Monthly Archives: julio 2015

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Dentro de los proyectos que el Instituto Tecnológico Hotelero (ITH) está desarrollando para fomentar la reducción de costes en los hoteles se engloba la creación de grupos de compra agregada. Así, ITH abre ahora el primer grupo de compra de gas natural a todos los hoteles, tras el grupo de compra de energía eléctrica.

En el sector del alojamiento, el gasóleo o el propano superan al gas natural en términos de uso, a pesar de que este último presenta una serie de particularidades que pueden beneficiar al hotelero y aportarle reducción de costes energéticos. Con el objetivo de dar a conocer estas ventajas, conseguir mejores precios para el sector y motivar una mayor adopción de este combustible por los hoteles, ITH realizará una subasta de gas natural tras el verano”, explica Óscar Alonso, técnico del Área de Sostenibilidad y Eficiencia Energética de ITH.

Se trata de una fórmula con la que se persigue la mejora de la competitividad del sector del alojamiento en España. Entre los objetivos de la iniciativa se incluyen dar mejor servicios a los usuarios de gas natural y obtener mejores precios para este suministro.

El funcionamiento del grupo de compra de gas natural es análogo al del grupo previo de compra eléctrica, que ya se encuentra en marcha. Ahora arranca la creación del grupo, incorporando a todos los alojamientos interesados, uniendo sus consumos a los del resto de alojamientos participantes.

A finales de verano se presentará la licitación del consumo total del grupo a las comercializadoras de gas natural interesadas en participar. La subasta se realizará en octubre donde las diferentes comercializadoras pujarán a la baja, ganando aquella que ofrezca la tarifa más baja. Ese precio se hará llegar a todos los integrantes del grupo de compra para que valoren si les interesa contratar el suministro de gas natural a través del grupo. Si así fuera, cuando vayan acabando sus contratos podrán contratar con la nueva comercializadora y al precio obtenido, pero es importante resaltar que no hay compromiso de compra con el grupo si el precio conseguido no es mejor que el que tengan actualmente.

Cuando un establecimiento se incorpora al grupo de compra no sólo puede acceder al precio obtenido, sino que, al unir sus consumos a los del resto del grupo está ayudando a conseguir una mejor tarifa, pues cuanto mayor sea el consumo subastado, mayor interés tendrán las comercializadoras en pujar más bajo.

El consumo de un hotel medio se divide aproximadamente en 50% eléctrico y 50% térmico, y por eso es imperativo buscar la eficiencia en los sistemas de producción térmica puesto que este concepto supone la mitad del consumo. Y en este sentido, los hoteleros han ido poco a poco descubriendo las bondades del cambio de combustible al gas natural, aumentando con el tiempo el número de usuarios, en consonancia con el aumento de la canalización de gas natural a más zonas del territorio nacional, freno hasta ahora para una mayor adopción por parte del hotelero.

El gas natural tiene una serie de ventajas que disfrutan los establecimientos que lo utilizan e importantes a tener en cuenta a la hora de valorar el cambio al gas natural, como es su menor coste y mayor eficiencia, la comodidad del suministro al no necesitar de algún tipo de depósito como ocurre con el gasóleo o el GLP, la reducción de las emisiones de partículas, CO2, CO, NOX, SO2, etc. frente a otros combustibles fósiles, la ausencia de inquemados sólidos, la mayor facilidad de operación, etc.

Todos aquellos establecimientos que se interesen por formar parte del grupo deben enviar un correo electrónico indicando su intención de participar a ITH acompañado de las últimas doce facturas de gas natural. Con ellas se obtendrán los datos necesarios como el perfil de consumo, tipo de tarifa, fecha de fin de contrato, etc.

La última ronda de proyectos adjudicada por el Departamento de Energía ha convertido a Sudáfrica en uno de los mercados más dinámicos de todo el mundo del sector, y se espera que los módulos de energía fotovoltaica locales desempeñen un papel clave en su desarrollo. Según Enertis, compañía internacional especializada en servicios de consultoría, servicios técnicos e ingeniería en el sector de la energía solar fotovoltaica, el mercado solar de Sudáfrica se ha convertido en una industria madura, contribuyendo fuertemente a generar la tan necesaria capacidad energética, empleo local y un entorno competitivo para las energías renovables, atrayendo así la inversión de los principales actores internacionales.

Recientemente, el Departamento de Energía de Sudáfrica ha tomado medidas para hacer frente a la crisis de abastecimiento de energía en el país y ha aumentado la asignación de proyectos de energías renovables. En el caso concreto de la energía solar fotovoltaica, de acuerdo con Enertis, si las tres primeras rondas tuvieron como resultado la asignación de 1.484 MW, sólo en la cuarta ronda han sido seleccionados otros 813 MW adicionales. Además de esto, se ha anunciado una ronda acelerada o extraordinaria que garantizará 1.800 MW de diversas tecnologías con anterioridad a la quinta ronda prevista.

La evolución del Programa REIPP ha seguido una trayectoria donde los proyectos seleccionados han crecido en tamaño (Proyectos de 75 MW son ahora la norma, mientras que casi el 50% de los proyectos en la Primera Ronda estaban comprendidos entre los 5 y los 20 MW) y se han vuelto muy competitivos en términos de precio y de contenido local. Los precios de la Cuarta Ronda han alcanzado algunos de los niveles más bajos hasta ahora vistos en todo el mundo, y los valores de contenido local se situaron de media en torno al 64%.

Como hiciera Enertis hace tres años, otros fabricantes internacionales de módulos fotovoltaicos también se han instalado en Sudáfrica al reconocer el potencial de este mercado: ARTsolar, Jinko Solar, ILB Helios y JA Solar han abierto (o están a punto de hacerlo) sus puertas recientemente. La francesa Tenesol ya se estableció en la Ciudad del Cabo con anterioridad para ser más tarde adquirida por la norteamericana Sunpower, con planes de aumentar su capacidad de producción en 2015. Se estima que la capacidad de producción anual de estos fabricantes variará entre 80 y 160 MW en la mayoría de los casos, lo que supone que la capacidad total combinada todavía esté lejos de los 813 MW (si bien esta cifra se refiere sólo a energía nominal) necesarios para la Cuarta Ronda, salvo que se hagan nuevas expansiones.

Los licitadores se han comprometido a alcanzar unos valores de contenido local que difícilmente se cumplirán si no se utilizan módulos fabricados localmente. La mayor parte del coste de fabricación de un módulo fotovoltaico en Sudáfrica sigue siendo de origen extranjero pero, teniendo en cuenta los objetivos de contenido local, cada paso cuenta. Por otro lado, los precios de los proyectos han bajado tanto que para asegurar la financiación de la concesión, el coste de los equipos tendrá que disminuir considerablemente, poniendo de esta forma a los fabricantes locales en una posición difícil. Puede ser complicado satisfacer las necesidades del mercado considerando los precios de coste de producción actual, sobre todo cuando algunos de los fabricantes locales se encuentran todavía en fase de despegue.

En la opinión de Enertis, el rendimiento futuro de las plantas fotovoltaicas que operan a lo largo de Sudáfrica depende de varios factores – planificación e ingeniería adecuadas, correcta construcción y funcionamiento de los activos, buena selección de equipos – pero uno de los componentes más críticos, si no el que más, sigue siendo los módulos fotovoltaicos. Es absolutamente esencial para el éxito de un proyecto que los paneles fotovoltaicos se seleccionen correctamente, sean inspeccionados, instalados y controlados durante toda la vida de las plantas. Los intereses de cada parte involucrada en un proyecto, sea el banco, el desarrollador, el contratista EPC o el operador, están en el mismo barco cuando se trata del rendimiento del módulo. En caso de producirse un problema importante con el rendimiento de los módulos, ninguna de las partes alcanzará sus objetivos y las pérdidas económicas serán difíciles de minimizar.

La tecnología de los módulos fotovoltaicos está bien probada y la experiencia acumulada en otros mercados facilita las cosas actualmente. Reconocidos fabricantes se han trasladado a Sudáfrica trayendo una cantidad importante de conocimientos prácticos y experiencia a este mercado. Sin embargo, en este momento se están construyendo fábricas enteras, instalando decenas de complejas piezas de maquinaría, formando a cientos de personas, y poniendo en funcionamiento sistemas de control de calidad completos. A su vez, los plazos, los niveles de producción y los precios exigidos por la industria local actualmente no facilita a los fabricantes locales alcanzar los máximos estándares de calidad exigidos.

Como sucede en otros mercados de fabricación más maduros, como China, es esencial realizar un exhaustivo proceso de diligencia debida cuando se adquieren paneles fotovoltaicos. Realizar un adecuado control de calidad del suministro de módulos durante su fabricación está aportando excelentes resultados en los principales mercados, ya que reduce en gran medida los riesgos durante toda la vida de la planta.

Acciones como la pre-calificación de proveedores, una adecuada negociación de contratos – introduciendo criterios adecuados para la aceptación y/o el rechazo de los lotes – la auditoría de las fábricas con anterioridad a, y durante la construcción, así como las realización de pruebas de verificación de contraste de muestras en un laboratorio independiente son los principales pasos a seguir para llevar a cabo un control de calidad que pueda ayudar a maximizar la inversión del proyecto y su rentabilidad.

A medida que los fabricantes locales se sometan a este proceso, el resultado culminará en una mejora de la calidad del producto, ya que se verán empujados a mejorar sus sistemas y corregir cualquier deficiencia de producción. No sólo los grandes promotores se benefician de esta mejora, sino también los usuarios de generación distribuida y de menor tamaño.

La compañía, que cuenta con un equipo técnico permanente en Sudáfrica, lleva a cabo pruebas de módulos en su laboratorio de Port Elizabeth – máxima potencia, electroluminiscencia o aislamiento eléctrico, entre otros -, controles de fabricación en las fábricas de módulos fotovoltaicos, pruebas técnicas directamente en las plantas y asesoramiento en la negociación de contratos de paneles fotovoltaicos.

Enertis Solar es pionera en el diseño de programas que aseguren la calidad de los proyectos fotovoltaicos. Desde 2007 asesora a clientes en la adquisición de módulos con una potencia nominal acumulada de más de 600 MW. Durante sus inspecciones en campo y en sus laboratorios acreditados, fijos y móviles, ha inspeccionado hasta la fecha más de 16.000 módulos de fabricantes en todo el mundo.

Enertis está actualmente realizando inspecciones en fábricas y pruebas de control de calidad independientes en el marco de la Tercera Ronda del proyecto Sonnedix-Mulilo Prieska. Además está proporcionando servicios de laboratorio y de pruebas in situ a varios de los principales promotores y contratistas EPC involucrados en las anteriores Rondas, así como a otros instaladores del sector comercial/residencial.

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Appa Minieólica ha puesto en marcha un proyecto que tiene por objetivo la realización de los pertinentes ensayos de los aerogeneradores de pequeña potencia que se comercialicen e instalen en el mercado español. La finalidad del proyecto es que los equipos que se instalen en nuestro país cumplan unos determinados estándares de calidad y que los usuarios finales de los mismos sepan que adquieren equipos fiables.

El proyecto prevé la selección de una empresa que, una vez que resulte adjudicataria, se ocupe de realizar las pruebas de homologación de los diferentes equipos. Los ensayos preceptivos para conseguir la certificación de los aerogeneradores incluirán curva de potencia, duración, ruido, funcionamiento y seguridad. El proceso de ensayos se hará al amparo de la marca registrada por Appa Minieólica, SMALLWIND Spain, conforme a las más avanzadas normativas internacionales y seguirá las recomendaciones de etiquetado de la Agencia Internacional de la Energía.

Appa Minieólica, sección de la Asociación de Empresas de Energías Renovables-APPA, se encargará de realizar el proceso de selección de entre aquellas empresas interesadas en participar en el proyecto.

“Nuestra pretensión final es que los aerogeneradores que accedan al mercado español tengan un certificado que garantice su calidad. No es una acción de protección para los fabricantes españoles, puesto que el acceso a los ensayos de aerogeneradores estará abierto tanto a fabricantes nacionales como internacionales. Se trata de evitar el perjuicio que, ante un eventual despegue del mercado, causaría al sector minieólico español la entrada en el mercado de equipos que no reúnan los correspondientes cánones de calidad”, ha manifestado Juan de Dios Bornay, presidente de Appa Minieólica.

La minieólica es una tecnología de generación eléctrica que, mediante la utilización de aerogeneradores de potencia inferior a los 100 kW, juega un importante papel en el desarrollo de la generación distribuida y el autoconsumo. La tecnología minieólica permite tanto su aplicación directa en instalaciones conectadas a red, como en instalaciones hibridas con otras tecnologías renovables como la fotovoltaica con la que tiene una gran complementariedad. La minieólica permite, asimismo, el suministro de electricidad en lugares aislados y alejados de la red eléctrica.

La secretaria de Estado de Medio Ambiente, perteneciente al Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, ha aprobado la declaración de impacto ambiental del proyecto de construcción de una de las mayores centrales fotovoltaicas de Europa en Mula (Murcia), según recoge el Boletín Oficial del Estado (BOE). La planta de Mula será la primera en España en operar sin ningún tipo de prima, compitiendo en el mercado con otras tecnologías de generación. El proyecto tiene por objeto la construcción de una instalación fotovoltaica de 450 MW, dos subestaciones y una línea aérea/subterránea de evacuación de la energía.

Esta planta, promovida por la empresa Promosolar Juwi 17 S.L., será una de las mayores centrales solares fotovoltaicas de toda Europa, ya que ocupará una extensión de más de mil hectáreas. La inversión prevista es de unos 450 M€ y la ejecución de la obra se divide en distintas fases a ejecutar en cuatro años, de acuerdo con los datos recogidos en el proyecto.

Cuando se anunció en mayo de 2013, el proyecto fue declarado como “estratégico” por el gobierno de Murcia con el fin de reducir a la mitad el tiempo necesario para obtener las autorizaciones necesarias. Se espera que el proyecto de cree 200 puestos de trabajo durante la fase de diseño y más de 1.000 puestos de trabajo durante la construcción y la ingeniería.

Recientemente, el ayuntamiento del municipio aprobó firmar un convenio con la promotora del proyecto por el cual el Ayuntamiento percibiría una cantidad estimativa de más 600.000 €/año, además de una inversión de 300.000 € que se aplicaría en el estudio y plan sobre ahorro y eficiencia energética, uso de las energías renovables y de la movilidad sostenible para el Ayuntamiento, así como equipar diferentes edificios municipales y espacios públicos con sistemas de aprovechamiento de energías renovables y de mejora de la eficiencia energética, entre ellas el cambio de iluminación pública, y que supondría, entre otros aspectos, la reducción del 50% del consumo en el alumbrado.

En el acuerdo se incluirían importantes reducciones fiscales para la empresa, principalmente la correspondiente al ICIO (Impuesto de Construcciones, Instalaciones y Obras), que se podría ver reducida en un 95%, resultando finalmente el ingreso para las arcas municipales en cerca de 2 M€.

De acuerdo con las declaraciones de un representante de Juwi, esta aprobación es un paso intermedio en el proceso de licitación, si bien el paso principal sería la concesión de la autorización administrativa por parte del Ministerio de Industria, autorización que Juwi espera para el primer trimestre de 2016.

El pasado 21 de julio tuvo lugar la segunda reunión del grupo de trabajo enmarcado dentro del CTN 216 “Eficiencia Energética y cambio climático” de AENOR (Asociación Española de Normalización y Certificación), que está elaborando el texto de la especificación para clasificar proveedores de servicios energéticos (PSE). Las asociaciones promotoras de dicha Especificación AMI, ADHAC, ATECYR y A3e, ya han redactado una primera propuesta. Cuando el texto esté más consolidado, se abrirá una fase en la que las asociaciones que lo han solicitado, podrán enviar sus comentarios y aportaciones.

La especificación AENOR, será la base para clasificar y certificar proveedores de servicios energéticos, y contribuirá de una forma decisiva a estructurar y desarrollar el sector de la eficiencia energética, aportando transparencia a los consumidores y mayor fiabilidad a la hora de contratar un proveedor de servicios energéticos. El estándar será además la base para una posterior norma UNE.

ENERAGEN ha sido invitada por las asociaciones promotoras, a participar en el desarrollo del referencial, que según las previsiones, estará concluido antes de fin de año. También podrán colaborar, enviando sus comentarios y sugerencias, las Asociaciones del sector que lo han solicitado.

Una vez esté desarrollada la Especificación AENOR, los proveedores de servicios energéticos podrán clasificarse en alguna de las categorías que prevé la misma y certificarse como tal con cualquier entidad de certificación, aportando así garantías a sus clientes y al mercado.

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La División de Eólica y Renovables de Siemens ha sido galardonada con tres órdenes de tres clientes diferentes para construir, instalar y poner en marcha 52 unidades de sus aerogeneradores de accionamiento directo D3 en tres proyectos en Irlanda y Escocia. Los tres parques eólicos Raheenleagh en el condado de Wicklow, a 70 km al sur de Dublín; Aikengall 2, al sureste de Edimburgo; y la Fase 1 del parque eólico de Galway, situada cerca de la ciudad de Galway, representan una importante contribución a la generación de energía eólica en tierra en el Reino Unido e Irlanda. Juntos, estos proyectos de energía eólica, pueden suministrar energía limpia y renovable para cerca de 100.000 hogares. Todos los pedidos incluyen contratos de servicios a largo plazo que van desde cinco años en Galway Fase 1, a 10 años para Raheenleagh y un contrato de servicio de 20 años para Aikengall 2.

Los 52 aerogeneradores de la plataforma D3 se instalarán con los modelos SWT-3.0-101, SWT-3,2-108 y SWT-3,2-113, seleccionados de acuerdo a las condiciones del lugar y los requisitos específicos de viento. Todos estos aerogeneradores de accionamiento directo de Siemens cuentan con un generador PMG para una alta producción de energía con alta eficiencia y a costos operativos bajos. El parque eólico Raheenleagh estará equipado con 11 aerogeneradores SWT-3,2-108 que ofrecen una producción de energía óptima en las condiciones de viento específicas del sitio, debido a su gran rotor de 108 metros y los generadores mejorados de 3,2 MW. La instalación de este proyecto de 35 MW, por las empresas irlandesas Coillte y ESB, está programada para comenzar en mayo de 2016 con fecha de puesta en marcha en el otoño de 2016. El proyecto de parque eólico Aikengall 2, que consta de 19 SWT-3,2-113 aerogeneradores tiene fecha de entrega e instalación para comienzos del verano de 2016. Está junto al parque eólico Crystal Rig 2, que ya utiliza aerogeneradores de Siemens.

En la fase 1 del parque eólico Galway, de SSE, Siemens instalará 22 de sus aerogeneradores SWT-3.0-101 de accionamiento directo. El sitio cuenta con altas velocidades medias del viento. Con sus rotores de 101 m los aerogeneradores Siemens SWT-3,0-101 están diseñados para ofrecer un rendimiento sólido, incluso en condiciones extremas de viento. Se espera la puesta en servicio del proyecto de 64 MW para principios de 2017. Con para aproximadamente 22.500 hogares en el proyecto Raheenleagh, otros 42.000 hogares en Aikengall 2 y más de 33.000 en la fase 1 de Galway, aproximadamente un total de 97.500 hogares en el Reino Unido e Irlanda estarán suministrados con energía eólica limpia y renovable a partir de los tres proyectos.

Acciona Windpower ha cumplimentado, con seis meses de antelación, los últimos requisitos de nacionalización de componentes de aerogeneradores exigidos por el BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) para financiar proyectos eólicos en Brasil en condiciones favorables.

El BNDES ha comunicado en su sitio web que Acciona Windpower cumple los requisitos de contenido local fijados en la normativa FINAME para la última fase del proceso de acreditación -que debían estar formalizados el 1 de enero de 2016-, lo que ratifica la trayectoria de la empresa de anticipar el cumplimiento de los hitos previstos en ese proceso.

Acciona Windpower podrá ofertar así sus aerogeneradores a los promotores eólicos con la garantía de cumplimiento de todas las normas de contenido local establecidas en el conjunto del proceso de acreditación.

La compañía dispone en Brasil de una planta de ensamblaje de nacelles, que integra también el ensamblaje de bujes (en Bahía), así como una planta de fabricación de torres de hormigón (en Rio Grande do Norte), y adquiere en el país las palas y otros componentes del aerogenerador. Acciona Windpower cuenta en la actualidad en Brasil con una plantilla de 300 empleados. La actividad de la compañía ha creado o consolidado más de 1.000 empleos directos e indirectos en el país.

1.119 MW contratados

Desde 2012, Acciona Windpower ha suscrito en Brasil diez contratos de ventas de su aerogenerador AW3000, que totalizan 1.119 MW (373 unidades). Esta plataforma de turbinas se ha consolidado como una cualificada y competitiva opción para el mercado eólico brasileño. Las ventas se han formalizado en los modelos de 125 m y 116 m de diámetro de rotor sobre torres de hormigón de 120 m y 100 m de altura. En la actualidad, la compañía oferta también modelos de 132 m de rotor con torres de 137,5 m.

Urbener, Ingeteam Y Bosch han firmado otro acuerdo de colaboración, dentro de su plan de despliegue de infraestructura de recarga para vehículos eléctricos. El acuerdo consiste en actualizar los puntos que Ingeteam tiene distribuidos por toda España, con el objetivo de incluirlos en la plataforma Urbener-Bosch (eMobility). Urbener, con la colaboración de Ingeteam, pondrá a disposición de todos los propietarios de un punto de recarga Ingeteam, la actualización del equipo y la inclusión en la plataforma eMobility, con la posibilidad de convertirse en Gestores de Cargas, para poder realizar la venta de energía consumida en la recarga.

De esta manera se ofrece:

– Formar parte de una red de recarga para vehículo eléctrico gestionada por el software de BOSCH eMobility que está diseñado para operar y monitorizar remotamente la infraestructura de recarga y permite que los usuarios de un vehículo eléctrico puedan utilizar toda la red en tiempo real.

– Convertirse en Gestor de Cargas del sistema con acceso al mercado mayorista eléctrico para poder realizar servicios de recarga y almacenamiento de energía eléctrica, con todas las posibilidades de optimización del consumo que esto conlleva.

Contar con una red de puntos de carga de acceso público es imprescindible para el despliegue del vehículo eléctrico, si además es una red inteligente y permite la interoperabilidad entre redes, independientemente del gestor de cargas o el país en el que uno se encuentre, puede dar un fuerte impulso a la movilidad eléctrica.

Complejo eólico de El Andévalo (Huelva). Foto cortesía de Iberdrola

El pasado 20 de julio la CNMC publicaba el informe sobre la propuesta de RD para convocar subastas de potencia eólica y de biomasa con derecho a incentivo lanzada por el MINETUR en abril. En su valoración general, la CNMC considera la utilización de subastas un mecanismo idóneo para revelar dónde se sitúa la frontera de eficiencia de cada tecnología y reconoce apropiado el establecimiento de límites de potencia máxima a adjudicar por este procedimiento.

La subasta eólica a examen

En lo que se refiere a la eólica, la CNMC considera que la subasta planteada podría resultar a priori más atractiva para la repotenciación de parques eólicos existentes que para instalaciones nuevas. Los números lo dejan claro, la Propuesta de Orden establece el valor de la inversión inicial en 1,1 M€/MW para los años 2015 al 2019 —correspondiente a 3.200 horas anuales equivalentes de funcionamiento—sobre el que se aplicará el porcentaje de reducción que se adjudique en el proceso de subasta; mientras que los costes totales de inversión para la eólica terrestre recabados por la AIE en 2013 oscilan entre 1,35 y 2,07 M€/MW. Dado que los costes del aerogenerador representan en torno a un 70% de los costes totales del proyecto; estaríamos hablando de un coste entre 0,91 y 1,45 M€/MW, por lo que el valor que reconoce la propuesta estaría más cercano al coste imputable al aerogenerador que al del proyecto, lo que confirma que la propuesta haría más atractiva la reportenciación que la instalación de nuevos parques eólicos.

Estudiando las horas de funcionamiento que recoge la propuesta, 3.200 horas equivalentes, la CNMC sigue aporstando por la reportenciación, y considera que los parques con funcionamiento igual o superior a 2.286 horas equivalentes y fecha de puesta en marcha anterior a 2005 serían los más interesados en acudir a esta subasta, si bien supone una potencia entorno a 3.300 MW, lo que sextuplica el cupo de 500 MW.

De nuevo los números clarifican esta afirmación. Según los datos disponibles, durante 2014 15 parques eólicos con una potencia instalada acumulada de 522 MW superaron las 3.200 h. La MAIN que acompaña a la orden indica que la ganancia en producción de los parques eólicos puede aumentar hasta un 40%, debido a la modificación y sustitución de aerogeneradores existentes por otros más modernos. Esto implicaría que una instalación que actualmente tuviera 2.286 horas equivalentes de media, pasaría a funcionar hasta 3.200 horas. En 2014, 559 parques, con una potencia instalada acumulada de 9.589 MW, superaron este número de horas. Por otra parte, la MAIN se refiere a instalaciones eólicas con fecha de puesta en marcha anterior a 2005 (parques que con carácter general no perciben ya retribución específica y podrían encontrarse por lo tanto entre los preferentemente interesados en acudir a la subasta); pues bien considerando parques de esta antigüedad y con más de 2.286 horas nos encontramos con un total de 189 instalaciones, que suman la ya mencionada potencia de unos 3.300 MW.

De este análisis la CNMC cocluye que, en el caso de cumplirse la ganancia de producción indicada en la MAIN, el número de horas equivalentes de funcionamiento estimadas no sería un obstáculo para que hubiera un suficiente número de parques eólicos potencialmente interesados en participar en la convocatoria.

¿Una propuesta ambiciosa para biomasa?

En el caso de la subasta de potencia de biomasa la conclusión de la CNMC apunta a que el cupo de 200 MW para nuevas instalaciones de biomasa podría no ser consistente con los objetivos nacionales. Este cupo elevaría en un 39% la potencia instalada de biomasa en funcionamiento, de modo que podría parecer aventurado establecer un cupo tan ambicioso.

Para esta tecnología, la CNMC reconoce no poder realizar una comparación homogénea debido a la gran diversidad de instalaciones existentes, aunque señala que la convocatoria podría resultar más atractiva para las instalaciones del grupo b.8, plantas que utilizan biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola y forestal.

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La Generalitat de Cataluña ha habilitado una línea de subvenciones que cubre el 40% del coste de sustituir las balizas luminosas nocturnas que indican los aerogeneradores de los parques eólicos. En concreto, se trata de cambiar aquellas que por la noche emiten una luz diferente a la roja fija porque provocan molestias medioambientales. El importe de las subvenciones es del 40% del coste de la sustitución de las balizas, con un límite máximo de 60.000 euros para cada parque eólico. Los titulares de los parques eólicos pueden presentar las solicitudes para estas ayudas hasta el 17 de agosto.

Según los estudios del Departamento de Territorio y Sostenibilidad, en Cataluña hay más de 200 aerogeneradores que provocan molestias a las personas por intrusión lumínica y deslumbramiento. De éstas, el Gobierno ha identificado 175 de prioritarias en la Anoia, Conca de Barberà, Urgell y la Terra Alta.

Desde 2010 la normativa de la Agencia Estatal de Seguridad Aérea establece que la luz que indica la altura y posición de los aerogeneradores puede ser roja fija, la de menor impacto, pero los construidos antes de esa fecha y de altura superior a 100 metros se señalizaban con luz blanca o roja intermitente, que puede provocar afecciones medioambientales.

COMEVAL
ELT
COFAST-PASCH
AERZEN
IMASA