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Endesa ha adjudicado a la empresa Electro Power Systems (EPS) la construcción de una batería de ión de litio de 20 MW de potencia y 11,7 MWh de capacidad. Comienza así el proceso de construcción de la que será la mayor batería instalada de España, que permitirá a la Central de Carboneras (Almería) adaptarse a las necesidades del sistema eléctrico sin alterar su ritmo de generación. Está previsto que el proyecto esté listo en junio de 2018.

Endesa invertirá más de 11,5 millones de euros en el proyecto, el cual incluye el suministro e instalación del banco de baterías, inversores y transformadores elevadores de tensión, y dos transformadores auxiliares para la conexión con la central adjudicados a la empresa ABB.

 

La central de Carboneras está diseñada para operar en base, es decir, para generar electricidad constantemente, algo que ha llevado a cabo desde la puesta en marcha del primer grupo en 1985. El diseño original de la central está adaptado al sistema eléctrico de los últimos 30 años y tiene que adaptarse al sistema actual, con una notable penetración de energías renovables intermitentes (principalmente eólica) que le obligan a modular su producción y aplicar funciones de respaldo para cubrir la demanda en todo momento.

La instalación de un gran sistema de almacenamiento de energía que se conectará a la red auxiliar de la central, dotará a la planta de flexibilidad y mejorará su respuesta ante fluctuaciones de carga en el sistema de electricidad actual derivadas de la intermitencia producida por el aumento de la penetración de las renovables. Además, también se espera que la batería reduzca los costes de mantenimiento de los principales componentes de la central y alargue su vida útil.

Asimismo, la central de Carboneras se encuentra en proceso de adaptación de sus sistemas a la normativa medioambiental europea, la cual obliga a reducir las emisiones de NOx y SO2. Se espera que Endesa invierta unos 240 millones de euro en este proceso.

El proyecto forma parte del conjunto de iniciativas que está desarrollando el Grupo Enel, matriz de Endesa, para posicionarse en esta nueva tecnología, la cual cuenta con grandes perspectivas de crecimiento dentro del segmento de los servicios públicos gracias a sus características técnicas y su rápida velocidad de respuesta, así como a la reducción de costes que se está produciendo en esta tecnología.

El pasado mes de mayo, Enel adquirió el sistema de almacenamiento de energía de baterías (BESS, por su sigla en inglés) de Tynemouth (Newcastle, Reino Unido), una batería de iones de litio con una capacidad de 25 MW (12,5 MWh) que estará terminada a principios de 2018.

Tras el éxito de la subasta celebrada la semana pasada, el Gobierno llevará a cabo una nueva subasta de hasta 3.000 MW antes del verano para introducir nueva energía renovable en el sistema eléctrico. Así lo ha anunciado el Presidente del Gobierno, Mariano Rajoy, durante la inauguración de las jornadas de debate para la elaboración del anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética. En la pasada subasta, las solicitudes presentadas superaron en más de tres veces la potencia adjudicada y los adjudicatarios ofrecieron el máximo descuento permitido.

Esto supone que los proyectos adjudicados se llevarán a cabo sin necesidad de primas adicionales a los ingresos que obtienen por el mercado, en el escenario de precios medios de referencia.

 

Así pues, las tecnologías renovables demostraron que son competitivas a precios actuales de mercado.

En la nueva subasta podrán participar instalaciones de tecnología eólica y fotovoltaica en concurrencia competitiva, de tal manera que resulten adjudicadas aquellas más eficientes en costes.

Esta nueva subasta representa un paso más para la consecución de los objetivos de sostenibilidad medioambiental para el 2020.

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El municipio zaragozano que vió nacer a Goya gana el III Premio Eolo a la integración rural de la eólica

Una vez más, España está demostrando su condición de potencia tecnológica eólica. El pasado sábado 11 de febrero se cumplió un año desde que nuestro país se convirtió en el primero del mundo en el que se permite a las energías renovables participar en los mercados de balance, diseñados para que la generación eléctrica se adapte en todo momento a la demanda y el sistema eléctrico esté siempre equilibrado, de modo que se garantice la seguridad de suministro. Son los conocidos como servicios o mercados de ajuste, en los que las empresas cobran por su participación.

Las energías renovables son fuentes de generación primaria de naturaleza intermitente, por lo que la regulación no permitía que participaran en estos servicios, que gestiona el operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE). Pero la madurez y el volumen alcanzados en los últimos años, fundamentalmente por la eólica, han impulsado este importante cambio de regulación en el que España es pionera. En la Unión Europea, la propuesta de Directiva de Balance Eléctrico sobre reglas comunes para el mercado interno de la electricidad establece que las energías renovables tendrán acceso a los servicios de ajuste, por lo que es cuestión de tiempo que otros estados miembros se sumen a España y el país pueda servir, una vez más, de ejemplo.

 

Ya son 5.700 MW eólicos (el 25% del total de potencia eólica instalada) los que pueden participar en los servicios de gestión de desvíos y regulación terciaria, dos de los servicios de ajuste del sistema, tras haber superado con éxito las pruebas de habilitación. Alrededor de la mitad de los 23.000 MW de potencia instalada eólica que hay en el sistema eléctrico peninsular ha solicitado realizar las pruebas de habilitación para poder hacerlo. Algunas de las empresas eólicas que están participando con éxito en estos servicios son Acciona, EDPR, Enel Green Power España, Gas Natural Fenosa Renovables, Iberdrola, RWE Innogy y Viesgo Renovables, entre otras.

Aunque no es posible atribuirlo a la presencia de la eólica, lo cierto es que los costes de los servicios de ajuste en los que participa se han reducido considerablemente en 2016. En el caso de la regulación terciaria, que tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo y restituir la reserva de regulación secundaria utilizada, el precio medio ponderado, en euros por MWh, del servicio de energía a subir ha bajado un 21%; el de energía a bajar, un 22%.

En el caso de la gestión de desvíos, que tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo que pudieran identificarse con posterioridad al cierre de cada sesión del mercado intradiario, el precio medio ponderado del servicio de energía a subir ha descendido un 23%; el de energía a bajar, un 21%.

Acciona Energía ha alcanzado la cifra de 2.000 MW eólicos habilitados para prestar servicios de ajuste del sistema eléctrico en España, lo que supone un nuevo hito tecnológico en relación con la participación plena de las energías renovables en el sistema y en su capacidad para alcanzar elevadas cuotas de penetración en el mismo.

Dicha habilitación, que exige a las tecnologías renovables pasar las mismas pruebas que se requieren a las convencionales, es competencia de Red Eléctrica de España como operador técnico del sistema eléctrico y responsable de su funcionamiento en condiciones óptimas de calidad y seguridad.

 

Los denominados “servicios de ajuste” están destinados a garantizar el constante equilibrio entre la generación y la demanda de energía, por lo que son retribuidos. Dicho equilibrio es imprescindible, dado que toda la electricidad que se produce en un momento dado debe consumirse en ese instante. Cualquier desacoplamiento entre oferta y demanda podría, de no corregirse a tiempo, poner en riesgo la calidad del suministro eléctrico.

Objetivo: 3.500 MW

El objetivo de la compañía es alcanzar a corto plazo unos 3.500 MW eólicos autorizados para participar en los servicios de ajuste, – mercados de restricciones técnicas, regulación terciaria y gestión de desvíos, así como cierta potencia para regulación secundaria pendiente de determinar-.

Tradicionalmente, los servicios de ajuste han sido prestados por las tecnologías convencionales, tales como las térmicas o la gran hidráulica, pero la evolución tecnológica de las energías renovables, a la par con el desarrollo de herramientas de predicción y gestión más precisas y sofisticadas, han abierto la puerta a su incorporación a estos mercados.

Acciona utiliza la tecnología más avanzada tanto en la gestión de la energía, que lleva a cabo a través de la filial Acciona Green Energy Developments, como en el telecontrol de la operación de las instalaciones de generación, que realiza el Centro de Control de Energías Renovables de Acciona (CECOER) en permanente coordinación con REE.

La participación de las energías renovables en los servicios de ajuste del sistema eléctrico pone de manifiesto el grado de desarrollo tecnológico alcanzado por estas tecnologías, lo que permite incrementar su integración en la red, que en España ha llegado a superar incluso el 70% de toda la demanda en momentos puntuales, sin merma para la calidad, estabilidad y seguridad del sistema.

Según datos de REE, el volumen de energía gestionada en los servicios de ajuste del sistema español en el año 2015 fue de 18.206 GWh, -el 6,8% de toda la energía generada- con un coste asociado de 1.040 millones de euros. La penetración de las renovables sobre el total de la generación peninsular se situó el pasado año en el 36,9%, con un máximo del 70,4% en cobertura de generación instantánea con energía eólica, que se registró el 21 de noviembre, récord este último todavía no superado. En los once primeros meses de 2016 las renovables han producido el 42,2% de la electricidad generada en España (excluidos los sistemas insulares).

La Asociación de Empresas de Energías Renovables-APPA denuncia que la resolución del déficit de tarifa se haya hecho en gran medida con cargo a la remuneración de las energías renovables, lo que las ha convertido en las grandes damnificadas de la reforma eléctrica puesta en marcha por el Gobierno. Mientras, otros costes del sistema no solo no han visto mermados sus ingresos sino que incluso los han incrementado. 

La previsión de superávit de tarifa para el ejercicio 2015 se ha estimado en unos 1.000 millones de euros, que vienen a sumarse a los más de 550 millones registrados en 2014, con lo que se puede dar por resuelto el desequilibrio de ingresos y gastos que ha venido dando lugar al déficit de tarifa. En esos dos años los recortes a las energías renovables han sido de más de 4.500 millones de euros, lo que supone una reducción en torno al 30% sobre la remuneración prevista. Para APPA, los recortes a las renovables han sido desproporcionados, máxime si se comparan con los aplicados a otras partidas del sistema eléctrico.

Efectivamente, en 2014, según datos de la CNMC, la remuneración de otros costes del sistema eléctrico apenas se vieron afectados por la reforma eléctrica realizada por el Gobierno. Es el caso de la Distribución y el Transporte, que fueron retribuidos con 4.986 millones de euros y 1.673 millones, respectivamente, cifras ambas en línea con lo que venían percibiendo antes de la citada reforma. En 2015, las retribuciones estuvieron en la misma línea, 4.931 millones para la Distribución y 1.690 millones para el Transporte. Ahora, el Gobierno en funciones en sus propuestas de órdenes ministeriales para establecer las retribuciones reguladas del Transporte y la Distribución aprovecha la existencia de superávit y plantea una subida de la Distribución del 3,7% hasta llegar a los 5.114 millones de euros y de un 0,89% para el Transporte hasta alcanzar los 1.705 millones de euros. Ello, a pesar de que en los últimos años ha disminuido la demanda eléctrica y obviando, una vez más, cualquier posible restitución de los derechos cercenados a las renovables.

Para paliar la situación crítica que viven las empresas de renovables, APPA plantea una serie de medidas que de alguna manera compensen el esfuerzo exagerado que tienen que soportar con relación a otros costes del sistema. La Asociación propone que se mantenga durante toda la vida útil de la instalación el valor fijado para la rentabilidad razonable, que se elimine la fiscalidad pseudoambiental que soportan las renovables, particularmente el impuesto a la producción eléctrica, y que se compense a las renovables por su efecto depresor en el mercado eléctrico.

Además, APPA reclama que se fijen instrumentos alternativos para la financiación de los desajustes y que se trasladen a los PGE los costes que no tienen nada que ver con la generación eléctrica. Asimismo, la Asociación considera imprescindible poner en valor los efectos positivos de las energías renovables mediante el establecimiento de mecanismos que graven a las energías contaminantes por sus externalidades negativas, bajo el principio de “el que contamina paga”.

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Acciona Energía ha marcado un hito tecnológico en la integración de las renovables en el sistema eléctrico, al convertirse en la primera compañía en el mundo que presta servicios de ajuste incrementando generación exclusivamente con energía eólica, un campo hasta hace poco reservado exclusivamente a las energías convencionales.

Los denominados “servicios de ajuste” en España, que gestiona el operador del sistema -Red Eléctrica de España (REE)-, están destinados a garantizar el constante equilibrio entre la generación y la demanda de energía, por lo que son retribuidos. Ello es imprescindible para el adecuado funcionamiento del sistema, ya que la electricidad no puede almacenarse masivamente, y por tanto toda la energía que se consume en un momento dado debe producirse en ese instante. Cualquier desacoplamiento entre oferta y demanda podría, de no corregirse a tiempo, poner en riesgo la calidad del suministro eléctrico.

Tradicionalmente, los servicios de ajuste del sistema eléctrico han sido prestados por las tecnologías convencionales, tales como las térmicas o la gran hidráulica, dadas sus características técnicas. Pero la evolución tecnológica de las energías renovables y el desarrollo de sofisticadas herramientas de predicción y gestión han permitido que éstas puedan participar también en este tipo de servicios.

Así lo recoge la nueva regulación de esta materia en España, en concreto la Resolución de 18 de diciembre de 2015 de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establecen los criterios para participar en los servicios de ajuste del sistema, lo que es legalmente posible desde el pasado 10 de febrero.

Dicha participación se materializa a través de un sistema de mercados de ajuste (o mercados de operación), gestionados por el Operador del Sistema (REE ), en el que las compañías generadoras ofertan potencia o energía de reserva (tanto “a subir” como “a bajar” –esto es, incrementado o reduciendo la existente-), para ser utilizada al día siguiente por dicho Operador, con el fin de corregir posibles desviaciones entre la energía programada en el mercado diario y la real en un momento dado (bien por desviaciones entre generación y consumo, o debidas a ‘infactibilidades’ técnicas -no viabilidad- en la red de transporte, denominadas “restricciones técnicas”).

Día histórico

El pasado 28 de febrero fue muy relevante en la gestión del sistema eléctrico español y en la participación de Acciona en el mismo, al ser la primera compañía con una oferta de servicios de ajuste exclusivamente basada en capacidad eólica, que fue requerida por REE para proveer el servicio de solución de restricciones técnicas aportando potencia de generación adicional.

En lugar de la situación más habitual, en la que los parques eólicos son requeridos por el operador para limitar su producción cuando hay un exceso de generación, en este caso se produjo la situación opuesta, lo que técnicamente resulta mucho más complejo: en apenas unos minutos, un conjunto de parques eólicos gestionados por ACCIONA incrementaron su potencia de generación en más de 150 megavatios (MW), en respuesta a la consigna dada por el operador del sistema.

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Ello fue posible gracias a la capacidad técnica de la compañía, tanto en la gestión de las ofertas al mercado de estos servicios de ajuste llevada a cabo por la filial Acciona Green Energy Developments, como en el tele-control de la operación que realiza el Centro de Control de Energías Renovables de Acciona (CECOER) en permanente coordinación con REE.

Más de 1.000 MW en proceso de habilitación

Acciona se halla actualmente en fase de pruebas para ser habilitada por REE para la prestación del resto de servicios de ajuste -además del mencionado de restricciones técnicas-, como son los de regulación secundaria, terciaria y gestión de desvíos. Como dato ilustrativo, en dichas pruebas la compañía ha demostrado su capacidad para aportar de forma controlada 400 MW adicionales de potencia eólica en menos de 5 minutos, todo un logro en el campo de la participación de la energía del viento en el sistema eléctrico.

El objetivo de Acciona a corto plazo es contar con 1.000 MW eólicos habilitados para prestar todos los servicios de ajuste, el máximo permitido por la normativa por “unidad de programación” (grupo de instalaciones que participan en el mercado conjuntamente), lo que prevé sea realidad para el mes que viene. La potencia eólica participada por Acciona en España actualmente asciende a 4.735 MW nominales. Más adelante, la compañía prevé habilitar unidades adicionales de programación eólica, y utilizar también otras tecnologías renovables además de la hidráulica, con la que ya viene participando en este tipo de servicios al sistema.

La participación de las energías renovables en los servicios de ajuste del sistema eléctrico aumentará la competencia en dichos mercados, lo que tendrá un efecto favorable en el precio de la electricidad que pagan los consumidores. Pone también de manifiesto el grado de desarrollo tecnológico alcanzado por estas tecnologías, que permite incrementar su participación en la red superando en España incluso el 50% de toda la generación instantánea en algunos momentos, sin merma para la calidad, estabilidad y seguridad del sistema.

En abril de 2014 la planta de generación con biomasa de Ence en Mérida comenzaba a aportar energía al sistema eléctrico, una vez recibida el Acta Definitiva de Puesta en Servicio por parte la Consejería de Agricultura, Desarrollo Rural, Medio Ambiente y Energía de la Junta de Extremadura. Una vez finalizada la construcción y puesta en marcha de la planta de biomasa, un proyecto llave en mano de Sener para Ence, el grupo de ingeniería y tecnología creo la empresa Biomasa Mérida O&M S.L. para llevar a cabo los trabajos de operación y mantenimiento durante los dos primeros años de operación de la instalación. Biomasa Mérida O&M S.L. asumió su cometido e inicio su andadura el 15 de septiembre de 2014, tras la firma de la recepción provisional de la planta por parte de Ence.

La planta de Mérida es una central de generación eléctrica a partir de biomasa, con una potencia instalada de 20 MWe, y una producción anual de 160 GWh, que incorpora el ciclo termodinámico de alta eficiencia, con recalentamiento y regenerativo, diseñado por Sener cumpliendo con las especificaciones de Ence.

La instalación se compone de una zona de procesado y tratamiento de la biomasa (PTB) y de una zona de caldera e isla de potencia. La PTB está compuesta por un parque de almacenamiento de biomasa en rollo (troncos de madera) para 15.000 toneladas, con una autonomía de un mes de operación, una trituradora con capacidad para procesar 100 t/h, un sistema de cribado y separación de densos y un silo de almacenamiento de biomasa astillada para garantizar el suministro ininterrumpido a la caldera, además de todas las cintas de transporte que interconectan el sistema. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Enero-Febrero 2016

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En general, los actores que intervienen en el sector eléctrico (productores, operadores del sistema, organismos reguladores, gobiernos, etc.) se enfrentan con un gran reto a corto plazo a la hora de asegurar un sistema sostenible, económico y fiable. Las fluctuaciones diarias, semanales y estacionales de la demanda eléctrica son cada vez más y más marcadas, particularmente en las economías con un mayor peso del sector servicios y un menor peso de la industria. El otro factor significativo que causa fluctuaciones es el impacto en el sistema de las energías renovables intermitentes. Debido a la preocupación por el cambio climático, muchos países se han embarcado en ambiciosos planes de reducción de emisiones de CO2 (por ejemplo, el programa 20-20-20 de la Unión Europea). Sin embargo, la integración de importantes cantidades de generación eléctrica de origen renovable no es nada fácil desde el punto de vista del sistema eléctrico.

Por naturaleza, las energías eólica y solar son intermitentes. En la mayoría de emplazamientos los aerogeneradores sólo funcionan a su potencia nominal durante el 20% del tiempo, e incluso en emplazamientos óptimos, como en el mar, sólo el 30% del tiempo. De forma parecida, y debido a la variación de la radiación solar y al efecto de las nubes, la capacidad de un panel solar fotovoltaico está en máximos sólo durante el 20% del año aproximadamente.

Además, la energía renovable tiene prioridad de despacho siempre que sea posible, tanto debido a los incentivos que hacen atractivas las inversiones en estos activos, como porque tiene sentido utilizar las renovables todo lo posible por su bajo coste marginal. Por lo tanto, para poder casar la oferta con la demanda, en los grandes sistemas eléctricos las centrales térmicas tendrán que compensar en tiempo real decenas de gigavatios de origen renovable que fluctúan arriba y abajo. Esto aumentará la necesidad de más ge¬neración firme y flexible para equilibrar el sistema, lo que también requerirá que se desarrollen nuevos tipos de mercados eléctricos. Leer mas…

División Power Plants de Wärtsilä

Artículo publicado en: FuturENERGY Mayo 2015

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Siemens ha recibido un pedido de tres turbinas de gas SGT6-5000F para Perú. Las turbinas se destinarán al proyecto Nodo Energético del Sur – Planta N° 2 Región Moquegua, que consiste en tres centrales eléctricas de ciclo simple. El cliente final es la compañía eléctrica EnerSur, siendo el contratista Técnicas Reunidas y JJC. La fecha de entrada en operación comercial está prevista para marzo de 2017.

Las tres nuevas centrales eléctricas se instalarán en Ilo, puerto marítimo de la región de Moquegua en el sur de Perú. Las turbinas de gas SGT6-5000F de combustible dual funcionarán con combustible líquido los primeros cinco años y luego con gas natural. Las tres centrales de ciclo simple juntas tendrán una capacidad de 600 MW durante su operación con combustible líquido. Con un total de más de 9 millones de horas de servicio de la flota, esta turbina de gas alcanza importantes ratios de fiabilidad y operación continua con los máximos valores de rendimiento de su clase.

El proyecto se ha puesto en marcha con el fin de brindar seguridad energética y viabilizar al futuro gasoducto del sur de Perú. Además, la planta garantizará la disponibilidad de energía tanto en los hogares, como en los principales proyectos mineros de la zona, lo que supone un impulso positivo para la economía del país.

“Estamos satisfechos de haber recibido este encargo de Técnicas Reunidas y JJC y nos comprometemos a suministrar tecnología de primera clase al proyecto Nodo Energético del Sur. La turbina de gas SGT6-5000F ofrece generación eléctrica económica en carga pico, base o en regímenes intermedios. Es una tecnología ecológica de turbinas de gas con poca necesidad de inyección de agua y dotada de la función “Shaping Power”, técnica que permite más generación los días más calurosos”, declaró Thierry Toupin, director de la unidad de negocio de grandes turbinas de gas y generadores de la división de Siemens Power and Gas.

Las turbinas SGT6-5000F se producirán en la fábrica de Siemens de Charlotte, Carolina del Norte, la mayor factoría en generación eléctrica de 60 Hz de Siemens.

La apuesta por la tecnología punta y su extenso conocimiento del sector energético a nivel mundial, posicionan a Siemens como un proveedor líder e innovador. De esta forma, la compañía es ya una pieza clave en el éxito de los proyectos internacionales liderados por empresas españolas.

No se puede decir que se acerquen a nosotros rugiendo, porque precisamente una de las propiedades del vehículo eléctrico es que su motor no hace ruido, pero igualmente se acercan con fuerza para cubrir las necesidades de transporte y cuidado del medioambiente que hoy requieren nuestras ciudades. Se habla siempre de los defectos del coche eléctrico, de su coste de adquisición, de su reducida autonomía… pero casi nunca se mencionan sus virtudes que son muchas y no sólo para el medioambiente.

Movidos por electricidad, el coste por kilómetro de estos vehículos que circulan ya por carreteras y calles es infinitamente menor, con la limitación evidente todavía hoy de la autonomía, dado que el coste del kWh necesario es netamente inferior al de la cantidad de combustible fósil equivalente para recorrer la misma distancia y esa ventaja, no podemos dudarlo, acabará imponiéndose.

He aquí una ventaja que una vez conocida y asumida, efectivamente será determinante para la expansión de los vehículos eléctricos. Hace falta como es natural desarrollar otros aspectos como los puntos de recarga, bien gestionados a imagen y semejanza de las gasolineras actuales, pero con una diferencia: nadie puede tener un surtidor de gasolina en casa por el peligro que supone, pero todo el mundo debería poder tener un punto de recarga de electricidad en su casa, garaje, en el supermercado, en su trabajo, etc. Eso si la legislación, local, autonómica o estatal no lo impide, cosa que, desde luego, en nuestra opinión, no solo no debería suceder sino que bien al contrario todas las administraciones deberían fomentarlo… Leer más

Jorge González Cortés
Director Comercial & Marketing de Gesternova

Artículo publicado en: FuturENERGY Abril 2015

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