Monthly Archives: noviembre 2016

Endesa ha ampliado su abanico de productos fotovoltaicos lanzando al mercado una propuesta de instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo en hogares. La compañía ofrece por primera vez un producto que abarca desde el diseño hasta la tramitación y legalización de la instalación, pasando por la formación al futuro propietario, la instalación de baterías y el mantenimiento de toda la infraestructura.

El proceso de contratación es 100% digital e implica la realización un estudio personalizado en menos de 48 horas para cualquier cliente interesado que lo solicite. El estudio incluye un exhaustivo análisis de las curvas horarias del cliente y de su producción solar, teniendo en cuenta diferentes aspectos: meteorológicos, geográficos y de hábitos de consumo. También se incluye el modelo económico de la propuesta, con el importe total y la cuota resultante para una opción de financiación. Además, se informa al cliente de su ahorro anual, tanto energético como económico, y se le ofrecen varios indicadores de conciencia medioambiental.

 

La Solución Integral Solar Fotovoltaica de Endesa abarca el análisis del sistema fotovoltaico que el cliente necesita según su curva de consumo, el asesoramiento al cliente, la instalación de los equipos, la tramitación de los permisos necesarios y la legalización completa. Una vez el sistema está en funcionamiento, Endesa opera el mantenimiento periódico y monitoriza la planta a distancia para la detección precoz de incidencias.

El producto está dirigido a viviendas unifamiliares y se ofrece tanto a clientes como no clientes de la compañía. Endesa ha diseñado una tarifa eléctrica especial para acompañar a este producto que proporciona un menor precio en los periodos con menos horas de sol.

Una vivienda unifamiliar de tamaño medio con ocho placas fotovoltaicas instaladas puede ahorrar un 30% en su consumo energético anual, lo que supone más de 500 euros al año. Una instalación de estas características podría contratarse por un importe de 85 €/mes durante 84 meses. Además de las ventajas económicas, están los beneficios que su utilización tiene para el medio ambiente: una vivienda de estas características puede ahorrar la emisión de 1.470 kilos de CO2 al año, lo que representa 75 árboles plantados.

Para conocer de cerca cuánto se consume, cuánto ha producido cada día la instalación o qué implica todo esto en la facturación, Endesa ofrece también al cliente una app que monitoriza la instalación desde cualquier dispositivo móvil.

Apuesta fotovoltaica para empresas

Esta nueva propuesta de Endesa para el cliente doméstico completa la oferta fotovoltaica que ya ofrece Endesa para pequeñas y grandes empresas, y que suma más de 30 MW en proyectos instalados en España.

En el caso de las empresas, Endesa se hace cargo del 100% de la inversión de la planta solar fotovoltaica, desarrollando el diseño, la construcción, la legalización y la explotación de la instalación. De este modo, las empresas no tienen que hacer frente a ninguna inversión, lo que les permite conseguir ahorros desde el primer año. La instalación pasa a ser propiedad del cliente a partir de aproximadamente la mitad de la vida útil de la planta (15 años).

Este es el caso, por ejemplo, de un hotel canario, que está consiguiendo un ahorro acumulado de más de 12.000 € en los primeros cinco años gracias a la instalación de paneles fotovoltaicos, cubriendo el 11% de la demanda con autoconsumo. Esto supone que, al final de la vida útil de los paneles (una media de 25-30 años), este hotel se habrá ahorrado más de 320.000 €, y habrá evitado la emisión de 2.751 toneladas de CO2 en toda su vida útil, lo que representa 4.958 árboles plantados.

Tras varios años enfocados en los mercados internacionales, ATA Renewables, la empresa española de consultoría técnica e ingeniería renovable, se ha incorporado como socia de APPA en la sección fotovoltaica.

ATA cuenta con referencias de más de 20GW de proyectos renovables. ATA ofrece asesoría técnica, ingeniería, EPC Management y certificación e Inspección, bajo la marca CERE (Certification Entity for Renewable Energies).

 

La entrada de ATA Renewables en APPA es una muestra significativa del esperado retorno del mercado de las energías renovables a España, ante una nueva subasta de renovables del Ministerio de Industria para impulsar estas tecnologías. El objetivo es cubrir el 20% del consumo final de energía en 2020 frente al 17,3% de penetración el 2014 y el 12,1% esperado a finales de este año.

Tras 10 meses sin gobierno y con la Ratificación del Acuerdo de París, España se comprometerá en 2017 a cumplir los objetivos marcados por la Unión Europea; reduciendo las emisiones de gases de efecto invernadero en un 40% para el año 2030. Envuelto en esta tesitura, se espera un respaldo del gobierno con nuevas iniciativas relativas a las políticas energéticas y a la promoción de las energías renovables.

La consejera de Economía, Industria y Empleo, Marta Gastón, participó en Bruselas en un encuentro internacional con los principales agentes públicos y privados de Europa y de otros países implicados en la investigación y promoción de las tecnologías del hidrógeno y suscribió un acuerdo de colaboración con la principal iniciativa tecnológica de la Comisión Europea para el fomento de este vector energético.

“Estoy segura de que colaborando conseguiremos unos grandes resultados. Estamos construyendo el futuro, que ya es una realidad. Un futuro cercano de eficiencia energética y de reducción de las emisiones contaminantes. Un futuro de sostenibilidad, con la que la Comunidad aragonesa lleva comprometida desde 1984”, destacó la consejera durante su intervención en Bruselas en el encuentro internacional Stakeholder´s Forum organizado por la iniciativa público-privada de la Comisión Europea relacionada con el hidrógeno y las pilas de combustible en el marco del Programa de Investigación e Innovación H2020, “Fuel Cells and Hydrogen. JointUndertaking” (Pilas de Combustible e Hidrógeno. Empresa conjunta). En el encuentro se reconoció la trayectoria de Aragón en esta materia, la única Comunidad española que ha intervenido activamente esta cita internacional.

El anfitrión del encuentro fue Bart Biebuyck, director ejecutivo de la iniciativa público-privada que da título al evento internacional, la “Fuel Cell and Hydrogen 2 JointUndertaking”, FCH 2 JU, plataforma tecnológica europea resultante de la cooperación entre los principales representantes de la industria, instituciones académicas, centros de investigación y autoridades públicas, todos ellos con una amplia experiencia dentro del ámbito de las estrategias de investigación, desarrollo, innovación y despliegue de las pilas combustible y de las tecnologías energéticas a partir de la utilización del hidrógeno como vector energético.

Al término de la sesión en la que participaba, la consejera aragonesa firmó públicamente un Convenio (o Memorando de Entendimiento) entre la Comunidad Autónoma de Aragón y la plataforma FCH 2 JU, con el objetivo de acelerar la comercialización de tecnologías de hidrógeno y pilas combustible.

Este Memorandum of Understanding (MoU), es extensivo a todas las regiones y ciudades europeas, llamadas a desempeñar un papel clave en la implementación de iniciativas para la descarbonización de los sistemas de energía y de transporte siempre alineadas con las prioridades estratégicas y de los planes de financiación de la Unión Europea. Uno de sus objetivos es fomentar desarrollo y la puesta en marcha de flotas de movilidad que hagan uso de este combustible, promoviendo su sostenibilidad.

La firma supone la adhesión formal, más explícita si cabe, a los esfuerzos compartidos y puestos en común por los principales agentes europeos en este campo, y que el Gobierno de Aragón ha asumido e incluido en todas sus líneas de planificación estratégica: industrial, energética, de innovación, de lucha contra el cambio climático, o de planificación urbanística sostenible.

En este sentido, Gastón subrayó que Aragón forma parte del primer corredor de repostaje que se está definiendo entre el noreste de España, Andorra y el sur de Francia, a través del proyecto H2PiyR, aprobado e incluido en el Programa de Cooperación territorial INTERREG V-A España-Francia-Andorra 2014-2020, siendo la Fundación para el Desarrollo de las Nuevas Tecnologías del Hidrógeno en Aragón quien coordina el proyecto, apoyado por varios municipios de la Comunidad Autónoma.

Además, la Fundación participa en otros seis proyectos de la FCH JU en las diferentes áreas de estas tecnologías: de producción de hidrógeno a partir de renovables, soluciones de almacenamiento, sistemas basadas en pilas de combustible, formación y concienciación.

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Iberdrola y Navantia han firmado en Londres el contrato para la construcción de la subestación eléctrica del parque eólico marino East Anglia 1 (Reino Unido). El alcance del contrato incluye la construcción de un módulo, su estructura soporte (Jacket) en el astillero de Puerto Real y el soporte offshore para la conexión y puesta en marcha en el Mar del norte.

El contrato supone una mano de obra estimada, de media, en 350 personas, aunque “con picos de hasta 600”, durante los próximos dos años. Los trabajos se iniciaran próximamente y finalizaran en un plazo aproximado de 2 años con la instalación del jacket y el módulo en el Mar del Norte.

 

Está previsto que Navantia colabore y de apoyo a Iberdrola, durante los próximos meses en la fase inicial del proyecto, en el desarrollo de la ingeniería así como en otras actividades con el objetivo de asegurar los plazos y calidad en los suministros de los principales colaboradores. La fabricación se iniciará la próxima primavera.

El parque eólico East Anglia está localizado en el sur del Mar del Norte dentro de la zona sureste, cubre un área de unos 300 km2 y está localizada aproximadamente a 45 km al sureste de la ciudad de Lowestoft. East Anglia comprende 102 aerogeneradores con un total de capacidad de generación instalada de hasta 714 MW. Los aerogeneradores estarán montados sobre estructuras de acero tipo jacket.

Por otro lado, Navantia también cuenta con un pre-acuerdo, que se espera firmar próximamente, para la construcción de 42 jackets, las piezas que sujetarán los aerogeneradores. Estas piezas se fabricarán en el astillero de Navantia de Fene, en Ferrol.

El campo dispondrá de una subestación eléctrica (OSS) dentro del parque y dos circuitos de AC conectados a una subestación en tierra en Bramford (norte de Ipswich), adyacente a la existente subestación de la Red Nacional (National Grid). El módulo consta de cuatro cubiertas apoyadas en 4 patas de, con una planta de 22 x 26 m. El peso total estimado para el modulo  es de 3.500 t aproximadamente.

La altura total de la jacket es de 58 m,  incluye 12 J-tubes para los array cables y otros 2 para el cable de exportación. Además dispone de dos boat landings para permitir el atraque de barcos a la subestación. El peso total de la estructura de la jacket es de aproximadamente 2.400 t, y el de los 4 piles es de 1.167 t.

El año pasado, el mundo se comprometió a lograr un futuro más sostenible. El despliegue de sistemas de energía eficientes en los distritos de las ciudades puede ayudar a conseguirlo, y los fondos que se acaban de aprobar impulsarán la acción y la puesta en marcha

La Fundación Bitten and Mads Clausen, propietaria del Grupo Danfoss, anunció el pasado mes de junio fondos por valor de 1,2 millones de euros para apoyar la iniciativa SE4All (Sustainable Energy for All), enmarcada en la Iniciativa Energética en los Distritos de las Ciudades de la ONU en colaboración con su Plataforma Aceleradora de la Eficiencia Energética Global.

Los fondos crearán un equipo de expertos en energía en los distritos que dará soporte a la Iniciativa Energética en los Distritos de las Ciudades de UNEP con el fin de potenciar, adaptar y desarrollar proyectos de energía.

 

El equipo prestará su ayuda hasta en 31 ciudades que han sido escogidas para tomar parte en un extenso proceso de consulta para determinar los municipios con un gran potencial para calefacción o refrigeración de distritos. Los principales acuerdos se han establecido inicialmente en China, India y Serbia.

Según el informe de la UNEP sobre energía en los distritos de las ciudades, el potencial de eficiencia energética en los modernos sistemas energéticos de los distritos puede reducir el consumo de energía en el primario de calefacción y refrigeración de edificios urbanos hasta un 50%.

Los modernos sistemas energéticos de los distritos no solo permiten aprovechar el exceso de calor de las centrales de energía y la industria para suministrar calor, refrigeración y agua caliente en los edificios. También ofrecen altos niveles de suministro de energías renovables gracias a economías de escala y la diversidad de suministro, equilibrado y almacenamiento, por lo que se trata de una medida fundamental para las ciudades y los países que tratan de conseguir sus objetivos de 100% en energías renovables o neutralidad en las emisiones de dióxido de carbono.

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Ingeteam acaba de lanzar al mercado su nueva power station INGECON SUN CON40 y ha comenzado ya a ensamblar sus primeras unidades para distintos proyectos a gran escala

Este contenedor ISO de 40 pies de longitud es capaz de alcanzar una potencia de salida de 4,92 MWAC, ya que incluye tres inversores centrales de 1.500 VDC, cada uno capaz de entregar hasta 1.640 kW. Esta nueva serie de inversores fotovoltaicos de mayor tensión DC se encuentra ya en plena fabricación desde hace varias semanas.

Esta solución de media tensión ha sido concebida para maximizar la compacidad y competitividad del conjunto del equipo, ya que se suministra completamente equipada: hasta tres inversores fotovoltaicos, celdas de media tensión, transformador de media tensión (de pérdidas reducidas) y cuadro de servicios auxiliares.

 

Esta solución maximiza la accesibilidad de todos los elementos de la power station gracias al uso de inversores FV de intemperie y a su novedoso diseño que prescinde de varias paredes. Los compartimentos del transformador y de los inversores FV están refrigerados mediante ventilación natural, mientras que las celdas de media tensión y el cuadro de servicios auxiliares se encuentran instalados en un compartimento IP55, asegurando su máxima protección. Además, la power station puede ser equipada con una infraestructura de comunicaciones de alta velocidad a través de Ethernet o fibra óptica para conectarse con los sistemas de control de planta, monitorización y/o SCADA, también suministrados por Ingeteam.

INGECON SUN CON40 ha sido especialmente diseñada para poder ser transportada por barco a cualquier lugar del mundo. Su estructura, capaz de soportar grandes cargas, consiste en un único bloque de acero soldado, que permite garantizar una gran resistencia y durabilidad en el tiempo. Además, se entrega con todo el cableado interno ya conectado para poder facilitar su inmediata instalación plug-and-play en campo.

Esta nueva serie de la familia Power Station de Ingeteam cumple con los más exigentes códigos de red internacionales y contribuye a la calidad y estabilidad del sistema eléctrico, gracias a su capacidad para soportar huecos de tensión, suministrar potencia reactiva y controlar la potencia activa inyectada.

El pasado mes de julio, Danfoss y Sondex anunciaron un acuerdo en virtud del cual Danfoss adquiría íntegramente Sondex Holding A/S. Sondex desarrolla, fabrica y comercializa intercambiadores de calor y la compañía encaja de forma ideal con el segmento de Calefacción de Danfoss. Por tanto, la adquisición confirma la estrategia de Danfoss de desarrollar posiciones de liderazgo y acelerar su crecimiento.

“La combinación de ambas compañías, Sondex y el negocio de intercambiadores de calor de Danfoss, representa un importante impulso para desarrollar nuestra ya sólida posición en el mercado de “district energy” y la climatización (HVAC), así como para aumentar nuestra relevancia en sectores otros sectores como el naval, la alimentación y bebidas, off-shore y la refrigeración industrial”. señaló Niels B. Christiansen, Presidente y CEO de Danfoss.

 

Sondex tiene su sede central en Kolding (Dinamarca) y cuenta con unos 1.200 empleados en todo el mundo. Una vez aprobada la operación por las autoridades reguladoras, la compañía formará parte del segmento de negocio de Calefacción de Danfoss.

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Ante las próximas subastas de energías renovables anunciadas por el Ejecutivo, las principales asociaciones empresariales del sector, organizaciones medioambientales y entidades de la sociedad civil han elaborado la propuesta “Alcance básico de las subastas para adquisición de energía eléctrica producida con fuentes de energía renovable”,  que han enviado al Ministerio de Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, en la que establecen las normas básicas que deberían considerarse en la definición y el alcance de su funcionamiento.

Entre ellas, las organizaciones firmantes reclaman una periodicidad anual para las subastas como consecuencia de un proceso de planificación energética a medio y largo plazo a nivel nacional, en el que deberían estar definidos los objetivos de energía producida y el futuro reparto de tecnologías en base a la necesidad de cumplir los objetivos europeos y el acuerdo de París.

 

Asimismo, el sistema de licitación deberá ser sencillo, competitivo y cumplir las recomendaciones de la Comisión Europea en materia de protección del medio ambiente y energía 2014-2020.

Las asociaciones exigen, además, que el producto subastado debe ser la energía que se compromete a generar el solicitante, y el criterio de elección será el precio ofertado por producir esa energía. Al adjudicarse cada oferta al precio con el que se ha licitado, se evitarán las distorsiones producidas por el diseño marginalista.

Por otro lado, la recuperación de la seguridad jurídica y la garantía de una retribución estable a las inversiones realizadas en proyectos anteriores son elementos imprescindibles para que se produzcan las condiciones adecuadas que garanticen el correcto desarrollo del sector.

Desarrollo y ejecución de los proyectos licitados

En lo que respecta a la ejecución de los proyectos una vez licitados, el sector pide que los mecanismos de apoyo sean flexibles, incluyéndose los contratos de adquisición de energía a largo plazo (PPA).

Además, solicitan que se incluyan complementos para apoyar las plantas de menor tamaño y que los proyectos promovidos por la ciudadanía tengan acceso a sistemas de apoyo a las energías renovables alternativos a las subastas. En la misma línea, se pone de manifiesto la necesidad de realizar convocatorias y licitaciones específicas para proyectos pequeños.

Asimismo, el sector propone que el periodo de oferta para los proyectos sea de 20 años, siendo flexible este número en función de la tecnología. Pasado ese tiempo, las plantas podrían acogerse a la última subasta realizada para esa tecnología por periodos mínimos de 5 años.

Los proyectos a licitar deben disponer de tramitaciones previas y avales como garantía de ejecución. Se podrán establecer penalizaciones graduales por incumplimiento de la fecha de puesta en marcha, salvo por motivos ajenos al promotor.

Fronius pone al alcance de todos sus clientes la posibilidad de hacer inyección cero, mediante su sistema integral de monitorización. Esta nueva característica que se incluye en el Fronius Datamanager 2.0 a partir de la versión de firmware 3.5.1-2, garantiza el no vertido a la red eléctrica gracias a la gestión de los datos de consumo aportados por el Fronius Smart Meter.

Esta solución está disponible para todos los sistemas fotovoltaicos de autoconsumo con uno o varios inversores instalados pertenecientes a la serie Fronius SnapInverter (Fronius Symo, Fronius Eco, Fronius Galvo y Fronius Primo), que tengan integrado un Fronius Datamanager 2.0, actualizado con la versión de firmware 3.5.1-2 o superior, y un Fronius Smart Meter.

 

Una vez averiguados los límites de potencia energética, podemos configurar y ajustar los parámetros para limitar la misma y, por tanto, evitar el vertido de energía a la red.

Con esta nueva interacción entre el Fronius Datamanager 2.0 y el Fronius Smart Meter, no sólo se puede disponer de la monitorización más completa con la información de todos los datos energéticos relacionados con el consumo y la producción de energía, sino que además se puede controlar la inyección de potencia de los inversores para cumplir con los requisitos normativos actuales para el autoconsumo con inyección cero.

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La llegada del nuevo Gobierno coincide con el final del primer semiperiodo regulatorio de tres años previsto en la Reforma Energética. Es decir que, tal y como prevé la normativa, corresponderá al nuevo Ministerio revisar antes de fin de año algunos de los parámetros económicos con los que se fija la retribución de las renovables ya instaladas para los próximos años, como es la senda de precios de mercado. La Asociación Empresarial Eólica (AEE) advierte de que existe un riesgo importante: si las previsiones de precios del mercado a futuro que fije el Ministerio (parámetro fundamental para establecer la retribución) se alejan de la realidad y se mantienen en línea con las del semiperiodo anterior, la remuneración anual del sector eólico puede ser un 56% inferior a la que le corresponde, con lo que las empresas no llegarían a la “rentabilidad razonable” que les promete la ley.

Esto se sumaría a los impactos anteriores: en el semiperiodo que acaba, las empresas han dejado de ingresar 630 millones de euros por la diferencia entre las previsiones de precios y la realidad, con lo que sus ingresos se han quedado incluso por debajo de esta rentabilidad razonable prevista por el regulador en la Reforma. De hecho, en los últimos tres años las empresas han cobrado una media de 6,37 euros/MWh menos por la desviación a la baja de la senda de precios prevista en la ley.

 

De los 630 millones que se han dejado de ingresar en el primer semiperiodo, sólo se compensará al sector con el 36% (con lo que pierde el 64% de lo que le corresponde), debido a que el sistema incluye unos límites diseñados de tal modo que resulta improbable que la compensación sea por el total.

Según los cálculos de AEE, si se toma como referencia un precio de 52 euros/MWh a partir de 2020 –como se hizo para el semiperiodo anterior–, la eólica dejaría de ingresar en los próximos tres años otros 600 millones de euros. Esta cantidad equivale al 16% de lo percibido por el sector en el primer semiperiodo en concepto de retribución. Cabe recordar que la retribución de 2016 fue ya un 41% inferior a la de 2013, el año anterior a la Reforma Energética.

AEE considera que el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital debería introducir las modificaciones necesarias en la regulación para que las empresas lleguen a la rentabilidad razonable, a la vez que se suprimen elementos que generan incertidumbre y falta de confianza en los inversores. Además de eliminar los límites a las compensaciones, sería necesario evitar también que se pueda cambiar cada seis años la “rentabilidad razonable” de los proyectos.

Los antecedentes

La Ley del Sector Eléctrico establece que el regulador debe utilizar los futuros de OMIP para calcular la previsión de precios para los próximos tres años (2017, 2018 y 2019). A partir del tercer año, no hay referencias obligatorias, pero para 2020 sí existe la referencia de los futuros de OMIP, la mejor estimación posible a día de hoy.

El sistema establece que las instalaciones renovables anteriores a la ley tienen derecho a una rentabilidad “razonable” para ser competitivas en el mercado del 7,39% antes de impuestos durante los primeros seis años. Para garantizar que así sea, se retribuye a los parques con un incentivo o retribución a la inversión (Rinv) que se calcula en función de una serie de parámetros, incluida una previsión de los precios del mercado eléctrico para los siguientes años.

Pasado este tiempo, se revisa si ha habido desviaciones de precios sobre las previsiones en el semiperiodo y, si es necesario, se compensa a las empresas hasta que alcancen la rentabilidad razonable a lo largo de toda la vida útil regulatoria del parque (20 años). El problema es que los límites mencionados impiden que la compensación sea por el total.

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