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X-Elio, el desarrollador global de energía solar fotovoltaica con presencia en los cinco continentes, ha completado la desinversión de una cartera de activos solares japoneses con una capacidad instalada agregada de 187 MW. La cartera, que consta de cuatro plantas operativas y tres en construcción, ha sido adquirida por un consorcio de inversores institucionales japoneses por cerca de 700 M$ (600 M€).

Las cuatro plantas fotovoltaicas en operación cuentan con una capacidad total de 106 MW, mientras que los tres parques en construcción suponen 81 MW, que se espera que estén en pleno funcionamiento a finales de 2018.

La relevancia de esta operación pone de manifiesto la capacidad de X-Elio de ejecutar con éxito su estrategia de negocio. Además, permite a la compañía reciclar capital a partir de activos sólidos y estables de su cartera de proyectos, que cuentan con tarifas aseguradas para una capacidad agregada de 1,3 GW, tanto en etapa de construcción, como en avanzado estado de desarrollo.

X-Elio continuará ampliando su negocio en Japón, que actualmente cuenta con una capacidad total instalada de 219 MW, tanto en proyectos en fase de construcción como en desarrollo y cuyas tarifas también están garantizadas.

Solarwatt, fabricante de sistemas fotovoltaicos integrados, e Implica-T, empresa de ingeniería especializada en energías renovables, se unen con el objetivo de liderar en la Comunidad Valenciana la transición a un modelo energético basado en el autoconsumo fotovoltaico. La energía solar fotovoltaica se ha convertido en un punto de especial interés para esta Comunidad dadas las óptimas condiciones naturales para su implantación y, en general, para el impulso de las energías renovables que permitan avanzar en la transición energética.

El acuerdo al que han llegado Solarwatt e Implica-T tiene por objetivo diseñar e instalar sistemas de autoconsumo fotovoltaico doméstico o comercial en las provincias de Valencia y Castellón. Por su parte, Implica-T será quien abandere los productos de Solarwatt en esa parte del territorio con la instalación a lo largo de 2018 de sistemas de autoconsumo directo o con batería. Solarwatt se prestará apoyo y formará a su nuevo partner en asuntos técnicos y comerciales.

Comercialización de la tecnología de Solarwatt

Implica-T comercializará así soluciones de autoconsumo con tecnología Solarwatt. Entre los productos que ofrece Solarwatt destaca la nueva batería inteligente MyReserve que, con las recientes novedades que incorpora y por su arquitectura modular, es escalable hasta rendimientos aptos para uso comercial (60 kW). Además, esta batería ya puede trabajar como back up gracias al nuevo inversor Fronius y puede instalarse en exterior.

Se trata de un producto de alta tecnología con la mayor garantía de rendimiento y durabilidad, cubriendo 10 años sin límite de ciclos de carga-descarga, al final de los cuales, cargará al menos un 80% de su capacidad nominal inicial. En cuanto a los módulos, Implica-T dispondrá ya de la nueva tecnología inteligente (smart modules) que, gracias a un medidor individual, evita el impacto en todo el string cuando uno de los módulos deja de funcionar o lo hace de manera defectuosa o insuficiente. Los módulos Solarwatt vidrio-vidrio son prácticamente irrompibles y tienen una garantía de 30 años. Al final de ellos, su rendimiento no bajará del 87% de su potencia nominal inicial.

Gamesa Electric será la empresa suministradora de las estaciones fotovoltaicas para seis proyectos fotovoltaicos que Opdenergy construirá en España. La potencia total de estas plantas fotovoltaicas suma 300 MW.

Para cada uno de estos proyectos, Gamesa Electric entregará nueve estaciones solares fotovoltaicas de 5,2 MVA. Cada una de ellas incluye dos inversores solares Gamesa E-2.5 MVA-SB-I de alta eficiencia y 1.500 Vdc, que registra uno de los mayores rendimientos del mercado (99% de rendimiento máximo; 98.8% de rendimiento europeo). Además, se incluyen el transformador elevador y la celda de protección, así coma la línea de media tensión.

gamesa_opde-2Todo ello viene integrado en una solución de contenedor de hormigón, con todas las interconexiones realizadas y probadas en fábrica, lo que permite una mayor facilidad en la instalación y montaje en campo.

Los seis proyectos se empezarán a construir previsiblemente a finales de este año. De ellos 200 MW forman parte de las subastas de energías renovables celebradas en 2017, con el compromiso de su puesta en marcha antes del fin de 2019.

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.

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.

Dhamma Energy/Harel Mallac

El desarrollador fotovoltaico Dhamma Energy ha anunciado el cierre de la venta de un proyecto fotovoltaico de 37 MW listo para construir al gestor de fondos Balam Fund. El proyecto se ubica en concreto en el estado mexicano de San Luis Potosí. Dhamma Energy ha desarrollado con éxito este proyecto solar, que se encuentra en la modalidad de autoabastecimiento. Las obras del proyecto se iniciarán previsiblemente en el tercer trimestre de este año.

Dhamma Energy permanecerá vinculado al proyecto hasta su conexión a la red.

El actual marco regulatorio es muy favorable para el desarrollo de las energías renovables en México. Dhamma Energy cuenta con una filial en México desde 2013 y dispone de más de 1 GW en proyectos fotovoltaicos en desarrollo en el país, de los cuales más de 300 MW ya disponen de todas las autorizaciones correspondientes para el inicio de la construcción.

Para Balam este es el cuarto proyecto en México. La Gestora cuenta actualmente con un portfolio de proyectos solares y eólicos de más de 500 MW. Excepto por la presente adquisición, que es la primera adquisición de un proyecto a Dhamma Energy, el resto de proyectos de Balam se encuentran en operación o en fase final de construcción, proyectándose su conexión a la red durante los próximos meses.
Dhamma Energy, con sede central en Madrid, desarrolla y opera proyectos fotovoltaicos en Europa, Latinoamérica y África. Entre los mayores mercados para Dhamma Energy se encuentra Francia, en donde ha desarrollado hasta la fecha 40 MW fotovoltaicos ya en operación y dispondrá de otros 60 MW en operación en 2019.

Además, Dhamma Energy cuenta con más de 150 MW en fase avanzada de desarrollo en Francia y 150 MW en fase de desarrollo en España.

En Intersolar Europe 2018 Wärtsilä presenta una nueva solución híbrida de almacenamiento y energía solar fotovoltaica, Wärtsilä Hybrid Solar integra la generación y el almacenamiento de energía solar fotovoltaica para ofrecer una verdadera solución renovable que no solo es amigable con el clima, aumenta la resiliencia y la eficiencia, sino que puede ser soportada por la infraestructura de red existente de un productor de energía.

La AIE estima que para 2040, la capacidad total de generación mundial aumentará en un 60%, y las fuentes de energía renovables, como la solar, la eólica y la hidráulica, representarán más del 45% de ese total. A medida que el mundo avanza hacia el 100% de energía renovable, los servicios públicos, los productores de independientes energía (IPP) y otros proveedores de energía están motivados para aprovechar su potencial.

Un componente crítico para maximizar el valor de la solución híbrida es la plataforma de software y control que optimiza su rendimiento. Greensmith Energy, una compañía de Wärtsilä, desarrolla y despliega la plataforma GEMS, ahora en su quinta generación. GEMS permite aplicaciones de energía inteligente, que se enfocan en monitorizar y operar plantas de energía para almacenamiento de energía y plantas de energía híbrida formadas por almacenamiento de energía, generación térmica y fuentes renovables. GEMS garantiza la optimización de los activos de almacenamiento y generación de energía a través de cambios en las condiciones del mercado y las estructuras de tarifas.

Esta es la última solución energética híbrida que Wärtsilä ha lanzado al mercado. Más recientemente, Wärtsilä entregó una planta híbrida de energía solar fotovoltaica de 15 MW, la más grande del mundo, a Essakane Solar SAS en Burkina Faso, que opera junto con una planta de energía térmica Wärtsilä de 55 MW. La planta fotovoltaica y la central eléctrica de motores ahora se controlan y operan de forma sincronizada, formando así la mayor planta energética híbrida fotovoltaica-motor de África. La capacidad de controlar y optimizar el uso de los motores y de la energía solar permitirá a la mina disminuir su consumo de combustible en aproximadamente 6 millones de litros por año y reducir sus emisiones anuales de CO2 en 18,500 t.

Protermosolar ha realizado el informe Transición del Sector Eléctrico: Horizonte 2030 en el que proyecta un escenario para ese año sin centrales de carbón ni nucleares, con un 85,6% de generación renovable frente al 62,1% de la Comisión de Expertos (CdE), con una reducción del 82% de vertidos y del 60% de emisiones respecto al informe de la CdE y a menos de 5 c€/kWh. Además, el estudio contempla un menor respaldo de los ciclos combinados que el informe de la CdE, por lo que las energías renovables alcanzarían una penetración en la demanda final de energía del 34%, cumpliendo los objetivos de la UE.

La clave está en repartir la potencia solar contemplada por la CdE entre fotovoltaica y termosolar y despachar las nuevas centrales termosolares con almacenamiento a partir de la puesta de sol.
Los planificadores y responsables energéticos deben entender las diferencias entre las energías renovables para conseguir satisfacer la demanda de forma segura, barata y sin emisiones, cosa que los mercados, comparando exclusivamente costes de generación, no realizan.

Este estudio es una propuesta alternativa al informe de la Comisión de Expertos para la Ley de Transición Energética y Cambio Climático que ha realizado la patronal termosolar y no se basa en modelos de ordenador sino en la proyección realizada a partir de datos horarios de generación reales en años pasados del mix propuesto, por lo que sus resultados se corresponden con una comprobación real de la capacidad de un mix de renovables optimizado identificando la potencia real de respaldo que le faltaría y llegando a la conclusión de que sobrarían el carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados.

El escenario proyectado por Protermosolar satisface la misma demanda a 2030 que el de la CdE y con la misma cantidad de potencia renovable 106 GW, desglosada en: 33 GW eólica; 25 GW fotovoltaica; 20 GW termosolar y 5 GW de otras renovables. Con este mix, los vertidos se reducirían a 830 GWh, un 82% de los 4.600 GWh considerados por la CdE, y las emisiones a 4.991 kton CO2, un 60% de los 12.593 kton CO2 proyectados por la CdE.
La CdE en su informe mantenía las centrales nucleares y el parque de ciclos combinados y no llegaba a cumplir los objetivos de la UE al quedarse por debajo del 30% de contribución de las renovables, mientras que con el mix de Protermosolar se superaría el 34%.

La proyección que realiza Protermosolar plantea un saldo de interconexiones de un 4,5% de importación, ya que sería más económico importar electricidad que hacer trabajar a los ciclos combinados en determinados momentos, y una cobertura de la demanda por fuentes renovables del 83% (frente al 69% de la CdE).

El informe también especifica la estimación razonable de la media de costes a los que resultaría la generación de ese parque tras las sucesivas subastas por tecnologías durante la próxima década: Eólica, 4 c€/kWh; fotovoltaica, 3,5 c€/kWh; termosolar, 5,5 c€/kWh; biomasa, 6 c€/kWh; turbinación por bombeo, 2,5 c€/kWh; hidráulica, 2 c€/kWh; residuos no renovables, 8 c€/kWh; cogeneración 7 c€/kWh; ciclo combinado 7,4 c€/kWh; importaciones, 6 c€/kWh, y exportaciones, 4 c€/kWh.

Por lo tanto, la media de costes de generación, de acuerdo a las producciones de cada tecnología, se situaría en el entorno de 4,9 c€/kWh y la generación a partir de viento y sol representaría el 65% de la generación total, mientras que el resto dependería de la cogeneración (11%), biomasa y biogás (9%), que elevarían ligeramente el precio del mix, e hidráulica (12%) que reduciría el precio al valor medio de sol y viento.

El estudio de Protermosolar también muestra la contribución adicional a la economía española que representan las centrales termosolares, gracias a su elevado contenido local. Las inversiones en termosolares contribuirían a un incremento del PIB de 62.000 millones de euros (3,5 millones €/MW para 17,7 GW) en su fase de construcción y de 5.000 millones de euros (0,25 millones €/MW para 20 GW) en la fase de operación.

Respecto a la generación de empleo, en la fase de construcción de las centrales, se llegarían a crear 88.500 puestos de trabajo/año, mientras que en la fase de operación se generarían 1.770 empleos directos adicionales/año. A partir de 2030, el parque termosolar en operación tendría 20.000 empleos permanentes. Además, las termosolares contribuirían a la disminución de importaciones de combustibles (con lo que mejoraría la balanza comercial), a reducir los pagos por CO2 y se conseguiría consolidar el liderazgo mundial de las empresas españolas en la industria.

El informe concluye con una serie de actuaciones recomendadas, entre las que figura en primer lugar la estabilidad retributiva de las instalaciones existente, ya que no se puede construir el futuro sobre las cenizas del sector. Se recomienda planificar con perfiles de despacho diferenciados para sacar todo su valor a las tecnologías renovables apostando por su complementariedad estacional y horaria y se propone relanzar la instalación de nuevas centrales termosolares en España, con una primera convocatoria de subastas de 1.000 MW, así como otra de 100 MW para demostrar el concepto de hibridación con turbinas de gas de ciclo abierto, asegurando la firmeza total de las instalaciones.

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’’.

La entrega de los MIREC Awards tuvo lugar el 22 de mayo en el Restaurante El Lago de Ciudad de México, y forma parte de la programación de MIREC Week, el congreso de energías renovables más importante de México, que cuenta con la asistencia de 1.800 profesionales del sector.

Francisco García, Responsable de País de Grupo Gransolar en México, recogió el premio. “Muchas gracias a la organización y a todos los presentes”, dijo en su discurso. “Quisiéramos dedicar este premio a todas las personas que forman parte del grupo en más de 17 países, y sobre todo a la gente que está trabajando en España, que aunque están muy lejos hacen que esto sea una auténtica realidad”.

Los propios usuarios de la web de los MIREC Awards decidieron con sus votos el resultado. Grupo Gransolar agradece a todas las personas que votaron su candidatura a “Empresa Innovadora” e hicieron posible la obtención de este premio. Se trata de un reconocimiento muy valioso en México, un mercado en el que Grupo Gransolar ha sido pionero y ha experimentado un gran crecimiento. Tras apenas cuatro años de actividad en el país, sus proyectos en México ya suman casi 200 MW, y se ha convertido en uno de los referentes nacionales del sector de la energía solar.

Se espera que este crecimiento de Grupo Gransolar en México siga desarrollándose aún mucho más, y por ello trasladaron sus oficinas en la capital hace unos meses a unas más grandes y mejor situadas.

 

COMEVAL