mano, la actual sequía ha provocado la mayor disminución de la generación hidráulica desde que se produjo la moratoria renovable y se modificó el esquema retributivo. Tendríamos que remontarnos a 2012, cuando la hidráulica aportó el 7,7% de la generación eléctrica, para ver cifras similares.

    La sequía ha afectado a la generación de todo tipo de centrales hidráulicas, grandes y pequeñas, dado que la aportación total se redujo un 47,5% en el cómputo global respecto al año 2016. Sin embargo, las centrales minihidráulicas, la forma de generación eléctrica más respetuosa con el medioambiente suele estar en manos de pequeñas y medianas empresas que tienen más dificultad para asimilar esta disminución en los ingresos que los adjudicatarios de grandes centrales. Aunque en promedio la perdida prevista es del 25%, en algunos casos las pérdidas de ingresos son prácticamente del 100%.

    A la grave penalización que ya supone la disminución de generación por causas de la sequía, que ha provocado pérdidas muy cuantiosas en la venta de energía eléctrica, se añade la posible e injusta pérdida de la retribución regulada.

    Un efecto perverso del modelo retributivo

    El actual modelo retributivo no está diseñado para la tecnología minihidráulica, que sufre importantes variaciones de producción anual. Esto conlleva a que existan penalizaciones importantes por reducir la generación y no se prevean excepciones como la actual sequía. Esta exigencia de un mínimo de producción fue un mecanismo tendente a incentivar la disponibilidad de las centrales y no desperdiciar el recurso renovable.

    Cuando el agua escasea, las centrales minihidráulicas se quedan sin recurso sin que exista ninguna opción posible para aumentar la producción y sufriendo, por la sequía, una penalización adicional.

    El origen del cambio de modelo retributivo que sufrió el sector fue la llamada “rentabilidad razonable”, rentabilidad que, en ningún caso, se alcanzará de aplicarse las penalizaciones por baja producción. El hecho de que muchas estén al final de su vida regulatoria, por lo tanto, se quedarán sin Ri en breve, hace que la párdida de esta en un año sea irrecuperable.

    El sector pide la comprensión del regulador

    Según los datos recopilados por APPA Hidráulica, que representa desde hace más de 30 años los intereses de esta tecnología, las centrales minihidráulicas han funcionado en 2017 una media de 1.400 horas, cifra muy alejada del modelo de retribución oficial (2.750 horas), modelo no diseñado para esta tecnología. Adicionalmente a la pérdida de ingresos por la menor venta de energía al mercado, se da el caso de que algunas centrales no alcanzarán el umbral mínimo de funcionamiento. Esto hará que se pierda alrededor del 25% de la retribución (Ri) sin que los productores puedan hacer nada para remediarlo.

    Desde el sector se pide al regulador que, al igual que se aplican medidas excepcionales para la agricultura o la ganadería cuando hay graves sequías, se tengan en cuenta los efectos negativos que produce la sequía en el sector. “Simplemente pedimos que se entienda el problema que afecta a esta tecnología”, ha explicado Oriol Xalabarder, presidente de APPA Hidráulica. “No pedimos incrementar los costes del sistema, pero sí que se retribuya al sector hidráulico con la partida prevista sin que exista penalización adicional por la sequía que sufrimos”, ha comentado Xalabarder.

    Estación conversora de Santa Llogaia. Interconexión eléctrica España-Francia por los Pirineos orientales

    La Unión Europea invertirá 578 M€ en la nueva interconexión eléctrica entre España y Francia que transcurrirá por el Golfo de Vizcaya. Esta nueva infraestructura elevará la capacidad de interconexión entre ambos países hasta los 5.000 MW. Esta interconexión eléctrica permitirá una mayor integración de la Península Ibérica en el mercado interior de la electricidad y será esencial para que las fuentes de energía renovables se desarrollen y se pueda cumplir el Acuerdo de París sobre el cambio climático.

    El proyecto es responsabilidad de INELFE, una sociedad mixta constituida el 1 de octubre del 2008 a partes iguales por las empresas gestoras de la red de transporte eléctrico de España y de Francia, REE y RTE, respectivamente.

    La nueva infraestructura eléctrica supone un importante paso adelante para acabar con el aislamiento de la Península Ibérica respecto del resto del mercado europeo de la energía. La plena interconexión del mercado es indispensable para aumentar la seguridad del suministro en Europa, reducir la dependencia de los proveedores únicos y ofrecer a los consumidores más posibilidades de elección.

    En estos momentos hay una interconexión eléctrica entre Francia y España del 2,8%, incluyendo la última inaugurada entre Santa Llogaia (Gerona) y Baixas (Perpiñán). Con el proyecto por el Golfo de Vizcaya el porcentaje de interconexión alcanzará el 5% y con otros dos proyectos por los Pirineos, uno por Aragón y otro por Navarra, se llegará al 8%.

    Se trata de una interconexión entre el País Vasco y Aquitania de 370 km de longitud (110 km en España y 260 km en Francia) de los cuales 90 km son terrestres y 280 km submarinos. El cable entrará en funcionamiento en el año 2025.

    El coste del proyecto es de 1.750 M€. Los reguladores nacionales habían acordado un reparto del 50% de los costes entre ambos países. Con esta aportación financiera de la Unión Europea, España financiará únicamente el 37% del proyecto, aproximadamente.

    La UE destaca que la subvención de 578 M€ en la interconexión entre España y Francia es la más elevada concedida hasta ahora por el Mecanismo Conectar Europa. El Gobierno valora, por ello, muy positivamente el respaldo de los fondos europeos obtenidos, que acredita la solidez técnica y económica del proyecto. El apoyo de la Unión Europea demuestra la importancia del mercado interior de la electricidad y sus infraestructuras para la construcción del proyecto europeo, avalando las posiciones que España ha mantenido históricamente.

    La interconexión eléctrica submarina por el Golfo de Bizkaia

    El nuevo enlace eléctrico por el Golfo de Bizkaia, de 370 km de longitud, permitirá reforzar la interconexión entre España y Francia mejorando la seguridad y garantía de suministro, aumentando la eficiencia de ambos sistemas eléctricos y permitiendo una mayor integración de energías renovables. Esta interconexión, declarada Proyecto de Interés Común (PIC) en el 2013, representa un desafío importante para España, Francia y Europa en la consecución de sus objetivos hacia la transición energética europea.

    La nueva interconexión entre la subestación de Gatika (cerca de Bilbao) y la subestación de Cubnezais (en la región francesa de Aquitania) se compone de cuatro cables, dos por cada enlace. Este doble enlace submarino y subterráneo será en corriente continua, con una capacidad de transporte de 2×1.000 MW.

    España cuenta actualmente con un nivel de interconexión con Europa muy alejado del mínimo establecido por la Unión Europea (UE) para 2020: un mínimo de un 10% de capacidad de producción instalada. La UE estableció en el 2002 este mínimo con el fin de eliminar sistemas aislados, facilitar el apoyo mutuo y promover el Mercado Único de la electricidad. Esta nueva línea es fundamental ya que ampliará la capacidad comercial de intercambio de los 2.800 MW actuales hasta los 5.000 MW. Sin embargo, España seguirá necesitando desarrollar nuevas interconexiones. Aun así, con el resto de interconexiones previstas hasta 2020, España será el único país de la Europa continental por debajo del mínimo establecido por la Unión Europea.

    Foto cortesía de AEE. Foto courtesy of AEE.

    La energía eólica en 2017 ha sido la segunda tecnología del sistema energético español. Los 23 GW eólicos han producido más de 47 TWh, lo que ha supuesto el 19,2% de la electricidad consumida a nivel nacional en el año. Un año más, la energía eólica se ha comportado de forma estable, aportando prácticamente la misma electricidad respecto al año anterior.

    Actualmente, los más de 20.000 aerogeneradores instalados en nuestro país en más de 1.000 parques eólicos han tenido un comportamiento excelente en días clave de máxima demanda. El récord de producción eólica se produjo el pasado 27 de diciembre de 2017 con una producción eólica de 330 GWh, siendo la primera tecnología en el mix de generación, con una cobertura de la demanda de electricidad del 47%, según datos de Red Eléctrica Española. Diciembre de 2017 ha terminado siendo el mes de diciembre con más generación eólica de la historia y el más ventoso del año.

    Sin esta mayor aportación eólica en diciembre, el precio medio del mercado eléctrico podría haber sido de hasta 20 €/MWh superior al que finalmente se traslada a los consumidores, por lo que el incremento en la generación eólica ha supuesto un ahorro de un 30-35% respecto al año pasado. En total, los consumidores españoles se habrán ahorrado más de 400 millones de euros gracias a la mayor generación eólica. Además de la aportación de la energía eólica al sistema de generación de electricidad, contamos con 210 centros industriales en 16 de las 17 comunidades autónomas. Estos centros han dedicado su actividad a la exportación del 100% de su producción  en los últimos años. El sector eólico español es líder, siendo el cuarto exportador de aerogeneradores a nivel mundial. Durante este pasado año, se han dado los pasos necesarios para situar con más fuerza a la industria eólica española en el mercado de la eólica marina.

    La agenda de 2017 ha estado marcada por varios temas protagonistas como son las subastas y la transición energética

    • Subastas de renovables

    Las subastas de renovables, celebradas dos en 2017 y una en 2016, han dado un importante impulso al sector eólico español tras los últimos años en los que sólo se han instalado 65 MW eólicos y en los que la industria se ha visto obligada a exportar el 100% de su fabricación. El desafío es que los más de 4.600 MW adjudicados en subasta se puedan instalar cumpliendo los plazos establecidos en la regulación para poder computar en los objetivos europeos de 2020. Todos los implicados –empresas, inversores, autoridades– han de poner de su parte. El sector eólico está preparado para cumplir estos plazos y afrontar el reto.

    • Transición Energética

    Para hacer frente al reto de planificar la transición energética, AEE ha elaborado un análisis que recoge la posición del sector de cara a la formulación de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética, cuya adopción está anunciada para 2018.  Como resultado del análisis de AEE, la potencia eólica instalada en 2020 alcanzaría los 28.000 MW (teniendo en cuenta las subastas de nueva potencia ya adjudicadas en 2016 y 2017 y el cupo eólico canario), por lo que la potencia eólica aumentaría en 1.700 MW anuales de media entre finales de 2017 y principios de 2020. En la década siguiente aumentaría en 1.200 MW al año de media hasta 2030, alcanzándose los 40.000 MW de potencia instalada.

    Gracias a la nueva potencia eólica del escenario AEE, las emisiones del sector eléctrico español se reducirían para 2020 en un 30% respecto a 2005 (año de referencia para el sistema europeo de comercio de emisiones, ETS en su acrónimo en inglés) y un 42% para 2030. En el escenario AEE se alcanzaría el 100% de la descarbonización del sistema eléctrico para 2040. Además, el mix eléctrico español alcanzaría un 40% de cobertura de la demanda con renovables en 2020, un 62% en 2030, un 92% en 2040 y un 100% para 2050.

    Retos para 2018 y los próximos años

    ‐ AEE considera necesaria una mayor electrificación de los usos finales energéticos como vía hacia una electrificación más rápida de la economía y una mayor contribución de las energías renovables.

    ‐ Defendemos la necesidad de una planificación para los próximos años que garantice un mix equilibrado.

    ‐ Uno de los retos de cara a los próximos años va a ser cómo afrontan los mercados eléctricos el hecho de que cada vez haya más penetración de las renovables, que a la vez que bajan los precios canibalizan sus propios ingresos. Habrá que buscar mecanismos para que la situación sea sostenible, como los contratos bilaterales a largo plazo o las coberturas de precios

    ‐ Los principales objetivos de la I+D van orientados a la reducción de costes, mejorar la calidad del producto, la integración en red en condiciones óptimas de seguridad y confiabilidad, y mejorar el proceso productivo, manteniendo la disponibilidad de los parques en un escenario de extensión de vida de los activos. Todo ello tanto para instalaciones en tierra como en el mar. Para España, es muy importante posicionar a la industria eólica española como líder en tecnología offshore y establecer las condiciones necesarias para la implantación de offshore en nuestro país.

    ‐ Apoyamos el mantenimiento de la capacidad industrial española y diferenciación sectorial como una de las industrias estratégicas del país en el futuro.

    ‐ Coordinación de los distintos organismos con competencia a nivel nacional y autonómica en energía.

    ‐ Establecer un marco regulatorio estable que permita atraer las inversiones necesarias para llevar a cabo una transición energética.

    ‐ En el caso de Canarias, es fundamental apostar por la eólica para abaratar el coste de generación en las islas (actualmente el coste es más del doble que el coste en la península, debido a la dependencia de tecnologías que utilizan derivados del petróleo).

     

    Feníe Energía presenta la evolución de su plan estratégico siendo la comercializadora independiente que más crece en el mercado este año. La compañía de los instaladores tiene la mayor red de agentes energéticos con más de 2.200 empresas instaladoras que asesoran al cliente para que ahorre en el consumo. Esta compañía que comercializa electricidad, gas y soluciones de ahorro energético ha conseguido este año llegar a los 300.000 clientes.

    Desde que en 2010 surgiera la idea en el seno de la Federación Nacional de Empresarios de Instalaciones Eléctricas y de Telecomunicaciones (FENIE) de crear una comercializadora de energía capaz de competir de igual a igual con las grandes del sector energético y que estuviera formada por los instaladores, la compañía ha crecido exponencialmente.

    Multiplicando Emociones 2017-2019

    Dentro de su plan estratégico ‘Multiplicando Emociones’ se estableció el objetivo de hacer el doble en la mitad de tiempo, es decir, conseguir 4.000 agentes, 500.000 clientes y 600 millones de euros de volumen de ingresos. El balance de este año es positivo al haber creado las bases para asumir el crecimiento previsto. Este año se ha superado los 300.000 clientes activos, y facturado más de 400 millones de euros.

    Además, Feníe Energía ha apostado por la generación renovable, comprando dos parques eólicos uno en Ourol (Lugo) y otro en Sorihuela (Salamanca). Y ha comprado un proyecto de un tercer parque eólico en Sierra de Cuellar (Soria).

    Comprometida con el medio ambiente Feníe Energía comercializa energía 100% verde y cree que el futuro es eléctrico por lo que, como compañía, hace una apuesta decidida por el vehículo eléctrico siendo la empresa con el mayor número de infraestructura de recarga llegando a más de 500 puntos entre públicos y privados.

    Además, ha sido elegida Servicio de Atención al cliente del año en la categoría de proveedores de energía en el Certamen de Líderes en Servicio gracias a su excelente atención a los clientes y su trato personalizado y cercano.

    Futuro de la compañía

    Los ejes de actuación del plan estratégico giran alrededor de incrementar el tamaño y la capilaridad de su red de agentes energéticos, intensificar su actividad en autoconsumo haciendo extensible este producto a toda su red, llevar a cabo un plan global de posicionamiento en movilidad eléctrica para consolidarse como referente en el mercado en este campo y continuar con su plan de inversiones en generación renovable.

    Para ello ha puesto en marcha la IV ampliación de capital de la compañía y un plan de formación de la red para asegurar que se entrega al cliente su valor diferencial, el asesoramiento especializado en un consumo eficiente de la energía.

    La compañía ha iniciado también una estrategia para desarrollar su imagen de marca en el mercado con una importante campaña de comunicación iniciada en este año con el patrocinio de La vuelta a España.

    El Colegio Internacional Europa se ha convertido en el primero de la provincia de Sevilla en contratar para todas sus instalaciones un suministro de electricidad procedente exclusivamente de energía verde, esto es, con un origen 100% renovable. De esta forma, evitará cada año la emisión a la atmósfera de más de 105 toneladas de CO2 y otros gases nocivos.

    Tras la firma del acuerdo de suministro eléctrico con Axpo, el primer colegio privado de la provincia de Sevilla -y uno de los 10 primeros de Europa por número de alumnos-, consumirá energía procedente 100% de plantas renovables, reforzando su compromiso con el medio ambiente. Situado a pocos kilómetros de Sevilla, el Colegio cuenta con un Campus de 70.000 metros cuadrados en pleno Aljarafe, con 1.800 alumnos y 200 profesionales al servicio de la excelencia educativa.

    La entrega oficial del Certificado de Energía Verde tuvo lugar hace unos días en el propio colegio por parte de Juan Manuel Navarro y José Antonio Muñoz Rangel, ambos del equipo comercial de Axpo, a Rosario Posada Dueñas, Directora del Centro.

    El Colegio viene desarrollando diferentes actividades para concienciar a los alumnos de la importancia de preservar nuestro entorno, como la exposición ‘Eco Friendly Science Fair’ donde se expusieron diferentes proyectos realizados con materiales reciclados“, comentó, Rosario Posada. “Ahora nos tocaba dar un paso más en ese compromiso y demostrar que con un gesto sencillo se puede contribuir a la protección del medio ambiente limitando las emisiones de gases nocivos a la atmósfera“, concluyó durante el acto de entrega del certificado de energía verde.

    El Colegio Internacional Europa fue fundado en 1986 por un grupo de profesores y de padres vinculados profesionalmente a la Universidad, a la investigación científica o a la empresa, impulsados todos ellos por el objetivo común de poner al alcance de sus hijos y alumnos los mejores recursos y métodos educativos, en términos internacionales de referencia.

    Desde su implantación en el mercado ibérico en 2002, Axpo ha ido ampliando poco a poco sus líneas de negocio en España y Portugal, cubriendo en la actualidad un amplio abanico de servicios: comercialización de electricidad y gas; gestión de energía para productores de régimen especial; Centro de control de generación y despacho delegado (CECOGEL); productos estructurados y trading de electricidad, biomasa y CO2.

    COMEVAL