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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’’.

Empresas en 75 países obtuvieron activamente 465 TWh de energía renovable en 2017, una cantidad cercana a la demanda total de electricidad de Francia, según un nuevo informe de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA). Con la disminución continua de los costes de las energías renovables, el informe sugiere que la demanda corporativa continuará aumentando a medida que las empresas busquen reducir sus facturas de electricidad, protegerse contra futuros aumentos de precios y abordar sus preocupaciones de sostenibilidad.

Corporate Sourcing of Renewables: Market and Industry Trends, la primera evaluación global de tendencias y políticas sobre la compra corporativa de energías renovables, muestra que el abastecimiento de energía renovable por parte de compañías del sector privado, hecho posible con el marco de políticas correcto, puede ser un factor clave en la búsqueda mundial de una transformación energética sostenible en línea con los objetivos establecidos en el Acuerdo de París.

Según el informe, las preocupaciones ambientales y de sostenibilidad, la responsabilidad social y la gestión de la reputación y los objetivos económicos y financieros son los tres principales impulsores de la compra corporativa.

Las conclusiones del informe, presentado en la Novena Conferencia Ministerial sobre Energía Limpia en Copenhague, muestran que la mitad de las más de 2.400 grandes empresas analizadas están adquiriendo o invirtiendo voluntaria y activamente en la autogeneración de electricidad renovable para sus operaciones. De las compañías en el estudio, más de 200 obtienen al menos la mitad de su energía de fuentes renovables. La generación eléctrica es el modelo de abastecimiento más común, seguido de los certificados de atributos de energía (EAC) desglosados y los acuerdos de compra de energía (PPA).

Las empresas son responsables de alrededor de dos tercios de la demanda total de electricidad final del mundo, lo que las convierte en el centro de la transformación energética y en actores clave“, dijo el Director General de IRENA, Adnan Z. Amin. “A medida que gobiernos de todo el mundo reconocen este vasto potencial, el desarrollo de políticas que fomenten y alienten la compra corporativa en el sector de la electricidad y más allá, inyectará la inversión necesaria adicional en energía renovable“.

El informe encuentra que la tendencia de contratación corporativa es generalizada y dinámica, y que las empresas que participan en la práctica provienen de diversos sectores. Por volumen, la mayor parte de la electricidad renovable se consumió en el sector de los materiales, mientras que las mayores proporciones del consumo de electricidad renovable se encuentran en los sectores financiero (24%) y tecnología de la información (12%). Los países de Europa y Norteamérica continúan representando la mayor parte de la compra corporativa.

De las empresas analizadas en el informe, solo el 17% tiene un objetivo de electricidad renovable. Tres cuartas partes de esos objetivos caducarán antes de 2020, lo que representa una gran oportunidad para que las empresas desarrollen nuevas estrategias y objetivos de energía renovable a medio y largo plazo que tengan en cuenta las mejoras en tecnología energética renovable y la disminución de los costes.

El informe es una contribución a la campaña ministerial de Energía Limpia “Corporate Sourcing of Renewables”, codirigida por China, Dinamarca y Alemania y coordinada por IRENA.

Facebook, en su objetivo por utilizar únicamente energías 100% renovables, se embarca en su mayor
proyecto de energía verde y firma un contrato por el que comprará la electricidad proveniente de un parque eólico en la región de Stavanger.

Este parque se encuentra en Bjerkreim, un conjunto de tres parques eólicos que se convertirá en el
mayor proyecto de energía procedente del viento de Noruega, ya que tendrá una capacidad
combinada de 294MW y producirá anualmente cerca de 1000 GWh (1 TWh), lo que equivale al
consumo anual de aproximadamente 50.000 hogares. Tiene prevista su apertura en 2019 en la zona
de Rogaland, al oeste del país.

Un acuerdo por la compra de energía 100% renovable

El proyecto ha sido impulsado por Norsk Vind Energi AS, empresa noruega que desarrolla e impulsa la
construcción de parques eólicos en su país y en el extranjero. El acuerdo firmado por parte de
Facebook cubre la compra del total de la energía producida durante 15 años.

El modelo sostenible noruego

Noruega cuenta con importantes y sólidos grupos empresariales cuya experiencia puede ser utilizada
para promover la sostenibilidad. Su conocimiento les ha llevado a poner la tecnología al servicio de la
ecología y ser pioneros en soluciones inteligentes y sostenibles. Empresas como Norsk Vind Energi
marcan el camino, ya que ha logrado convertirse en uno de los actores e impulsores de la energía
eólica privados más grandes del país y trata de establecerse aún más en el mercado nacional e
internacional.

Noruega trabaja por mantenerse como pionera de un modelo económico y empresarial sostenible.
Entre sus logros se encuentra su modelo energético basado en la producción de un 98% de energía de
origen renovable, que hace que su exportación cobre sentido tanto a nivel medioambiental como
económico. La inversión por parte de Facebook está alineada con su ambición de emisiones cero y
compromiso de utilizar únicamente energías 100% renovables lo antes posible en todas sus
operaciones a nivel mundial. Inversiones similares que se suman a las ya realizadas por otras empresas
como Google, Hydro o Alcoa y que confirman la competitividad de la energía eólica noruega.

“Cuando empresas multinacionales como Facebook y Google firman contratos a largo plazo
a gran escala para la adquisición de energía eólica, se da al mundo una poderosa señal de
que se está avanzando hacia una producción y un consumo de energía sostenible. El
compromiso de grandes empresas por la utilización de energías 100% renovables nos da la
esperanza de poder alcanzar los objetivos climáticos del acuerdo de Paris.”. Rune Hersvik,
socio senior en Norsk Vind Energi

 

El pasado día 17 de Mayo y dentro de las actividades habituales de AEMER, se organizó el Seminario para analizar los principales retos del mantenimiento fotovoltaico, tanto el ligado a las grandes plantas de producción construidas, como las que van a surgir como consecuencia de las subastas o las que vendan su electricidad directamente en el mercado mayorista, como las de autoproducción de energía eléctrica. El seminario fue muy fructífero al abordar temas que por lo general están fuera de las conferencias más generalistas y permitió profundizar en algunos de las claves del mantenimiento futuro de instalaciones que arrancan con una perspectiva de vida de al menos 40 años.

La primera parte se concentró en analizar el impacto del precio de venta de electricidad en los proyectos futuros pues va a ser en la práctica el único ingreso para los prácticamente 8.000 MW actualmente en desarrollo. La situación actual con precios en el entorno de los 50 €/MWh es un escenario que puede cambiar en el futuro, sobre todo por el hecho de que la fotovoltaica reduce los precios y lamina el coeficiente de apuntamiento, por lo que una reducción del precio del mercado mayorista podría suponer una presión en los costes de mantenimiento, al ser los únicos variables una vez realizada la planta. En este contexto, AEMER sigue apostando por la calidad para mantener la disponibilidad de las plantas e impulsar la introducción de las nuevas tecnologías, algunas ya probadas en la eólica.

En este sentido, la presentación de GILDEMEISTER se centró en presentar la configuración futura de las plantas, tanto por lo que respecta al seguimiento, normalmente a un eje, los inversores, existiendo dos conceptos, el inversor por fila o el central, con sus ventajas e inconvenientes, y los retos del mantenimiento ligados al amplio uso del terreno, sistemas SCADA en tiempo real (mayor conectividad), la vegetación y los recursos necesarios para la limpieza de los paneles.

Por el lado de OHL, se puso el acento en la implantación de las nuevas tecnologías para el mantenimiento, fundamentalmente de las grandes plantas, con la introducción exhaustiva de los drones para la determinación de los puntos calientes y otros posibles fallos de los módulos, con la integración de la inteligencia artificial y realidad virtual incorporada al procesamiento de imágenes de las cámaras, la creciente incorporación del mantenimiento predictivo y el big data para el manejo del gran volumen de datos que se genera y el establecimiento de los indicadores de calidad pertinentes, así como la progresiva introducción del block chain. Todos estos métodos forman parte de las herramientas utilizadas por OHL Industrial dentro de los criterios de su extenso programa Industria 4.0.

En relación con los fabricantes de módulos y en la actualidad promotores de grandes proyectos como es el caso de Jinko Power, expuso los criterios fundamentalmente para el diseño de las grandes plantas que va a afectar posteriormente al mantenimiento de las mismas, lo cual va a depender fundamentalmente de su configuración, pudiendo instalarse inversores individuales, lo que va a facilitar el estudio de curvas I/V de manera individual, el reemplazo, sobre todo en lugares remotos, las características del terreno, la disponibilidad de agua para la realización de la limpieza de los módulos, ….Dado el tamaño de las plantas es importante sistematizar y coordinar las diferentes tareas del mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo.

Por su lado, GPTECH presentó la importancia no sólo de la propia configuración de la planta fotovoltaica, sino también las componentes adicionales como STATCOM o Baterías para el cumplimiento de los códigos de red, cada vez más exigentes. Expuso la criticidad de los principales componentes. GPTECH puso como ejemplos algunos de los proyectos emblemáticos en los que están participando, por ejemplo en Nueva Orleans, o el caso de Puerto Rico, donde la falta de red por el huracán ha obligado a la reconfiguración de una gran instalación para que parte de ella funcionara como un sistema autónomo con el apoyo de las baterías para mantener la refrigeración.

Uno de los temas clave del Seminario fue la calidad, tanto a través del Sello Calidad de empresas fotovoltaicas presentado por APPLUS conjuntamente con AEMER, para lo cual se desarrolla un Sistema Particular de Certificación (SPC) que no solo afecta a la calidad de la empresa fotovoltaica, sino también a los procedimientos de mantenimiento de instalaciones concretas, yendo más lejos que otros sellos como el TUV que se centran sólo en este último punto.

El tema de la calidad fue también uno de los temas claves de la presentación de AS Solar donde se introdujo el concepto de 10x factor multiplicador de la subsanación en caso de que el fallo sea en la componente, el diseño, el EPC o el montaje y operación. Por el lado de los módulos se ha observado una estabilización de las tasas de fallos obtenidas de acuerdo con los criterios normalizados, así como los principales riesgos por componentes y las posibles soluciones. Una vez más AS Solar insistió en la importancia de la calidad del mantenimiento.
En esta línea, las presentaciones de este apartado se completaron con la de SOLRECYCLE-SOLUCCIONA sobre la reparación y el reciclado de paneles solares, tema de creciente interés primero por el creciente envejecimiento de muchas instalaciones y por otro, por el interesante mercado secundario de paneles. La empresa presentó las diferentes fases de la inspección y la posible reparación en base a criterios de coste /garantía frente a una nueva. En esta sección surgió el debate sobre las posibles implicaciones en la autorización administrativa por la sustitución de módulos no existiendo una posición unánime al respecto.

Por su parte CEOMS presentó la importancia de tener un asesoramiento externo en las diferentes fases de la construcción, montaje y operación de la planta. En este punto, insistió en la importancia de la monitorización de la operación como complemento a las diferentes fases del mantenimiento, así como la coordinación de los diferentes servicios de las plantas. CEOMS insistió también en los riesgos inherentes a la construcción rápida de las plantas que deberá hacerse en un plazo inferior a dos años.

Como un complemento idóneo a los contenidos más técnicos del Seminario, NGI indicó la importancia de utilizar diferentes herramientas para la organización y sistematización de la información que eviten el flujo excesivo de información y la pérdida de eficacia del seguimiento de las diferentes tareas. Entraríamos dentro de lo que se conoce como GMAO (Gestión del Mantenimiento Asistida por Ordenador) móvil y el uso de herramientas avanzadas para la gestión de los activos directamente desde la operación de las centrales.

Por su parte, la empresa MAGMA presentó los criterios de mantenimiento de las instalaciones de autoconsumo y las particularidades frente a las instalaciones en el suelo. Las principales diferencias derivan del carácter distribuido de las plantas, unos criterios muy exigentes en PRL, sobre todo trabajos en altura, y la necesidad del almacenamiento y logística de componentes dadas las distancias entre las plantas. En muchos casos, la instalación de autoconsumo plantea también la necesidad de optimizar la carga de las plantas para adecuarla a la generación solar.

El debate fue muy interesante, centrado sobre los elementos críticos del mantenimiento, las soluciones y los riesgos inherentes a la construcción contrarreloj de las futuras plantas solares. Una vez se puso de manifiesto que si bien estos Seminarios también los contactos y el networking son importantes es importante profundizar en los temas técnicos y en el conocimiento horizontal del sector.

Feníe Energía es la comercializadora que ha ganado la licitación de la parte eléctrica de la compra colectiva de la Asociación Técnica Española de Galvanización (ATEG) a la que se han sumado 15 clientes asociados. Después de que la asociación encargara un estudio a la consultora Exclusivas Energéticas, Feníe Energía ha resultado el proveedor de confianza en la parte eléctrica durante el 2018 y el 2019.

Feníe Energía ha conseguido ganar este concurso gracias a su “acertada política de aprovisionamiento” y al esfuerzo de su agente Rugar, encargado de gestionar esta operación, ha podido conseguir la contratación de los suministros eléctricos.

De esta manera, los asociados participantes han logrado, según los datos de la empresa consultora Exclusivas Energéticas, un precio muy competitivo que supone un ahorro en el término de energía del 6,15%. A la vez han obtenido la certificación que les garantiza que consumen energía limpia, de generación 100% renovable. El ahorro medio sectorial en electricidad desde el comienzo de la colaboración, según esta consultora se cifra en torno un 8.15% lo que supone pagar una factura menos al año.

Esto supone para Feníe Energía contar con un grupo de grandes empresas con tarifas de alta tensión 6.1 que afianza su tendencia en la consecución de este tipo de clientes. Y es que en el último año Feníe Energía ha experimentado un espectacular aumento en el número de clientes PYME, hasta encontrarse entre las comercializadoras que más clientes de este tipo tiene. De la misma manera que ocurre en el sector industrial, cuyo crecimiento también ha sido notable.

La Asociación Técnica Española de Galvanización (ATEG) representa a la industria de la galvanización en caliente en nuestro país desde 1965. Esta asociación agrupa a todas las empresas, personas y entidades interesadas en la galvanización en caliente, sirviendo de punto de encuentro y procurando mantener entre todas ellas un espíritu de colaboración que contribuya al perfeccionamiento y progreso de esta industria.

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La Fundación Renovables exige al ministro de Energía, Álvaro Nadal, que los usuarios de electricidad puedan tener un acceso en tiempo real a sus datos de consumo que registran los nuevos contadores de cara a que pueda haber una verdadera autonomía del consumidor en la gestión de energía y aumentar de esta manera la eficiencia energética de los hogares españoles.

Al respecto, la Fundación Renovables recuerda que, aunque el Gobierno se niegue a sacar adelante la Ley de Cambio Climático y Transición Energética mientras que el trílogo que forman Comisión, Parlamento y Consejo europeos estén discutiendo de manera definitiva el Paquete de “Energía Limpia para todos los europeos”, la cuestión de los contadores de consumo eléctrico no entra dentro de estos diálogos, aunque esté recogida en los borradores.

Por esta razón, pide al ministro que si bien no quiere actuar sobre las cuestiones que la Unión Europea está discutiendo -posición que no comparte, como ya ha explicado en otras ocasiones-, no hay razón para que no resuelva lo que no se está tratando en los trílogos.

La Fundación Renovables piensa que el usuario, para pasar a ser un consumidor activo con capacidad de tomar decisiones sobre su consumo energético, y ganar en autonomía y en eficiencia, necesita conocer la realidad de su consumo eléctrico, cuándo se consume y a qué precio lo paga.

Conviene destacar que en la actualidad, está vigente la Recomendación 2012/148/UE de la Comisión, de 9 de marzo de 2012, relativa a los preparativos para el despliegue de los sistemas de contador inteligente, que no está siendo correctamente aplicada en España, entre otras cosas porque aquella establece que todo sistema de contador inteligente de electricidad debería ofrecer al menos todas las siguientes funcionalidades al cliente: proporcionar lecturas directamente al cliente y a cualquier tercero designado por el consumidor.

Esta funcionalidad es esencial en un sistema de contador inteligente, ya que la información directa, continua e inmediata, al consumidor es imprescindible para garantizar un ahorro energético del lado de la demanda. También para que desde el consumo se pueda actuar para reaccionar a la información del contador tomando medidas de eficiencia, ahorro, autoconsumo, generación renovable, almacenamiento o intercambio de energía con terceros.

Los mecanismos de digitalización y domótica de la energía han evolucionado de forma radical en estos años, así la propuesta de nueva Directiva sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad establece:

“Los sistemas de contador medirán exactamente el consumo real de electricidad y proporcionarán a los clientes finales información sobre el tiempo real de uso. Esta información será fácilmente accesible para los clientes finales sin costes adicionales y en tiempo cuasireal para apoyar los programas automatizados de eficiencia energética, la respuesta de la demanda y otros servicios.

Cuando los clientes finales lo soliciten, los datos de medición sobre la entrada y salida de electricidad que les corresponda se pondrán a su disposición, a través de una interfaz de comunicación estándar y/o acceso remoto, o a disposición de un tercero que actúe en su nombre, en un formato fácilmente comprensible.

En España, sin embargo, los consumidores no tienen acceso en tiempo real a su contador más que mirando a la pantalla del mismo. Las posibilidades de participación en la información de su contador que le da la distribuidora nunca son con el tiempo suficiente como para poder conocer con exactitud los datos precisos para una optimización de su demanda”.

Es inadmisible que la distribuidora pueda conocer todos los datos sobre la energía consumida en nuestra vivienda (con lo que ello supone) y que, sin embargo, el consumidor no pueda optimizar sus decisiones por no tener acceso a ese contador por el que además paga.

Si el ministro (que también lo es de la digitalización de la economía) entiende que la regulación española no puede ir más deprisa que la europea en aquellas cosas en las que hay controversia, le debemos de exigir que no utilice esa excusa en aquellas en las que hay consenso, por lo que debe de iniciar de inmediato medidas regulatorias que permitan tener acceso total y en tiempo real a los consumidores a los contadores digitales instalados en sus domicilios, centros de trabajo…

Mientras los consumidores no pueden acceder a los datos de su consumo, las compañías eléctricas, tanto Iberdrola como Endesa, han lanzado tarifas domésticas que para nada incentivan el ahorro y la eficiencia en el consumo de energía en los hogares si no todo lo contrario, mediante la oferta de precios muy competitivos en determinadas horas del día para que los usuarios consuman lo máximo posible en esas franjas horarias mientras que en el resto de horas sube los precios lo que supone, por un lado, mayor consumo y, por otro, un incremento en la factura.

Estas ofertas ocultan el sobre coste que afrontarán los consumidores fuera de esas franjas horarias pero, sobre todo suponen un “torpedo” en la línea de flotación de la gestión de la demanda.

Gestión de la demanda es incentivar con menores precios el ahorro de energía o el desplazamiento del consumo a horas en que hay más energía renovable (más barata). Lo que hacen estas campañas de Iberdrola o Endesa es lo contrario: ofrecer menores precios ignorando el verdadero coste de la energía.

Al permitir este tipo de campañas de “indigestión de la demanda” por parte de las compañías eléctricas, el Gobierno está cerrando la puerta a la fundamental participación de los consumidores cuando se desarrollen verdaderas campañas de gestión de la demanda”, ha declarado Fernando Ferrando, presidente de la Fundación Renovables.

Rolls-Royce ha firmado un contrato con el contratista EPC Energyco para el suministro de cuatro grupos electrógenos a una planta de cogeneración en Kosice, Eslovaquia. Basada en el motor de gas de velocidad media B35: 40V20AG2, la planta generará un total de 37 MWe de calor y electricidad para la empresa de calefacción urbana Teplaren Kosice a.s. El contrato también incluirá un acuerdo de servicio por cinco años. Los motores se fabricarán en Bergen Engines AS, parte de Rolls-Royce Power Systems.

Uno de los parámetros críticos requeridos por TEKO fue arranque y plena carga en 3 minutos, para cumplir con el servicio de soporte de la red eslovaca.

Los motores de velocidad media de Rolls-Royce están diseñados de manera flexible para diferentes modos de operación, y se pueden usar para generar carga base, potencia máxima u operar en ciclo combinado. Solo tres minutos después de arrancar, los motores pueden operar al 100% de caraga a la velocidad nominal de 750 rpm, y en este aspecto son adecuados para equilibrar los cambios en los parámetros de la red. Además, al utilizar el agua caliente de los motores, la planta se usará para calefacción urbana de la región. El calor de los motores también se puede usar para generar vapor en calderas de recuperación de calor, para abastecer a clientes industriales.

Las plantas de cogeneración basadas en nuestros motores de gas de velocidad media son una alternativa fiable a las plantas de carbón y significativamente más ecológicas. Además, la flexibilidad de los motores permitirá a Teplaren Kosice operar de manera eficiente, tanto en términos de coste como de tiempo“, dijo Jeff Elliott, Director Gerente de Bergen Engines.

Esta será la primera entrega de motores recíprocos de velocidad media de Rolls-Royces a Eslovaquia, complementando la base instalada de 96 MWe en Europa central. La planta está programada para comenzar a operar a principios de 2019.

Un nuevo análisis de la AIE muestra la necesidad urgente de mejorar la eficiencia de la refrigeración ya que la demanda mundial de energía para aire acondicionado se triplicará para 2050

El creciente uso de aires acondicionados en hogares y oficinas en todo el mundo será uno de los principales impulsores de la demanda mundial de electricidad en las próximas tres décadas, según un nuevo análisis de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) que enfatiza la necesidad urgente de medidas políticas para mejorar la eficiencia de la refrigeración.

Un nuevo informe de la AIE – The Futur of Cooling – muestra que sin nuevos estándares de eficiencia, el mundo enfrentará una “crisis fría” por el crecimiento de la demanda de refrigeración en las próximas décadas.

Se espera que la demanda mundial de energía de los sistemas de aire acondicionado se triplique para 2050, lo que requerirá una nueva capacidad de electricidad equivalente a la capacidad eléctrica combinada de EE.UU., la UE y Japón en la actualidad. El stock global de aires acondicionados en edificios crecerá a 5.600 millones en 2050, frente a los 1.600 millones de hoy en día, lo que equivale a 10 nuevas unidades de aire acondicionada vendidas por segundo durante los próximos 30 años, según el informe.

El uso de aires acondicionados y ventiladores eléctricos para mantenerse fresco ya representa aproximadamente una quinta parte de la electricidad total utilizada en edificios en todo el mundo, o el 10% de todo el consumo mundial de electricidad en la actualidad. Pero a medida que los ingresos y el nivel de vida mejoran en muchos países en desarrollo, el crecimiento de la demanda de aire acondicionado en las regiones más calurosas se disparará. Se espera que el uso de sistemas de aire acondicionado sea la segunda fuente más grande de crecimiento de la demanda de electricidad a nivel mundial después del sector de la industria, y el motor más fuerte para los edificios en 2050.

El suministro de energía a estos sistemas de aire acondicionado tiene grandes costes e implicaciones ambientales. Un factor crucial es que la eficiencia de estos nuevos sistemas de aire acondicionado puede variar ampliamente. Por ejemplo, los sistemas vendidos en Japón y la UE son típicamente un 25% más eficientes que los vendidos en EE.UU. y China. Las mejoras en la eficiencia podrían reducir a la mitad el crecimiento de la demanda de energía de los sistemas de aire acondicionado a través de estándares obligatorios de rendimiento energético.

La creciente demanda de electricidad para el aire acondicionado es uno de los puntos flacos más críticos en el debate energético actual“, dijo el Dr. Fatih Birol, Director Ejecutivo de IEA. “Con el aumento de los ingresos, la propiedad de aires acondicionados se disparará, especialmente en el mundo emergente. Si bien esto brindará mayor comodidad y mejorará la vida cotidiana, es esencial que se priorice el rendimiento de los sistemas de aire acondicionado“.

El informe identifica acciones políticas clave. En un Escenario de Enfriamiento Eficiente, que es compatible con los objetivos del Acuerdo de París, la AIE encuentra que a través de estrictos estándares mínimos de rendimiento energético y otras medidas como el etiquetado, la eficiencia energética promedio del stock de equipos de aire acondicionado en todo el mundo podría más que duplicarse entre ahora y 2050. Esto reduciría en gran medida la necesidad de construir una nueva infraestructura de electricidad para satisfacer la creciente demanda.

Hacer que la refrigeración sea más eficiente también generará múltiples beneficios, haciéndola más asequible, más seguro y más sostenible, y ahorrando hasta 2.900 b$ en inversión, combustible y costes de operación.

El aumento de la demanda de refrigeración será particularmente importante en las regiones más cálidas del mundo.

En la actualidad, menos de un tercio de los hogares del mundo poseen aire acondicionado. En países como EE.UU. y Japón, más del 90% de los hogares tienen aire acondicionado, en comparación con solo el 8% de los 2.800 millones de personas que viven en las partes más cálidas del mundo.

El problema es particularmente delicado en las naciones de más rápido crecimiento, con el mayor aumento en países cálidos como India, donde la participación del aire acondicionado en la carga máxima de electricidad podría alcanzar el 45% en 2050, frente al 10% actual sin acción. Esto requerirá grandes inversiones en nuevas plantas de energía para satisfacer la demanda pico de energía por la noche, que no se puede cubrir con la tecnología solar fotovoltaica.

Establecer estándares de eficiencia más altos para la refrigeración es uno de los pasos más fáciles que pueden tomar los gobiernos para reducir la necesidad de nuevas centrales eléctricas, y permitirles al mismo tiempo reducir las emisiones y los costes“, dijo el Dr. Birol.

The Future of Cooling es el segundo informe de la IEA que se centra en los “puntos flacos” del sistema energético mundial, siguiendo The Future of Trucks, que se lanzó en julio de 2017. El siguiente en esta serie – The Future of Petro-Chemicals – examinará formas de construir una industria petroquímica más sostenible y se lanzará en septiembre.

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