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El grupo de ingeniería y tecnología Senery Acciona Industrial han logrado otro importante hito al comenzar el proceso de fundido de sales en la planta solar termoeléctrica Kathu Solar Park. Las sales fundidas serán usadas para almacenar el calor obtenido del campo solar y que, más tarde, se puede recuperar para producir vapor y generar electricidad en ausencia de radiación solar, extendiendo la capacidad operativa de la planta después de la puesta de sol y durante tiempo nublado.

Gracias a este sistema de almacenamiento en sales fundidas, con capacidad para almacenar 4,5 horas, el complejo solar CSP Kathu Solar Park suministrará energía limpia a 179.000 hogares. La central utiliza el sistema SENERtrough®-2, una tecnología de captadores cilindro-parabólicos específicamente diseñada y patentada por Sener, destinada a mejorar la eficiencia de la planta. La relevancia de este sistema – la combinación del SENERtrough®-2 más el sistema de almacenamiento en sales fundidas – radica en que la planta no solo proveerá electricidad durante los periodos soleados, sino que será capaz de suministrar conforme al pico de demanda, sin el considerable gasto que supone un almacenamiento en batería.

Siyabonga Mbanjwa, director de Sener en Sudáfrica, comentaba: “El uso de las sales fundidas como sistema de almacenamiento térmico permitirá a Kathu Solar Park operar de una manera costo-eficiente, almacenando la energía generada por el sol y produciendo y suministrando electricidad en ausencia de radiación solar, para satisfacer los picos de demanda. En SENER, nuestro objetivo es proporcionar la tecnología más innovadora, conforme a estrictos estándares de Seguridad y Salud, para garantizar un resultado operativo excelente y una estabilidad térmica para un suministro de energía fiable y sostenible”.

Roberto Felipe, director de Operaciones de Acciona Industrial, decía: “Este proyecto es tecnológicamente vanguardista y la complejidad de la ingeniería y la construcción solo es comparable a grandes obras de infraestructuras. En Acciona, estamos comprometidos con el desarrollo económico y social de las regiones donde se ubican nuestros proyectos, y el impacto positivo que esta planta está teniendo en Kathu y las áreas colindantes es motivo para que continuemos ejecutando estos trabajos con los mismos altos estándares de calidad”.

El complejo Kathu Solar Park es uno de los proyectos seleccionados en la tercera ronda del programa de compra de energías renovables de productores energéticos independientes, REIPPPP (Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Program), dirigido por el Departamento de Energía sudafricano (DOE).

La joint venture formada por Sener y Acciona Industrial fue seleccionada por el consorcio constructor liderado por ENGIE para suministrar los servicios de ingeniería, compras y construcción en Kathu Solar Park. La construcción de la planta se inició en mayo de 2016 y está previsto que finalice en los próximos meses. Durante la fase de construcción se están creando alrededor de 1.400 puestos de trabajo. Una vez entre en operación, se estima que Kathu Solar Park ahorrará seis millones de toneladas de CO2 durante 20 años y promoverá el desarrollo económico local a través del KSP Trust y del Kelebogile Trust, que ya han invertido notablemente en la comunidad local, lo que representa una significativa contribución para la población de la municipalidad de John Taolo Gaetsewe, en Cabo Norte.

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.

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.

Schneider Electric ha trabajado en el marco del proyecto de modernización de las instalaciones eléctricas del aeropuerto de Ginebra encargándose de la actualización de toda su distribución eléctrica sin afectar a las operaciones ni a sus pasajeros, gracias a la solución EcoStruxure™ Power, que suministra electricidad de forma fiable y eficiente a la instalación.

El aeropuerto internacional de Ginebra atiende a 15 millones de pasajeros cada año. Su tamaño y su estructura han ido creciendo durante años y se espera que en 2030 llegue a los 25 millones de pasajeros. Para acomodar esta creciente demanda, el aeropuerto ha mejorado su infraestructura, renovado sus terminales, las bodegas de equipaje y los hangares. Al mismo tiempo, y con el objetivo de mejorar la eficiencia y la seguridad de su sistema de distribución eléctrica, ha buscado un Partner fiable que comprendiera las presiones de un entorno de trabajo global e ininterrumpido y que pudiera proporcionar soluciones fiables e innovadoras en entornos críticos.

Para cumplir con los objetivos de seguridad y eficiencia del proyecto, la compañía aportó una completa solución de media tensión, desde el transformador hasta las celdas de distribución y el software de supervisión. Además, se instalaron armarios de baja tensión en todo el centro, lo que permitió al personal del aeropuerto centralizar toda la información sobre energía y generar informes energéticos precisos.

La integración del software EcoStruxure™ Power y la elección de productos conectados como Celda SM6, EasergyT200 y Celda RM6,ha permitido a Schneider Electric mejorar la tecnología y la experiencia de los pasajeros del aeropuerto de Ginebra sin afectar a las operaciones diarias.
La modernización de las instalaciones de distribución eléctrica del aeropuerto ha mejoradola fiabilidad con soluciones innovadoras de confianza, una modernización rentable de los productos existentes, así como la supervisión y el control remoto de los centros de transformación, la integración del software de otros fabricantes en el centro de control y el ahorro de espacio con cuadros eléctricos para interior.

Hoy se ha hecho realidad el sistema de almacenamiento energético más grande de Europa, que utiliza baterías reutilizadas y nuevas provenientes de vehículos eléctricos para suministrar electricidad a un edificio comercial. Udo Rock, concejal de Ámsterdam, ha presidido la ceremonia oficial de apertura.
Este proyecto único es el resultado de la colaboración entre Nissan, Eaton, BAM, The Mobility House y el estadio Johan Cruyff ArenA, con el apoyo del Fondo para el Clima y la Energía de Ámsterdam (AKEF, por sus siglas originales) e Interreg.

El sistema de almacenamiento de 3 MW ofrece un suministro y consumo eléctrico más fiables y eficientes para el estadio, sus visitantes, vecinos y para la red eléctrica de los Países Bajos. Este sistema de almacenamiento energético combina las unidades de conversión eléctrica de Eaton y el equivalente a las baterías de 148 Nissan LEAF, por lo que no solo supone un sistema energético más sostenible, sino que también genera una economía circular para las baterías de los vehículos eléctricos.

Según ha comentado Henk van Raan, director de Innovación del estadio Johan Cruyff ArenA: “Gracias a este sistema de almacenamiento energético, el estadio podrá usar su propia energía sostenible de manera más inteligente. Además, Amsterdam Energy ArenA BV podrá comerciar con la capacidad de almacenamiento disponible de las baterías. El ArenA tendrá garantizado un suministro eléctrico considerable, incluso durante un corte eléctrico. Por ello, el estadio contribuirá a la estabilidad de la red eléctrica de los Países Bajos. El Johan Cruyff ArenA es uno de los estadios más sostenibles del mundo y es pionero en la introducción de innovaciones inteligentes como este sistema único de almacenamiento energético“.

Estamos encantados de formar parte del mayor sistema de almacenamiento eléctrico de Europa desarrollado para un edificio comercial. Gracias al Johan Cruyff ArenA, hoy podemos demostrar que reutilizar las baterías de los vehículos eléctricos Nissan puede contribuir a conseguir que todo el sistema eléctrico resulte más eficiente y sostenible. Nuestro ecosistema eléctrico es el motor de un futuro sostenible y estamos transformando la forma de conducir y de vivir“, comenta Francisco Carranza, director general de Nissan Energy.

Capacidad de almacenamiento flexible

El sistema de almacenamiento energético desempeña un papel muy importante a la hora de equilibrar el suministro y la demanda de energía en el Johan Cruyff ArenA. El sistema cuenta con una capacidad total de 3 MW, suficiente para alumbrar varios miles de hogares. Esta capacidad también significa que la electricidad generada por los 4.200 paneles solares situados en el techo del ArenA se puede almacenar y usar de manera óptima. El sistema de almacenamiento energético suministrará electricidad de emergencia, reduciendo así el uso de generadores diésel y aligerando la carga sobre la red eléctrica al reducir los picos de consumo producidos durante los conciertos.

Acciona se ha adjudicado el contrato de suministro eléctrico a una planta de fabricación de envases de vidrio que el grupo Vidrala opera en la localidad portuguesa de Marinha Grande. El contrato contempla la entrega de energía renovable desde el 1 de julio de 2018 al 31 de diciembre de 2019.

Gestionado a través de la filial de comercialización de energía eléctrica Acciona Green Energy Developments, el contrato es uno de los mayores obtenidos por la compañía en Portugal desde que iniciara sus actividades en el país en 2015.

Toda la energía suministrada a Vidrala será de origen 100% renovable, lo que evitará la emisión a la atmósfera de unas 40.000 toneladas de CO2 en los 18 meses de vigencia del contrato.

Colaborar con un cliente tan relevante como Vidrala nos permite crecer en nuestra actividad de comercialización de energía renovable en Portugal y evidenciar una vez más la competitividad de soluciones energéticas renovables que contribuyen además a reducir la huella de carbono de las compañías a las que suministramos”, ha declarado Santiago Gómez Ramos, director de Acciona Green.

386 GWh generados en 2017

ACCIONA Energía cuenta en Portugal, país integrado junto con España en el Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL), con instalaciones renovables operativas que suman 165,5 MW, de los cuales 119,7 MW son eólicos (con 19 parques) y 45,8 MWp corresponden a la planta fotovoltaica de Amareleja (Moura).

La compañía generó en Portugal en 2017 un total de 386 GWh. Entre los clientes a los que ha suministrado o suministra en el mercado luso figuran ya corporaciones como Repsol Polímeros, Roca, Hutchison, Salvesen y Volkswagen Autoeuropa.

MAN Energy Solutions ha firmado un acuerdo de cooperación con ABB para el desarrollo, producción y comercialización de un sistema de almacenamiento de energía de tres formas. El nuevo sistema de almacenamiento de energía electro-térmico (ETES, por sus siglas en inglés) almacena electricidad, calor y frío a gran escala para su distribución a los consumidores.

ETES utiliza excedentes de electricidad renovable para generar calor y frío para su almacenamiento en depósitos aislados durante el llamado “ciclo de carga”. El calor y el frío se pueden volver a convertir en energía eléctrica bajo demanda. Además, es posible distribuir el frío y calor almacenados a diferentes tipos de consumidores. Por ejemplo, el calor puede transferirse a una red urbana de calefacción, a una industria de procesamiento de alimentos, a instalaciones de lavandería, etc., mientras que las aplicaciones para el frío incluyen refrigeración de centros de datos, de estadios de hockey sobre hielo o aire acondicionado para rascacielos. El sistema es independiente de la ubicación y está diseñado para adaptarse a diversas condiciones de contorno.

ETES es el único sistema de almacenamiento capaz de almacenar electricidad, calor y frío al mismo tiempo y también distribuirlos a los consumidores, lo que lo hace único. Debido a su alta eficiencia general, su carácter modular y su bajo impacto ambiental, ETES es una solución de almacenamiento de energía sostenible adecuada para una amplia gama de aplicaciones en todo el mundo.

La tecnología de turbomáquinas y el diseño de proceso del ciclo de carga y descarga son los elementos clave de este sistema de almacenamiento de energía y reflejan las competencias centrales de MAN Energy Solutions. ETES presenta el turbocompresor sellado herméticamente HOFIM™ de MAN dentro del ciclo de carga para comprimir el fluido de trabajo, CO2, a su estado supercrítico, típicamente 140 bar y 120 °C.

Ciclo de carga

(1) El turbocompresor HOFIM™ funciona con energía excedente de recursos renovables, comprimiendo CO2 en el ciclo, que se calienta a 120 °C.
(2) El CO2 se alimenta a un intercambiador de calor y calienta el agua.
(3) El agua caliente se almacena en tanques aislados, cada uno a un nivel de temperatura definido por separado.
(4) Aún bajo alta presión, el CO2 se alimenta a un expansor, lo que reduce la presión: el CO2 se licua y se enfría.
(5/6) El CO2 licuado se bombea nuevamente a través de un sistema de intercambio de calor, esta vez en el lado frío del sistema. Se toma calor del agua circundante y se forma hielo en el tanque de almacenamiento de hielo.

Veolia ha incorporado módulos fotovoltaicos para alimentar el consumo energético de su Hubgrade Solar y aislarlo así de la red eléctrica. Esta mejora, que permite que el sistema genere su propia electricidad para autoabastecerse, demuestra la voluntad de Veolia por la innovación y la búsqueda constante de soluciones medioambientalmente sostenibles basadas en las energías renovables.

El Hubgrade es el centro de gestión energética de Veolia que permite controlar, analizar y resolver incidencias en las instalaciones de los distintos clientes de forma remota y a tiempo real. Desde su sede en Ontinyent, en Valencia, el Hubgrade Solar de Veolia controla más de 50 instalaciones fotovoltaicas repartidas por toda España, con un volumen total de 121,55 MW, además de todos los consumos integrados en las mismas (agua, luz, gas, etc.). En 2017, la producción total de energía de las plantas gestionadas por el Hubgrade Solar se situó en torno a 218.000 MWh. Además, desde España se colabora en la ejecución de proyectos en otros países como Marruecos, Argentina o Francia ya que, esta tipología de Hubgrade, especializado en energía solar fotovoltaica, es único en Veolia.

El Hubgrade Solar da servicio de monitorización, asistencia, telegestión y asesoramiento los 365 días del año, por lo que permite tomar decisiones y resolver las posibles incidencias de forma rápida y sencilla gracias a la visión global de las instalaciones en tiempo real.

Cuenta con equipo multidisciplinar compuesto por colaboradores especializados en diversas áreas, que trabajan de forma conjunta en la consecución de objetivos de mejora y eficacia. El perfil del analista en monitorización se encarga de la supervisión diaria de los sistemas de adquisición de datos, así como de la atención de las incidencias y de la asignación de las órdenes de trabajo a los técnicos. A su vez, el analista de equipos supervisa y analiza los objetivos de rendimiento de las plantas. Por su parte, el responsable en telegestión se encarga de garantizar la correcta adquisición de los datos de los equipos de las distintas plantas. El equipo se completa con colaboradores que se ocupan de las auditorías, la programación de los cuadros de mando y la administración.

Caso de éxito: Jumilla, Murcia

Veolia empezó a gestionar la planta de Jumilla, en Murcia, en 2013. Se trata de una planta de 23 MWp cuya producción anual es de 43.000 MWh. Entre las novedades que propuso Veolia a su entrada destaca la monitorización de todos los elementos de la planta a través del Hubgrade Solar, así como la climatización de las cabinas para corregir las altas temperaturas que se estaban produciendo. Con estas mejoras se consiguió reducir el tiempo de detección de averías, optimizar el rendimiento de la planta y disminuir en un 60% los costes en correctivos. En solo dos años Veolia logró que el rendimiento de la planta de Jumilla aumentara del 78,61% de 2013 a un 82%.

Red Hubgrade

Este Hubgrade Solar se encuentra integrado en una red Hubgrade. En España, Veolia cuenta con otros tres Hubgrade situados en Madrid, Barcelona y Bilbao. Mediante esta red de centros, con la que gestionan en tiempo real más de 2.000 instalaciones, Veolia aporta el conocimiento de sus expertos en materia de gestión energética garantizando a sus clientes la optimización de su consumo energético con el consiguiente ahorro económico y la reducción de emisiones de CO2.

La red Hubgrade de Veolia cuenta con un equipo multidisciplinar compuesto por 300 colaboradores especializados en diversas áreas que trabajan de manera conjunta en la consecución de objetivos de mejora y eficiencia, así como una tecnología para alcanzar sus compromisos. De este modo, Veolia pone a disposición de sus clientes un soporte tecnológico pionero en España.

La eólica y la solar aumentarán a casi “50 por 50”, el 50% de la generación mundial para 2050, gracias a las reducciones abruptas de costes y la llegada de baterías cada vez más baratas, que permitirán almacenar y descargar electricidad para cumplir con los cambios en la demanda y la oferta.

Bloomberg NEF (BNEF) ha publicado su análisis anual a largo plazo del futuro del sistema eléctrico mundial: New Energy Outlook (NEO) 2018, es el primer informe en resaltar el enorme impacto que tendrá la caída de costes de las baterías en el mix energético durante las próximas décadas. BNEF predice que los precios de las baterías de iones de litio, que ya han descendido en casi un 80% por megavatio-hora desde 2010, continuarán cayendo a medida que se desarrolle la fabricación de vehículos eléctricos a lo largo de la década de 2020.

BNEF pronostica que se invertirán 548.000 M$ en capacidad de baterías para 2050, dos tercios de ello a nivel de la red y un tercio instalado “detrás del contador” de hogares y empresas. La llegada del almacenamiento en baterías barato significa que cada vez será más posible mejorar la entrega de electricidad de las energías eólica y solar, de modo que estas tecnologías puedan ayudar a satisfacer la demanda incluso cuando el viento no sopla y el sol no brilla. El resultado será que las energías renovables se comerán cada vez más el mercado existente de carbón, gas y energía nuclear.

NEO 2018 prevé una inversión global de 11.500 b$ en nueva capacidad de generación de energía entre 2018 y 2050, de los cuales 8.400 b$ se destinarán a energía eólica y solar y otros 1.500 b$ a otras tecnologías neutras en carbono como la hidráulica y la nuclear.

Esta inversión hará crecer la potencia fotovoltaica 17 veces en todo el mundo, y en seis veces la potencia eólica. Se pronostica que el coste nivelado de la electricidad, o LCOE, de las nuevas plantas fotovoltaicas caerá un 71% más para el 2050, mientras que el coste de la eólica terrestre caerá un 58% adicional. Estas dos tecnologías ya han visto reducciones del LCOE del 77% y 41% respectivamente entre 2009 y 2018.

Según BNEF, el carbón emerge como el mayor perdedor a largo plazo, al ser batido por los costes de eólica y fotovoltaica para la generación de electricidad a gran escala, y por las baterías y el gas por la flexibilidad, el futuro sistema eléctrico se reorganizará en torno a las energías renovables baratas.

El papel del gas en el mix de generación evolucionará, cada vez más las centrales eléctricas a gas se construirán y utilizarán para proporcionar respaldo a las energías renovables, en lugar de producir la llamada electricidad de carga base o las 24 horas del día. BNEF estima que se invertirán 1.300 b$ en nueva capacidad hasta el 2050, casi la mitad en plantas de gas para recorte de picos, en lugar de turbinas en ciclo combinado. Se estima que la generación a gas crecerá un 15% entre 2017 y 2050, aunque su participación en la electricidad mundial disminuirá del 21% al 15%.

Se prevé que las tendencias de quema de combustible en todo el mundo serán nefastas a largo plazo para la industria del carbón, pero moderadamente alentadoras para el sector de extracción de gas. NEO 2018 ve que el carbón quemado en centrales eléctricas cae un 56% entre 2017 y 2050, mientras que el del gas sube un 14%.

La perspectiva bajista para el carbón significa que NEO 2018 ofrece una proyección más optimista para las emisiones de carbono que el informe equivalente de hace un año. BNEF ahora considera que las emisiones del sector de la electricidad aumentarán un 2% desde 2017 a un máximo en 2027, y luego caerán un 38% hasta 2050.

Sin embargo, esto aún significaría que la electricidad no cumpliría su parte del esfuerzo para mantener los niveles globales de CO₂ por debajo de 450 ppm, el nivel considerado por el Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático como consistente para limitar el aumento de las temperaturas a menos de 2 ºC.

Incluso si todas las plantas de carbón del mundo se desmantelaran para el año 2035, el sector de la energía seguiría estando por encima de una trayectoria segura para el clima, quemando demasiado gas. Llegar a 2 ºC requiere una solución neutra en carbono para los extremos estacionales..

New Energy Outlook de BNEF se basa en la evolución de la economía de las diferentes tecnologías energéticas y en las proyecciones para los fundamentos de la demanda de electricidad, como la población y el PIB. Asume que las configuraciones de políticas energéticas existentes en todo el mundo permanecen vigentes hasta su expiración programada, y que no hay medidas gubernamentales adicionales.

Entre los otros aspectos destacados de NEO 2018 se encuentran las altas tasas de penetración de las energías renovables en muchos mercados (87% del suministro total de electricidad en Europa para 2050, 55% para EE.UU., 62% para China y 75% para India). También destaca un cambio hacia una mayor “descentralización” en algunos países como Australia, donde a mediados de siglo la fotovoltaica y las baterías representan el 43% de toda la capacidad.

NEO 2018 también analiza el impacto de la electrificación del transporte en el consumo de electricidad. Se estima que los vehículos y autobuses eléctricos utilizarán 3.461 TWh de electricidad a nivel mundial en 2050, lo que equivale al 9% de la demanda total. Se pronostica que alrededor de la mitad de las recargas necesarias se realizarán sobre una base “dinámica”, aprovechando los períodos en que los precios de la electricidad son bajos debido a la alta producción de energías renovables.

Los resultados de la decimotercera edición del estudio PV Grid Parity Monitor, realizado por la consultora CREARA Energy Experts, con el patrocinio de BayWa y la colaboración de Copper Alliance, muestran que la paridad de red fotovoltaica (momento en que el coste de generar electricidad fotovoltaica es igual al coste de la electricidad de la red, asumiendo que el 100% de la electricidad fotovoltaica se autoconsume instantáneamente) es una realidad en el segmento comercial en Alemania, Chile, España e Italia.

El observatorio de la paridad de red (GPM, por sus siglas en inglés) analiza la competitividad de la tecnología fotovoltaica con respecto al precio de la electricidad de la red para consumidores comerciales y evalúa la regulación de autoconsumo en una ciudad relativamente soleada en cinco países distintos: Alemania, Chile, España, Italia y México.

Según se desprende del estudio, en el primer semestre de 2018 el coste de la generación fotovoltaica, expresado por medio del coste nivelado de la electricidad (LCOE) en el segmento comercial disminuyó en todas las ciudades analizadas (comparado con la situación en 2012). El estudio destaca ciertas tendencias más recientes (2017-2018):

• Aislando el efecto del tipo de cambio entre divisas, los precios EPC de los sistemas fotovoltaicos han continuado bajando en todos los países del estudio.
• En los países latinoamericanos, los cambios en la estructura de la tarifa de electricidad para el segmento comercial han influido en la paridad de red.

Chile ha alcanzado la paridad de red completa por primera vez en el histórico del observatorio. A la sostenida reducción de los precios EPC en los últimos años se ha sumado un incremento del precio de electricidad para el segmento comercial, resultado de la aplicación de la Ley 20.936, que ha traspasado la totalidad del coste del sistema de transmisión al consumidor.

Aunque México ha continuado con la tendencia general de reducción en el precio del sistema fotovoltaico, la paridad de red ha empeorado en los últimos semestres. Los cambios en la estructura tarifaria llevados a cabo por el país han derivado en un incremento del componente fijo (cargo por capacidad) de la tarifa, mientras que la parte variable (cargo por energía), utilizada para la determinación de la paridad de red, ha disminuido sensiblemente.

Los tres países europeos analizados, por su parte, han mantenido la paridad de red que alcanzaron en años anteriores, fruto de la mayor madurez en el mercado fotovoltaico. Sin embargo, la reducción de los precios EPC ha permitido a España alcanzar por primera vez la paridad de red completa, que sí era una realidad en Alemania e Italia desde los primeros años del estudio.

El observatorio subraya que la paridad de red fotovoltaica por si sola no garantiza la creación de mercado. José Ignacio Briano, Director del Departamento de Consultoría de Creara Energy Experts, reafirma que “para desarrollar el mercado fotovoltaico es necesario contar con una normativa que, por un lado, permita monetizar el exceso de energía y, por otro, minimice las barreras administrativas. Esta conclusión sigue siendo válida y ha sido confirmada por los resultados de esta nueva edición del estudio GPM”.

Briano recalca además que “en varios países, la remuneración fotovoltaica está evolucionando desde un régimen de apoyo fijo a sistemas de remuneración más flexibles y competitivos. El autoconsumo fotovoltaico podría ser una opción de inversión alternativa, atractiva para los consumidores, siempre y cuando se haya establecido un marco regulatorio apropiado’’.

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