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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.

Investigadores de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM) han desarrollado procedimientos y diseños para obtener energía de las corrientes marinas en zonas de gran profundidad optimizando los costes

Modelo a escala del dispositivo GESMEY en pruebas de mar. Fuente: UPM.

Uno de los inconvenientes que plantean los nuevos dispositivos diseñados para aprovechar la energía de las corrientes marinas en altas profundidades es su alto coste de fabricación, instalación y mantenimiento. Para abordar este problema, miembros del Grupo de Investigación Tecnológico en Energías Renovables Marinas (GITERM) de la UPM han desarrollado un método para el análisis del coste del ciclo de vida de un parque de generación de energía eléctrica -basado en estos dispositivos- que puede ser utilizado en fases de diseño tempranas.

Tras el amplio desarrollo de la energía eólica en el mar los expertos coinciden en que el siguiente paso es el aprovechamiento de la energía de las corrientes marinas, que se producen principalmente por las mareas. En la actualidad, en Europa y Canadá se están empezando a instalar los primeros parques de carácter experimental en base a dispositivos apoyados en el fondo del mar, denominados de primera generación. Se estima que alrededor del 80% de la energía de las corrientes se localiza en zonas de más de 40 m de profundidad, por lo que es necesario utilizar nuevos diseños de dispositivos que puedan operar en estas zonas en las que el coste de una gran estructura fijada al fondo hace inviables las soluciones de primera generación. Estos sistemas de segunda generación disponen de sistemas de fondeo, con una base o ancla fija en el fondo y una serie de cables que sujetan el dispositivo al fondo marino.

Nuestro dispositivo GESMEY, patentado por la universidad, ha sido el primer diseño probado en el mar a nivel mundial apto para trabajar totalmente sumergido. Gracias a la herramienta de análisis de costes desarrollada, hemos podido evaluar distintas alternativas de diseño con un objetivo final: reducir todo lo posible el coste de producción de la energía y facilitar que esta fuente renovable sea competitiva, desde un punto de vista tanto técnico como económico, ayudando a la lucha contra el cambio climático,” declara Amable López, investigador del grupo GITERM, de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Navales de la UPM.

Estos análisis económicos se integran con el desarrollo de nuevos sistemas de fondeo que utilizan sistemas más simples y robustos. Para el desarrollo de estos sistemas se utilizan potentes herramientas de simulación y control, también desarrolladas dentro del grupo GITERM.

Gracias a estos procedimientos y herramientas, el diseño inicial del dispositivo GESMEY y de su sistema de fondeo ha ido evolucionando de generadores con un gran rotor -similar al de los generadores eólicos- a generadores con varios rotores como el del dispositivo Hive-TEC (también patentado por la UPM) que han permitido bajar el coste estimado de la energía producida en un 30%. El grupo de investigación sigue trabajando para lograr una comercialización exitosa en el futuro de los dispositivos de energía renovable mareomotriz ya que el potencial de generar electricidad a partir de las corrientes marinas es enorme.

Como señala José Andrés Somolinos, otro de los investigadores de GITERM, “la energía de las mareas es una fuente renovable que tiene un valor adicional en un futuro mercado de energía con respecto a otras fuentes de energía renovables gracias a su alta predictibilidad. Además, las tecnologías de energía de las mareas se caracterizan por una energía libre de emisiones de CO2 que contribuye al crecimiento económico y a la creación de empleo en las zonas costeras y áreas remotas.

La industria tradicional se ha subido al carro del autoconsumo fotovoltaico y la reducción de los costes de producción, gracias a los nuevos sistemas de generación de energía eléctrica a través de cubiertas fotovoltaicas. La empresa Cubierta Solar® ha diseñado una instalación fotovoltaica para autoconsumo eléctrico que será capaz de generar “gratis” la electricidad equivalente al consumo medio durante 17 años, y que estará ubicada en una parte de la cubierta de las instalaciones de la mercantil Recuperaciones Tolón de Alicante, pionera en la recuperación y reciclaje de elementos metálicos desde hace más de 70 años.

El gerente de Cubierta Solar®, Luis Navarro, ha explicado que “con una instalación de 79,2Kw podemos generar  3.500.385 kWh, equivalente a más de 17 años de consumo eléctrico gratis. Parte de esa ventaja la ofrece el coste muy económico del kWh (2,8 céntimos de euro el kwh) que se genera con las cubiertas solares”. La instalación diseñada para Recuperaciones Tolón generará electricidad con un sustancial ahorro del 82%, frente a la energía que nos suministra el sistema convencional (el coste del Kwh de la energía solar es un 82% más barato que el de la red a mediodía).

Según Luis Navarro, “el autoconsumo es posible hoy en día, y no debe ser una apuesta estratégica solo para empresas punteras o tecnológicas. La industria tradicional tiene esa posibilidad que le puede convertir en un competidor más eficiente y sostenible. Además, en el caso de Tolón en tan solo cuatro años y medio tendrán amortizada la inversión de la instalación. Esta instalación tiene también importante beneficios medioambientales, puesto que con ella se reducirán en aproximadamente un 64% las emisiones de CO2 ayudando a Tolón a ser una empresa más responsable y sostenible con su entorno. Además la instalación ha sido financiada al 100% vía leasing con un tipo de interés muy competitivo.”

Los automóviles equipados con motores eléctricos u otras soluciones de accionamiento alternativas están haciendo incursiones importantes. Los científicos del Centro de Investigación de Energía Solar e Hidrógeno Baden-Württemberg (ZSW) se propusieron desarrollar una estación de servicio adecuada para estos vehículos. Lanzado a mediados de febrero de 2018, este proyecto va a crear una ‘bomba’ de combustible para el futuro. Este dispensador entregará energía eléctrica renovable, hidrógeno y metano de la manera más eficiente, rentable y orientada a los objetivos posible. El Ministerio Federal de Asuntos Económicos y Energía financia este proyecto con alrededor de 1,3 M€. Se ejecutará durante cinco años como parte del QUARREE 100, una iniciativa para probar el suministro de energía totalmente renovable de un barrio urbano.

La movilidad vehicular seguramente cambiará notablemente en los próximos años. Muchos más autos funcionan con electricidad eólica y solar estarán pronto en las carreteras. Lo mismo ocurre con los vehículos de pila de combustible alimentados con hidrógeno renovable y vehículos de gas natural que funcionan con metano, otro combustible respetuoso con el clima producido mediante energía solar. La red de puntos de recarga y estaciones de servicio de hidrógeno se está expandiendo a gran escala. Algunas estaciones suministran electricidad e hidrógeno, pero ninguna suministra energía eléctrica, hidrógeno y metano. ZSW pretende cambiar eso con este proyecto.

Uso escalonado de energías renovables

Lo que los científicos de Stuttgart tienen en mente es desarrollar un dispensador de energía múltiple. La idea es usar la red eléctrica para cargar las baterías de los vehículos eléctricos con electricidad renovable procedente de parques eólicos y similares. Una batería estacionaria grande almacenará la energía no utilizada cuando el suministro es mayor que la demanda, y la dispensará cuando la demanda sea mayor que la oferta. “Si la batería está llena y la recarga de los vehículos eléctricos no puede agotarla, esta electricidad verde se convertirá en hidrógeno en un segundo paso,” explica el Dr. Ulrich Zuberbühler de ZSW. Los vehículos de pila de combustible funcionan con este tipo de energía. Y si la producción de hidrógeno excede la demanda, el excedente de gas entra en un tanque de almacenamiento.

La estación de servicio del futuro incluirá una tercera etapa para producir metano cuando el tanque de almacenamiento de hidrógeno esté lleno y la demanda de los vehículos de pila combustible sea baja. Luego se agregará CO2 al hidrógeno para convertirlo en metano. Ambos gases reaccionan en un catalizador para formar metano. Este combustible es el componente principal del gas natural, por lo que los automóviles de gas natural pueden usarlo fácilmente. Si el reabastecimiento de combustible de los automóviles no agota el suministro de metano, el excedente de gas se almacena y luego se canaliza a la red de gas natural cuando el tanque de almacenamiento se llena.

Con nuestro proyecto, el acoplamiento de la red eléctrica con la movilidad no se limitará a los vehículos eléctricos“, explica Zuberbühler. “Otras unidades de combustibles alternativos también se beneficiarán de eso.

Los investigadores de ZSW están hablando sobre el uso escalonado de la energía renovable. Su prioridad es aprovechar al máximo los recursos al minimizar las pérdidas de energía. La primera etapa es la primera opción y permanece así hasta que se agote su potencial. El uso más eficiente de la electricidad regenerativa es alimentar los motores eléctricos. No se pierde una parte de la energía en la conversión y la pérdida del almacenamiento en las baterías no supera el 10%. Las etapas dos y tres, la conversión a hidrógeno y luego a metano, son solo una opción una vez que se ha satisfecho la demanda de energía eléctrica. La energía eléctrica puede convertirse en hidrógeno con una eficiencia de alrededor del 75%; la cifra para el metano es de aproximadamente el 60%. Estos gases son depósitos de energía de pérdida cero a largo plazo. La eficiencia aumenta en unos pocos puntos porcentuales cuando se utiliza el calor residual generado durante el proceso de conversión.

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Esfuerzos para mejorar los componentes

Con este proyecto, ZSW tiene como objetivo mejorar la eficiencia, la vida útil y la rentabilidad de los dos componentes principales, un electrolizador alcalino de alta presión y un reactor de metanación de placas. Los científicos quieren avanzar en el estado del arte para ambos en una escala de 100 kW. La electrólisis y la síntesis de metano tendrán que realizarse por separado, lo que requiere alguna forma de de almacenamiento intermedio de hidrógeno. El instituto desarrollará un concepto para esto y evaluará su seguridad.

Los investigadores tienen tres años para desarrollar la tecnología, desarrollar un concepto de seguridad y aclarar todos los detalles para su aprobación. Los resultados se probarán en una instalación de demostración a partir de 2020.

Intensificando el acoplamiento sectorial

La electricidad verde representa alrededor de un tercio de la energía en la red eléctrica alemana, y su porcentaje está creciendo. Se espera que esta cifra aumente al 65% para 2030. El uso fuera de la red, por ejemplo, en los vehículos eléctricos y como combustible alternativo, ayudaría a que el sector del transporte sea más respetuoso con el clima. Poco progreso se ha hecho en este frente. Los combustibles alternativos como hidrógeno y metano también tienen grandes ventajas, y pueden servir como medios químicos para el almacenamiento de energía a largo plazo y sin pérdidas. Además de eso, se pueden inyectar en la red de gas natural de Alemania y se usan para calentar edificios sin dejar huella de carbono. El término acuñado para describir esta convergencia de electricidad, combustible y calefacción en todas las industrias es el acoplamiento sectorial.

La financiación de este proyecto forma parte de una iniciativa conjunta del Ministerio Federal de Educación e Investigación y el Ministerio Federal de Asuntos Económicos para promover la energía solar en proyectos de construcción y desarrollo urbano con eficiencia energética.

El Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (Centro de Investigación de Energía Solar e Hidrógeno Baden-Württemberg, ZSW) es uno de los principales institutos de investigación aplicada en las áreas de energía fotovoltaica, combustibles renovables, tecnología de baterías, pilas de combustible y análisis del sistema de energía. Actualmente hay alrededor de 235 científicos, ingenieros y técnicos empleados en las tres ubicaciones de ZSW en Stuttgart, Ulm y Widderstall. Además, hay 90 asistentes de investigación y estudiantes.

EDE Ingenieros impulsa el ahorro energético en las instalaciones de aire comprimido (AC) con un nuevo servicio específico para evitar las pérdidas “invisibles” que se generan en estos sistemas. Nace de su experiencia realizando estudios de consumos energéticos y auditorías energéticas en más de 400 empresas de diversos sectores. “La optimización de la instalación de aire comprimido es un denominador común en nuestras propuestas de medidas de ahorro y para ello hemos definido un protocolo de actuación muy sistemático” afirma Mariano Sánchez, director de EDE Ingenieros.

Las instalaciones de Aire Comprimido son un “punto negro” en los consumos energéticos de las plantas industriales. Estas instalaciones de tipo auxiliar son indispensables en cualquier proceso productivo. Su consumo aproximado en una empresa de tipo medio puede estar entre el 7 y el 14% del total de la energía eléctrica. Además de considerar el alto costo económico de la energía que consumen, los sistemas de AC pueden ocasionar importantes pérdidas económicas, que en la mayoría de los casos pasan desapercibidas para la empresa.

El servicio de EDE Ingenieros tiene como objetivo el ahorro económico en el funcionamiento de las instalaciones de AC, analizándolas y mejorando su eficiencia energética. El resultado de llevar a cabo los distintos procedimientos propuestos en este servicio es recuperar las pérdidas energéticas y económicas que se ocasionan en la mayoría de instalaciones, teniendo en cuenta que un equipo compresor tiene un 89% de pérdidas por calor y que únicamente 1 agujero de 3 mm en la red de distribución puede ocasionar 2.205 € de pérdidas al año.

El servicio implica analizar y optimizar toda la instalación obteniendo un significativo ahorro energético y económico. Se compone de dos partes claramente diferenciadas, el equipo compresor y la red de distribución, que se abordan en sucesivas fases de análisis y control.

El análisis del equipo compresor del sistema conlleva un estudio de la generación del aire comprimido. Un equipo compresor tiene un rendimiento contrastado de aproximadamente un 11%, así que su revisión y análisis permite establecer las correspondientes medidas de ahorro a aplicar para utilizar estas pérdidas en la mejora energética de otros procesos y/o instalaciones.

Además, existe un importante añadido a este coste económico: las fugas en el sistema de distribución. La red de reparto al proceso de producción y al punto de consumo tiene siempre fugas y es muy importante minimizar las existentes en la planta, ya que implican un consumo eléctrico adicional y, por tanto, un mayor coste económico anual.

La optimización de la instalación propuesta por EDE Ingenieros aborda también dar una solución desde el mantenimiento preventivo, realizando una vigilancia periódica del sistema de distribución para la detección de fugas de AC.

EDE Ingenieros dispone de un equipo técnicamente avanzado, con un sistema que indica la gravedad de las fugas detectadas mediante leds de colores, en verde, amarillo y rojo. Con este equipo de detección y una adecuada gestión de las revisiones la eficiencia energética y los ahorros económicos se pueden llegar a evitar pérdidas constantes en el conjunto de consumos energéticos.

A partir de su experiencia, EDE Ingenieros ha constatado que la vigilancia continuada va reduciendo cada año el número de fugas detectadas y las consecuentes labores de mantenimiento y que la interrupción de las revisiones ocasiona un nuevo incremento de las fugas detectadas, y por lo tanto de las pérdidas energéticas y económicas asociadas.

Según los datos registrados por UNEF, el pasado año en España se instalaron 135 MW de nueva potencia fotovoltaica, lo que supone un incremento del 145% con respecto a los 55 MW instalados en 2016 y un importante crecimiento frente a los 49 MW de 2015. Esta nueva potencia se reparte entre instalaciones de autoconsumo, proyectos fotovoltaicos de conexión a red y dados de alta como productores de energía eléctrica e instalaciones desconectadas de la red, sobre todo para uso agrícola y de electrificación rural.

Este desarrollo ha sido impulsado, por una parte, por el alto grado de competitividad alcanzado por la tecnología fotovoltaica, cuyos costes se han reducido de forma notable en los últimos años, cayendo un 73% entre 2010 y 2017, y, por otra parte, por la voluntad de los ciudadanos, de las pymes y de las administraciones locales de demonstrar su compromiso con la lucha contra el cambio climático, generando y consumiendo energía limpia.

En muchos sectores, como el agrícola, el vitivinícola, el agroalimentario, el de la distribución y el hotelero, las empresas han decidido apostar por la tecnología fotovoltaica porque contribuye a reducir de manera importante los costes de aprovisionamiento de energía eléctrica, incrementando la competitividad.

Además, cabe destacar que la celebración de las subastas de energía renovable del año pasado ha abierto un escenario de resurgimiento del sector fotovoltaico, que instalará 3.9 GW hasta finales de 2019.

No obstante, el caso de España queda lejos de otros países de nuestro entorno, como Alemania[1], que en 2017 instaló 1.75 GW de nueva potencia fotovoltaica, Bélgica[2], donde se instalaron 264 MW fotovoltaicos, la mayor parte de instalaciones de autoconsumo residencial; y Países Bajos[3], donde el año pasado se instalaron 853 MW, repartidos principalmente entre instalaciones de autoconsumo residencial y ámbito comercial.

A nivel internacional, China[4] se ha confirmado como líder del mercado fotovoltaico con la instalación de 52.83 GW de nueva potencia fotovoltaica en 2017. Actualmente el país cuenta con una potencia fotovoltaica acumulada de 130.25 GW, lo que en el mix energético chino supone el 7.3% de la generación.

Aunque el incremento de la potencia fotovoltaica instalada en nuestro país representa una noticia positiva para nuestro sector, desde UNEF queremos destacar la competitividad que ha alcanzado la tecnología fotovoltaica pese a las barreras administrativas y económicas impuestas al autoconsumo.

Para garantizar la definición de un marco de tramitación claro y sencillo, que facilite la instalación de autoconsumo, desde UNEF se ha elaborado y enviado al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital una propuesta de simplificación administrativa, sobre la que espera recibir una respuesta.

1 Datos de la German Federal Network Agency.
2 Datos provisionales de APERe, Association for the Promotion of Renewable Energies.
3 Datos de Good!/Solar Solutions.
4 Datos de China’s National Energy Administration.

La energía termosolar ha aumentado su producción de energía eléctrica en 2017 hasta alcanzar una generación de 5.347 GWh en el acumulado del año, lo que representa un incremento del 5,5% sobre 2016 y récord histórico de generación de electricidad por parte de las plantas termosolares. En el desglose por provincias, Badajoz es la provincia que más energía termosolar ha generado, con más de 1.570.000 MWh, seguida de Sevilla (con casi 919.000 MWh) y Ciudad Real (743.000 MWh).

Otro de los récords que ha batido el pasado año la termosolar es la contribución al mix energético, que ha alcanzado el 2,2% del total de generación eléctrica de España, con puntas de cobertura de demanda por encima del 10% en escenarios puntuales, lo que muestra el aumento significativo de la eficiencia de las centrales termosolares.

Para Protermosolar, estas cifras demuestran que con 2.300MW instalados en España, que suponen el 2,1% de la potencia total instalada en nuestro país, el parque termosolar ha operado de media más de 2.300 horas equivalentes en 2017.

Luis Crespo, presidente de Protermosolar y ESTELA, considera que “estos datos constatan la necesidad de apoyar a la industria solar termoeléctrica, por fiabilidad y contribución a la estabilidad de la red, gracias a su aportación inercial, que junto con su gestionabilidad, la diferencian de otras tecnologías de generación renovable fluyente”. Y añade: “La sustitución del parque de carbón por centrales termosolares, junto con la incorporación de las centrales eólicas y fotovoltaicas aprobadas en las recientes subastas, no implicaría un sobrecoste de la generación en nuestro país y tendría efectos muy beneficiosos para nuestra economía”.

Por tecnologías, según datos estimados por REE, en el año 2017, el 22,6% de la producción eléctrica provino de la nuclear, el 17,4% del carbón, el 13,8% del ciclo combinado, el 19,2% de la eólica, el 11,5% procedió de la cogeneración, un 7,3% hidráulica, un 3,2% de la solar fotovoltaica, un 2,2% de la termosolar, un 1,3% de residuos y un 1,5% de otras energías renovables.

Contribución a la economía española

El sector termosolar tuvo un impacto positivo en la economía española en 2016 de 1.400 millones de euros en el PIB, con una contribución directa de 1.092 millones de euros y una contribución indirecta de 308 millones de euros. El sector da empleo a 5.216 trabajadores y ha solicitado 948 patentes en 2016, según los datos recogidos en el Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2016, elaborado por la Asociación Españolas de Empresas Renovables (APPA).

En la junta general de ESTELA, Luis Crespo destacó en su discurso de aceptación del cargo, “el momento histórico que están viviendo las centrales termosolares al ofrecer en la actualidad su electricidad en países soleados a precios competitivos con tecnologías convencionales, como por ejemplo los ciclos combinados de gas natural, lo que perfila a la termosolar como la tecnología renovable que proveerá el respaldo a otras tecnologías renovables fluyentes e, incluso, suministrará buena parte de la carga base de los sistemas eléctricos en el futuro”.  

Luis Crespo recalcó como el pasado año, “en un país como Dubái, con un recurso solar algo inferior al español, la producción termosolar se ofrece a 6 c€/kWh, y lo más positivo es que nuestra tecnología  todavía tiene un importante recorrido de reducción de costes a medida que vaya creciendo su mercado y acercándose a las cifras de implantación de otras tecnologías”.

El producto que ofrecen las centrales termosolares, con su capacidad de almacenamiento, es muy diferente al de otras tecnologías renovables fluyentes y aporta a los sistemas eléctricos un valor superior a la diferencia de costes con las otras tecnologías que está siendo progresivamente entendido y apreciado por los responsables energéticos de muchos países.

Para el presidente de ESTELA, “toda la nueva capacidad futura será renovable en la mayoría de los países, por lo que la incorporación de tecnologías que aporten gestionabilidad al sistema será una necesidad a medida que se vayan retirando las centrales convencionales”. Crespo concluyó su discurso aseverando: “Hoy en día ya podemos afirmar que un escenario mayoritariamente renovable, con adecuado mix de las diferentes tecnologías, es no solo técnicamente posible y más limpio que el actual, sino incluso más barato para los consumidores. Una transición energética más acelerada en nuestro país, nos brindaría una importante palanca para el crecimiento económico y el empleo”.   

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Neoelectra Energía inicia este 2018 la comercialización de energía eléctrica a industrias y pymes españolas, una vez consolidada la comercialización de gas natural, actividad que realiza desde 2015. De esta manera, Neoelectra Energía puede ofrecer ofertas dual-fuel.

Con el arranque de esta nueva oferta de servicios, Neoelectra Energía entra de lleno en el mercado de comercialización de energía eléctrica, al mismo tiempo que ofrece servicios de asesoría para la optimización de potencia y la eficiencia energética de las instalaciones industriales.

“Al ser Neoelectra productor de energía eléctrica, podemos hacer llegar esta energía directamente a nuestros clientes, reduciendo intermediarios, ahorrando en costes financieros, garantizándoles energía de alta eficiencia y reduciendo las emisiones de CO2” – explica Antonio JB Cortés, CEO de Grupo Neoelectra.

La filial se ha propuesto a nivel interno para 2018 integrar los procesos de comercialización a través de una plataforma de contratación unificada y, en paralelo, aumentar su cartera de clientes en toda España hasta situarse en 2021 en los 10.000 clientes, con una energía suministrada de 500 GW h.

COMEVAL