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Ingeteam ha anunciado que un reciente estudio interno de I+D le ha posibilitado elaborar diseños óptimos de conversión de energía eléctrica para aerogeneradores marinos de hasta 15 MW. La investigación, que ha tenido en cuenta el complejo conjunto de parámetros implicados en el LCoE (Coste Nivelado de la Energía, por sus siglas en inglés), ha permitido a la empresa desarrollar un convertidor de potencia de media tensión basado en la paralelización de varias líneas de conversión (producto base) que modularmente pueden alcanzar un rango de potencia de hasta 15 MW. Ingeteam afirma que su nuevo diseño es la solución ideal para facilitar la escalabilidad de los aerogeneradores marinos y presentará su convertidor y la investigación subyacente en el desarrollo del mismo en la Global Wind Summit en Hamburgo.

El estudio de I+D de Ingeteam evaluó la compleja relación entre el coste de la etapa de conversión de energía y sus métricas de fiabilidad y mantenimiento (MTBF y MTTR, respectivamente[1]) para determinar la arquitectura de conversión que posibilita el LCoE más bajo. Según los resultados del estudio, Ingeteam concluyó que la solución óptima para el mercado eólico marino es un convertidor de potencia de media tensión basado en la paralelización de varias líneas de conversión (producto base) que modularmente puedan alcanzar un rango de potencia de hasta 15 MW. Esta arquitectura de conversión de energía diseñada por Ingeteam ofrece la mejor relación inversión/disponibilidad gracias a su fiabilidad, funcionamiento eficiente y un mantenimiento simplificado.

Con los actuales avances en tecnología, así como con el progreso esperado en integración de ingeniería y materiales, creemos que los aerogeneradores offshore seguirán aumentando rápidamente su potencia nominal. Por lo tanto, hemos desarrollado un robusto convertidor de potencia de media tensión centrándonos en un mercado que exige bajos costes nivelados de energía (LCoE), sin comprometer la calidad o el rendimiento en plataformas de aerogeneradores en constante ampliación“, declara Ana Goyen, directora de Ingeteam Wind Energy.

El nuevo producto base de Ingeteam es capaz de alcanzar un rango de potencia de hasta 15 MW y se ha diseñado teniendo en cuenta la modularidad del sistema como característica clave. Así pues, permite múltiples soluciones dependiendo de los requisitos del cliente con respecto a la integración en el aerogenerador. El diseño del convertidor ofrece un fácil mantenimiento con acceso frontal y componentes principales extraíbles manualmente que contribuyen directamente a minimizar el OPEX (gastos de operación) del aerogenerador.

Este convertidor de media tensión se ha diseñado especialmente para el mercado eólico marino con una envolvente completamente cerrada y un sistema de refrigeración líquida que garantiza el funcionamiento seguro del convertidor, incluso en las condiciones más extremas. Con eficiencias superiores al 98 % en condiciones de funcionamiento nominales, la solución propuesta contribuye significativamente a minimizar las pérdidas de producción del aerogenerador.

Ingeteam ha desarrollado exclusivos algoritmos de control de sus convertidores para garantizar el cumplimiento de los códigos de red más exigentes, tales como el alemán EON-2006 y el indio CERC-CEA. Además, Ingeteam cumple con los requisitos de calidad de energía específicos de cada país aplicando estrategias avanzadas de modulación. La solución del convertidor de media tensión de Ingeteam es capaz de controlar el par de torsión de diferentes tipos de generadores (IG, PMG o EESG – de inducción, imanes permanentes o excitados síncronos, por sus siglas en inglés) con una dinámica de gran rendimiento, pero siempre observando los límites de los bobinados y cojinetes. Finalmente, los algoritmos de control se pueden adaptar para optimizar la calidad de energía vertida a la red según diferentes configuraciones de filtros, generador y transformador.

[1] Su disponibilidad depende de dos métricas: el tiempo promedio entre fallas (MTBF) y el tiempo promedio entre reparaciones (MTTR). Las ventajas de este sistema son valores más altos de MTBF y valores más bajos de MTTR. Sin embargo, también existe una relación directa con los costes, ya que una inversión mayor permite contar con mejores materiales o incluso la adición de redundancias, herramientas más sofisticadas y programas de mantenimiento óptimos.

El consorcio entre Siemens y Mortenson ha completado con éxito las estaciones de conversión de potencia de corriente continua de alta tensión (HVDC) de 500 kV Bipole III para el cliente Manitoba Hydro. Las estaciones de conversión de HVDC son una parte integral del proyecto de transmisión Manitoba Hydro Bipole III. Toda la línea de transmisión actuará como una “autopista de electricidad”, reforzando la fiabilidad del suministro de electricidad de Manitoba al reducir la dependencia de las líneas de transmisión HVDC existentes, al tiempo que garantiza un transporte de baja pérdida de energía renovable desde las estaciones generadoras del norte para satisfacer los crecientes requerimientos de energía. Las estaciones de conversión de HVDC son subestaciones especializadas que admiten la conversión de energía eléctrica de corriente alterna de alta tensión (HVAC) a corriente continua de alta tensión (HVDC) o viceversa, un componente crítico para interconectar sistemas de energía independientes.

Las estaciones de conversión Bipole III incluyen la estación de conversión Keewatinohk en el norte de Manitoba, cerca de la bahía de Hudson, y la estación de conversión de Riel, cerca de Winnipeg, en la región sur de la provincia. Las estaciones de conversión tienen una capacidad de transmisión de 2.000 MW, suficiente para satisfacer más del 40% de la demanda de electricidad máxima de la provincia. La transmisión HVDC es la tecnología ideal para implementar cuando la electricidad debe transportarse a grandes distancias, desde áreas remotas donde se produce a centros urbanos e industriales donde es necesaria, ya que la transmisión HVDC sufre pérdidas de electricidad mucho más bajas que la transmisión AC estándar.

El consorcio entre Siemens y Mortenson fue responsable del suministro del equipo convertidor HVDC y las instalaciones asociadas, Siemens proporcionó el diseño del sistema, la fabricación, el suministro y la puesta en marcha de la tecnología central HVDC, mientras que Mortenson brindó ayuda en el diseño y en los servicios de construcción para la infraestructura de soporte, incluida la construcción de la estación de conversión, filtros de aire acondicionado y subestaciones transformadoras de corriente continua. La ubicación remota de la estación de conversión Keewatinohk y las condiciones extremas del clima invernal, presentes en ambos sitios, supusieron interesantes desafíos de logística y construcción para el equipo.

Abengoa ha culminado con éxito el encendido de la turbina de gas, conocido como “primer fuego”, de la central de cogeneración eficiente A3T que la compañía construye en México.

Se trata de un importante hito para la próxima entrada en operación comercial de la planta, prevista para el cuarto trimestre de 2018, pues es la primera vez que la central recepciona gas y comienza a generar energía eléctrica. Los trabajos de construcción ya han sido completados y actualmente se encuentra en periodo de pruebas.

Tras este paso, el próximo será completar la puesta en marcha de la turbina de vapor y, consecuentemente, lograr la sincronización de la turbina de gas y de vapor para alcanzar el máximo rendimiento de la planta.

La central de cogeneración eficiente A3T, ubicada en el municipio de Centro (Villahermosa, Tabasco), contará con una capacidad garantizada de 220 MW y se regirá bajo el régimen legado de autoabastecimiento.

La energía producida por la planta, comprometida ya en más de un 75% a través de contratos de compraventa de energía (PPA), se comercializará a clientes de diferentes industrias de toda la República Mexicana durante los próximos nueve a quince años.

El Banco Europeo de Inversiones financiará la estrategia en innovación y desarrollo que Velatia impulsará en el sector eléctrico. La vicepresidenta del BEI, Emma Navarro, y el presidente de Velatia, Javier Ormazabal, han firmado hoy un acuerdo de financiación de 32,5 M€ que permitirán incorporar nuevas tecnologías digitales a los productos que desarrolla para las redes de energía eléctrica. El banco de la UE ha facilitado este préstamo bajo el marco del Plan de Inversiones para Europa, conocido como “Plan Juncker”.

Velatia es un grupo industrial que tiene dos áreas principales de actividad: las redes de distribución de energía eléctrica, a través de la empresa Ormazabal, y las telecomunicaciones, liderada por Ikusi.
La financiación facilitada por el BEI contribuirá a que la compañía, con sede en Bilbao y presente en 19 países, mejore su competitividad ante los cambios que se están produciendo en el sector energético. Ormazabal impulsará proyectos en el ámbito de la automatización y digitalización de las redes eléctricas, así como el desarrollo de patentes y productos que le permitan acceder a nuevos mercados y clientes.

El apoyo del BEI al proyecto de I+D+i de Ormazabal tendrá también un impacto medioambiental positivo, contribuyendo al cumplimiento de los objetivos europeos de descarbonización del sistema energético. En concreto, el proyecto permitirá la adecuación de las redes de distribución eléctricas para un mix energético renovable y distribuido, así como la electrificación del transporte. Estos objetivos se conseguirán a través del desarrollo de tecnologías que incorporarán nuevos equipos electromecánicos y hardware electrónico, sistemas de comunicaciones dotados de nuevas soluciones de ciberseguridad, así como un innovador software de gestión de la red de distribución.

Este acuerdo contribuirá a mantener empleo de alta cualificación y a crear nuevos puestos de trabajo en el área de I+D+i de la empresa. El préstamo cuenta con el apoyo del Plan de Inversiones para Europa, que permite al BEI financiar proyectos que, por su estructura o naturaleza, tienen un particular valor añadido y un perfil de riesgo más elevado.

Este préstamo demuestra el firme compromiso del BEI con el apoyo a la innovación en empresas que trabajan en sectores altamente competitivos y que requieren, por lo tanto, fuertes inversiones para asegurar su futuro“, ha asegurado la vicepresidenta el BEI, Emma Navarro, en el acto de firma. “Por eso, nos complace firmar un acuerdo que beneficia a la economía española y también a la europea, facilitando el desarrollo de nuevos productos en el sector de la energía eléctrica, que le permitirán ganar en competitividad y contribuir a la acción contra el cambio climático“.

Nuestra apuesta por la I+D+i forma parte del ADN de Velatia y desde luego de Ormazabal. Nos enfrentamos a diferentes retos que a su vez suponen oportunidades, y es por eso que apostamos por la digitalización y la sostenibilidad como señas de identidad. Como tal, las áreas de trabajo en las que Ormazabal está comprometida son la eficiencia energética y el desarrollo de tecnologías que faciliten alcanzar los objetivos de descarbonización establecidos por Europa”, ha manifestado Javier Ormazabal, presidente de Velatia.

Financiación para I+D+i

La innovación y el desarrollo de competencias son ingredientes fundamentales para asegurar el crecimiento sostenible y la creación de puestos de trabajo de alta cualificación. Ambos juegan un papel clave para lograr la competitividad a largo plazo. Por ello, financiar la innovación es una de las grandes prioridades del BEI. En el año 2017, el banco de la UE facilitó 13.800 millones de euros para financiar diferentes proyectos de I+D+i.

Solo en España, el año pasado el BEI proporcionó 1.446 millones de euros para apoyar los proyectos de innovación de las empresas españolas. Esta cifra supuso un aumento del 67% respecto a su actividad en este sector en el año anterior. En total, el Grupo BEI destinó el 13% de su financiación en España para promover el I+D+i de empresas.

De acuerdo con las cifras hechas públicas esta semana por Red Eléctrica de España, el viento ha favorecido la producción de 27.779 GWh de energía eléctrica entre enero y junio del 2018, lo que convierte a la eólica en la tecnología líder en este periodo, con un 22,6% del total peninsular. En comparación con los seis primeros meses del 2017, la producción eólica se ha incrementado un 10,4%.

Por su parte, las lluvias han hecho posible el incremento de la hidráulica, que ha experimentado un aumento del 74% en la generación semestral respecto al mismo periodo del 2017, un año especialmente seco. De enero a junio, con esta tecnología se han producido 20.821 GWh, lo que significa el 16,9% del total peninsular.

Así, las condiciones meteorológicas del primer semestre del año han contribuido a la generación renovable, que ha producido casi la mitad (45,8%) del total de la Península y ha incrementado su participación en 8,5 puntos porcentuales respecto al mismo periodo del 2017.

Para seguir incrementado la integración de generación renovable en el sistema eléctrico español, Red Eléctrica está trabajando en nuevos proyectos, asociados a la Planificación de Infraestructuras Eléctricas 2015-2020, que permitirán la evacuación de hasta 30.500 MW más de renovables a la red de transporte peninsular.

Teniendo en cuenta la aportación de la energía nuclear sobre el total peninsular (20,6% del total), las tecnologías que no emiten CO2 a la atmósfera representaron el 67,5% de la generación del primer semestre del año.

La elevada participación de tecnologías renovables en el mix de generación peninsular no habría sido posible sin un paulatino aumento de la potencia renovable instalada en el territorio. Según datos del informe Las energías renovables en el sistema eléctrico español 2017, la potencia instalada renovable se ha incrementado un 53% en el periodo 2007-2017.

Ligero aumento en la demanda eléctrica peninsular

De enero a junio, la demanda de energía eléctrica ha alcanzado los 126.411 GWh, lo que supone un incremento del 1,2% con respecto a los seis primeros meses del año anterior. Si se tienen en cuenta el calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica se habría incrementado un 1,1%.

Aunque en el acumulado anual la demanda de energía eléctrica peninsular haya crecido, en el mes de junio la demanda alcanzó los 20.337 GWh y supuso un descenso del 6,3% respecto al mismo mes del 2017. Una vez tenidos en cuenta los efectos de la laboralidad y las temperaturas, la demanda ha sido un 3,2% menor. Las suaves temperaturas registradas durante la primera parte del mes de junio del 2018 ha sido la causa principal de la disminución de la demanda.

Nissan ha presentado hoy, junto a Eaton, Bam y The Mobility House, la batería de 3 MW en el Johan Cruyff Arena. Este sistema garantiza el suministro eléctrico al estadio del Ajax de Amsterdam aunque haya un apagón. Y esto, aunque en el terreno de juego se esté celebrando un partido de fútbol o un concierto.

Además, el sistema no solo es una solución de emergencia sino que también permite al Johan Cruyff Arena consumir la energía acumulada en estas baterías cuando haya picos de demanda y la electricidad sea más cara. También permitirá equilibrar la red eléctrica de la capital holandesa ya que esta energía, además, estará producida por las 4.000 placas solares que están instaladas en el estadio. En un futuro este sistema también permitirá que la sede del Ajax pueda proporcionar corriente eléctrica a los vecinos de su barrio en caso que haya un corte de suministro.

Esta una muestra de la aplicación real del Ecosistema Eléctrico Nissan, pensado para que sea el mismo usuario entre a formar parte del sistema de gestión de la energía y no solo pueda reducir su factura de la luz sino que también permita un sistema más sostenible con más energía generada a través de fuentes renovables.

Sin embargo, esta realidad no sería posible aplicarla en el Wanda Metropolitano, donde se celebrará la final de la UEFA Champions League 2019. Y es que la legislación española vigente no favorece el autoconsumo de energía eléctrica a partir de los 10 kWh de potencia. Es decir, según el Real Decreto 900/2015, a partir de esta potencia los consumidores deben pagar por la electricidad autoconsumida de la misma manera que si la compraran a la compañía distribuidora. También está penalizado el devolver la energía sobrante a la red ya que, para ello, se debe estar dado de alta como productor y pagar el conocido como “Impuesto al Sol”. Según el mismo Real Decreto, están exentos de pagar por el autoconsumo los usuarios que tengan menos de 10 kWh de potencia. Es decir, los hogares y pequeños negocios.

A pesar de todos los recursos naturales que tiene España, lo cierto es que aún falta mucho camino por recorrer para poder asegurar un sistema energético más limpio y que favorezca el consumidor. En datos esto se traduce en que el año 2017 solo el 33,7% de la energía consumida en España provenía de fuentes renovables, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Y un 17,4% de centrales térmicas de carbón.
Pero no solo es importante tener en cuenta las facilidades que tiene España en cuanto a recursos energéticos limpios. También cabe destacar otro dato: la caída de precios que han experimentado los paneles solares en la última década. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), no solo ahora son más asequibles que hace 10 años sino que en muchos casos, son la manera más económica de tener electricidad. Aun así, la rentabilidad económica del autoconsumo en España es muy baja.

Los esfuerzos que se podrían llevar a cabo en los próximos meses en el sector pueden ser muy importantes. Esto incluye la posibilidad de disponer de apoyos públicos para aquellas instalaciones con mayor ahorro de energía y de disminución de emisiones de CO2, como por ejemplo las instalaciones placas solares fotovoltaicas con sistemas de baterías que acumulen la energía eléctrica generada, para las que algunas comunidades autónomas ya tienen programas de ayudas”, afirma Marta Marimón, Directora del Departamento de Vehículos Eléctricos, Infraestructura y Servicios de Energía de Nissan Iberia.

El vehículo eléctrico puede ser un elemento importante para facilitar la transición hacia un modelo energético más sostenible. Y es que dado que la energía eléctrica se pierde si no se consume al momento, la batería de los vehículos eléctricos pueden servir para almacenarla y consumirla más tarde (cuando hay picos de demanda y la electricidad es más cara, por ejemplo). Y esto es posible gracias al sistema de carga bidireccional de la gama 100% eléctrica de Nissan (LEAF y e-NV200), que permite no solo recargar la batería sino proporcionar la energía que tiene almacenada para iluminar una casa o una oficina.

Además dentro de lo que es el Ecosistema Eléctrico Nissan, la marca ofrece baterías para almacenar energía (sobretodo proveniente de placas solares fotovoltaicas), como la presentada hoy en el Johan Cruyff Arena pero en versión doméstica, es decir de 4kWh a 10kWh. Este sistema, el XStorage, permite dar una segunda vida a las baterías de Nissan LEAF que ya no tienen utilidad para proporcionar energía a un vehículo eléctrico

El gestor de carga, otra figura pendiente de reforma

Otra figura que está pendiente de reforma es la del “Gestor de Carga”. Es decir, la que regula los puntos de recarga para vehículos eléctricos en España. Según la legislación vigente (de 2010), para instalar un punto de recarga se debe estar dado de alta como agente del sector eléctrico. En la práctica esto complica la instalación de cargadores públicos. Y es que las empresas o establecimientos que deseen poner puntos de carga de vehículo eléctrico a disposición de sus clientes, no lo tienen nada fácil y la enorme burocracia que están obligados a seguir provoca que la mayoría desistan de poner estos puntos. Actualmente, la ley del “Gestor de Carga” se encuentra en el Senado pendiente de modificación.

Uno de los principales obstáculos para que la gente se pase definitivamente al vehículo eléctrico es la falta de infraestructura de recarga. Es evidente que el “Gestor de Carga” no contribuye a quitar este medio a la sociedad y, por lo tanto, impide que este segmento despegue definitivamente y a la vez tengamos unas ciudades más limpias” ha concluido Marta Marimón.

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha presentado -siguiendo el procedimiento- a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica, las alegaciones a la Propuesta de Real Decreto –presentada el 4 de junio- por el que se regula el acceso y conexión a las redes de transporte y de distribución de energía eléctrica con el objetivo de impulsar el desarrollo del autoconsumo y de los grandes proyectos fotovoltaicos.

Entre los principios que están a la base de las alegaciones presentadas, cabe destacar el reconocimiento del derecho de los ciudadanos a autogenerar y autoconsumir energía limpia sin cargos ni peajes. Desde UNEF, se solicita que la regulación nacional esté en línea con los principios que se afirman en la nueva Directiva de Energías Renovables en la que se elimina el peaje de respaldo para las instalaciones de autoconsumo y se prohíben medidas restrictivas de carácter retroactivo. En este sentido se insta al Gobierno a suprimir -vía Decreto Ley- cargas y peajes de respaldo a la energía autoconsumida y con ello establecer condiciones favorables al libre mercado.

UNEF solicita que se simplifique la tramitación administrativa y técnica para facilitar la instalación de proyectos de autoconsumo y permitir que los consumidores se conviertan en generadores de su propia energía, modalidad de producción de energía limpia y barata, que además de generar empleo y riqueza, contribuye a reducir la factura de la luz para todos los consumidores. En concreto se pide que se elimine la barrera impuesta por la que la potencia instalada de un proyecto de autoconsumo tiene que ser igual o menor que la potencia contratada por el consumidor. También se pide que para las instalaciones de autoconsumo que no evacúen energía a la red no se solicite contrato técnico de acceso sino una comunicación posterior. Y con ello agilizar y simplificar el procedimiento.

A través de las alegaciones presentadas, se pretende también dotar de un marco regulatorio adecuado al autoconsumo en su modalidad compartida, eliminando las barreras existentes para su desarrollo, donde los máximos beneficiados serían los consumidores. UNEF pide que se eliminen los contadores que no son necesarios para la seguridad de la instalación y que no haya limitaciones de potencia a las propias instalaciones.

Por lo que se refiere a los grandes proyectos fotovoltaicos, el principio que UNEF defiende en las alegaciones es la clarificación de los aspectos técnicos clave de la tramitación actual de los proyectos fotovoltaicos y en general de la producción de energía renovable. Se pide que los gestores de las redes de distribución faciliten los trámites para conectar los proyectos y tengan un sistema de “ventanilla única” a través de una página web, sistema similar al que ofrece el gestor de la red de transporte, Red Eléctrica de España.

Con respecto a la creación de la figura del Interlocutor Único de Posición, UNEF considera que sus responsabilidades deben estar más delimitadas, para dotar a su figura de mayor seguridad jurídica.
Con carácter general también se solicita que se reduzcan los plazos para reservar capacidad de la red y aumenten las garantías para evitar la especulación con los puntos de conexión.
La presentación de dichas alegaciones se enmarca dentro de la actividad, que desde UNEF se ha estado llevando a cabo a lo largo de los últimos meses en el Grupo de Trabajo de Autoconsumo de la propia asociación y en la Alianza para el Autoconsumo de la que es miembro, y tiene como objetivo dar respuesta a los principales retos a los que se enfrenta el autoconsumo en nuestro país sobre todo en ámbito normativo y regulatorio.

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.

El delegado de Economía y Hacienda, Jorge García Castaño, aseguró ayer que la desestimación de los recursos interpuestos contra los pliegos técnicos del acuerdo marco para el suministro de energía eléctrica renovable para el Ayuntamiento y sus organismos autónomos “es una muy buena noticia para la responsabilidad social y la contratación pública responsable municipal, que puede servir de precedente para otras muchas administraciones”.

El pasado 18 de abril el Tribunal Administrativo de Contratación Pública de la Comunidad de Madrid desestimó los recursos presentados por Gas Natural, Endesa e Iberdrola contra los pliegos de cláusulas administrativas particulares y de prescripciones técnicas del citado acuerdo marco para el suministro de energía eléctrica, dando la razón al Ayuntamiento de la ciudad. La sentencia es firme en la vía administrativa.

Los pliegos del acuerdo fueron aprobados hace poco más de un mes en Junta de Gobierno, el 1 de marzo, y corresponden a cuatro lotes de energía eléctrica por un importe de 82 millones de euros. El objeto del acuerdo marco es el suministro de energía renovable y su acceso a redes para edificios municipales y equipamientos del Ayuntamiento de Madrid y sus organismos autónomos, energía eléctrica renovable para el periodo comprendido entre el 1 de julio de 2018 y el 30 de junio de 2020. El acuerdo facilita el acceso a la contratación pública a las pequeñas y medianas empresas, incorpora criterios de eficiencia energética y de inclusión social, y recoge la exigencia de que la energía comercializada sea de origen 100% renovable. Es el Área de Economía y Hacienda la que tiene atribuida la competencia para contratar este servicio.

Jorge García Castaño recordó que el acuerdo marco incorpora como criterio de solvencia técnica la certificación A emitida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), de que la energía comercializada es de origen 100% renovable. De acuerdo con el informe publicado el 27 de abril de 2017 por la CNMC  (y así lo recoge también la sentencia del Tribunal Administrativo), 76 empresas comercializadoras suministran energía 100% renovable, siendo empresas de tamaño grande, mediano y pequeño. Esto supone el 64% de las comercializadoras.

La contratación de una energía más limpia y lo más respetuosa con el medio ambiente, ha subrayado el delegado, constituye una línea prioritaria y transversal a la acción de gobierno del Ayuntamiento de Madrid, tal y como ha quedado recogido en el Plan A de Calidad del Aire y Cambio Climático de la Ciudad de Madrid aprobado definitivamente en septiembre de 2016.

Para García Castaño, la resolución judicial constituye un paso importantísimo de ratificación a las políticas medioambientales del Consistorio, puesto que, además de generar menos emisiones, “generamos un entorno empresarial y social que favorece los objetivos del Plan A”, cuyas medidas también se enmarcan en los compromisos adquiridos por el conjunto de la comunidad internacional en el marco del Acuerdo de París de lucha contra el cambio climático y la Agenda 2030 de Desarrollo Sostenible.

Recursos desestimados

Entre el 16 y el 23 de marzo presentaron los recursos Gas Natural, Iberdrola y Endesa a estos nuevos pliegos. Con fecha 4 de abril, el Tribunal Administrativo de Contratación Pública acordó la suspensión del expediente de contratación a partir del momento previo a la apertura de las ofertas. Los demandantes señalaban su interés por participar en la licitación y se consideraban perjudicadas, ya que consideraban que les impedía concurrir en igualdad de condiciones a la licitación.

La resolución del Tribunal acumula los tres recursos, procede a desestimarlos y además, levanta la suspensión del procedimiento acordada el 4 de abril. Dicha sentencia es definitiva en la vía administrativa, será directamente ejecutiva y contra la misma cabe interponer recurso contencioso-administrativo ante el Tribunal Superior de Justicia de la Comunidad de Madrid-

Fundamentos de derecho de la resolución

En base a los objetivos pretendidos por el Ayuntamiento, el acuerdo marco recoge en su título y en su objeto la necesidad de que la energía sea renovable. Dicho origen 100% renovable garantiza, según certifica la CNMC, que las emisiones de C02 asociadas a la energía suministrada son nulas y que la generación de residuos radiactivos de alta actividad es nula igualmente. En dicho certificado se indica el porcentaje de energía renovable que suministra cada empresa comercializadora a sus clientes. Este criterio de solvencia se exige como condición a priori, con el objeto de verificar que los licitadores tienen solvencia para suministrar al Ayuntamiento, energía eléctrica de origen 100% renovable.

Tomando como base el informe publicado el 27 de abril de 2017 por parte de la CNMC, 76 empresas comercializadoras suministran energía 100% renovable, siendo empresas de tamaño grande, mediano y pequeño. Esto supone que un elevado porcentaje, concretamente el 64% de las comercializadoras, disponen de dicho nivel de solvencia exigido.

Además, la comercializadora que licite al contrato debe estar calificada con la etiqueta A expedida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. La certificación exigida aparece como adecuada para acreditar la solvencia técnica relativa a las empresas comercializadoras de energía eléctrica en cuanto a garantizar que solo han sido suministradoras de energía 100% renovable y en sus garantías de origen no aparece otro tipo de energía.

Se limita la concurrencia a solo aquellas empresas que comercializan únicamente energía renovable con la intención de que, de esa manera, el suministro al Ayuntamiento sea de ese origen y no incluya otras fuentes como puede ser la cogeneración. No admite que otras comercializadoras habilitadas legalmente para el desarrollo de la actividad y que también pueden vender energía renovable puedan acceder al contrato por el hecho de que en su cartera de ventas se incluya un mix de fuentes de energía con otros orígenes que no se compran en este contrato. Admitirlas supondría que la energía incluida en el mix que entreguen en el Ayuntamiento aun con su certificado de garantía de origen no tendría un origen acreditado 100% renovable y, por tanto, no harían entrega cierta del objeto del contrato con la condición medioambiental que se ha establecido en cuanto a su origen.

La única manera de asegurar que la energía es 100% renovable, es mediante la certificación que emite la CNMC relativa al mix de comercialización de cada empresa comercializadora, términos en los que se define el requisito de solvencia técnica.

Por tanto no se trataría de una garantía de origen que certifique que el suministro de electricidad que se entregue al Ayuntamiento proceda de energía renovable, sino de la etiqueta de electricidad, en su categoría A, que certifica que la actividad del comercializador en el ejercicio anterior fue exclusivamente de energía renovable al 100% sin mezclar con energía procedente de otras fuentes.

Cox Energy ha firmado el PPA fotovoltaico (Acuerdo de Venta de Electricidad o, “Power Purchase Agreement” por sus siglas en inglés) más grande del mundo con Audax para suministrar energía eléctrica procedente de sus propios parques solares. El contrato establece que Cox Energy atenderá la venta de electricidad acordada con una potencia instalada de 495 MWp en España y otros 165 MWp en Portugal.

El contrato de compra de energía a largo plazo marca un nuevo hito en el mercado energético mundial de energías renovables y se convierte en el nuevo referente del mercado energético mundial, al ser el mayor acuerdo de este tipo suscrito hasta la fecha para la compra de energía producida con tecnología solar fotovoltaica. De acuerdo a su modelo de negocio, Cox Energy desarrollará y operará este proyecto junto a un socio estratégico internacional.

Este importante PPA cubre un volumen total de 660 MWp de potencia instalada que procederán de las instalaciones de generación solar que desarrollará Cox Energy en distintas ubicaciones de la geografía española y portuguesa para producir más de 1.300 GWh/año de energía solar fotovoltaica, equivalente al consumo de en torno a 400.000 hogares.

Los 660 MW de este PPA solar posicionan a España y Portugal como países europeos con mayor volumen de energía renovable vendida a través de este tipo de acuerdos.

Cox Energy, que cuenta con un equipo profesional de alta cualificación y contrastada experiencia en el sector de energías renovables y en el desarrollo de proyectos internacionales, liderado por su Presidente y fundador, Enrique Riquelme, ha conseguido situar a la empresa como uno de los actores de mayor relevancia dentro del sector. Con este contrato, Cox Energy apuesta decididamente por el mercado español para convertirse en una nueva compañía eléctrica independiente con generación propia capaz de competir sin ayudas ni subvenciones en igualdad de condiciones con el resto de actores tradicionales del mercado.

Con este contrato Audax se consolida como una compañía energética focalizada en las energías renovables, cuya apuesta por las energías verdes y limpias es un compromiso con sus clientes y con el medio ambiente. Asimismo adquiere la energía para sus clientes con unas condiciones económicas ventajosas en relación con los precios de los mercados mayoristas.

En esta operación, Audax ha contado con el asesoramiento de Garrigues, y Cox Energy  con el de las firmas Watson Farley & Williams y Voltiq.