Monthly Archives: diciembre 2017

El Consejo de Gobierno de la Comunidad de Aragón ha acordado declarar como inversiones de interés autonómico doce plantas fotovoltaicas y sus infraestructuras de evacuación promovidas por el Grupo Cobra, que se convertirán en el mayor proyecto solar fotovoltaico de Europa, con 549,020 MW de potencia total instalada y una superficie total de 2.369 hectáreas en las localidades zaragozanas de Escatrón (1.685 ha) y Chiprana (684 ha).

Cobra -adjudicataria de un total de 1.550 MW en tecnología fotovoltaica en la tercera subasta estatal de energías renovables del pasado 26 de julio de 2017- invertirá en total 330 M€ en estas instalaciones, cuya construcción supondrá la creación de 500 puestos de trabajo y su explotación, entre 40 y 100 empleos directos e indirectos. La declaración como una inversión de interés autonómico reduce a la mitad los plazos ordinarios de trámite en los procedimientos a seguir en las administraciones aragonesas.

El pasado 22 de septiembre las mercantiles del Grupo Cobra: Mediomonte Solar S.L., Mocatero Solar, S.L., Ignis Solar Uno S.L., Escatron Solar Dos S.L., Escarnes Solar S.L., Envitero Solar S.L., Peaker Solar S.L. y Emocion Solar S.L., pertenecientes a sociedad Ignis Generación S.L., y las mercantiles El Robledo Eólica S.L., Valdelagua Wind Power S.L., Ribagrande Energia S.L. y Energia Sierrezuela S.L. solicitaron la declaración de inversión de interés autonómico de los proyectos correspondientes a ocho instalaciones de energía solar fotovoltaica en Escatrón y cuatro en Chiprana, junto con sus infraestructuras de evacuación.

Las citadas mercantiles son las promotoras de los doce proyectos de plantas fotovoltaicas que han presentado en el Servicio Provincial de Zaragoza solicitud de autorización administrativa previa y declaración de impacto ambiental de las plantas, así como de las instalaciones de evacuación hasta la conexión a la red de transporte en el nudo de la SET Aragon de 400 kV, habiéndose culminado ya el trámite de información pública de todas las instalaciones e iniciado el trámite de evaluación de impacto ambiental de las instalaciones localizadas en Escatrón.

En la actualidad, la mercantil Cobra Concesiones S.L. es la titular de la totalidad de las participaciones sociales de las citadas mercantiles promotoras de los proyectos de Escatrón. Dicha sociedad, junto con la mercantil Cobra Gestion De Infrestructuras S.L. es, asimismo, la titular de participaciones sociales de las mercantiles promotoras de los proyectos ubicados en Chiprana.

Según la empresa promotora, la construcción de las doce plantas fotovoltaicas, con una potencia instalada total que alcanza los 549,020 MW, supondrá una inversión de aproximadamente 330 M€ y una producción anual de energía estimada de 1.100 GWh. La Dirección General de Energía y Minas informó que la zona de los términos municipales de Escatrón y Chiprana cuenta con un elevado índice de radiación para su latitud, 2.000 horas equivalentes de potencia solar pico, lo que justifica que los promotores estimen que la generación de energía eléctrica que producirán las doce plantas sea de 1.100 GWh/año, un 8% de la electricidad generada con tecnología solar en 2016 en el territorio peninsular.

Además de los beneficios medioambientales que conllevará la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, la mercantil solicitante ha previsto que el desarrollo de estos doce proyectos supondrá la creación de 500 puestos de trabajo con picos de 600 trabajadores en la fase de construcción. En la fase de explotación, que se extenderá previsiblemente de veinticinco a treinta años, se estima que se necesitarán para la operación y mantenimiento de las doce centrales fotovoltaicas entre 40 y 100 puestos de trabajo directos e indirectos.

Por otra parte, se prevé que los proyectos tengan un importante impacto positivo en la economía de los municipios de Escatrón y Chiprana y su comarca, ayudando a fortalecer el tejido industrial de la zona y a generar actividad para las empresas auxiliares que existen o se puedan crear como consecuencia de la implantación de estos proyectos (talleres eléctricos y mecánicos, suministradores de material o empresas de servicios en general), además del efecto tractor en las empresas de la zona pertenecientes al sector de la construcción, instalaciones y servicios, por la gran cantidad de medios humanos y materiales necesarios durante las obras.

Desde el punto de vista medioambiental, se considera que las instalaciones proyectadas evitarán la emisión de gran cantidad de gases contaminantes: 1.075.800 t de CO2 si esta energía se produjera con centrales térmicas de carbón o 446.600 tsi se produjera con centrales térmicas de gas natural.

Las doce plantas fotovoltaicas declaradas inversión de interés autonómico se convertirán en el mayor proyecto solar fotovoltaico de Europa, con 549,020 MW de potencia total instalada y una superficie total de 2.369 hectáreas (1685 ha en Escatrón y 684 ha en Chiprana).

La mercantil Cobra Concesiones S.L. participó en la tercera subasta estatal para la asignación de régimen retributivo específico a instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías renovables celebrada el 26 de julio de 2017 en la que resultó adjudicataria de un total de 1.550 MW en tecnología fotovoltaica.

La vinculación de estos proyectos a una empresa adjudicataria en la subasta estatal cumple los criterios establecidos por el Gobierno de Aragón en su acuerdo de 14 de febrero de 2017 para poder declarar una inversión de interés autonómico en materia de energía renovable con el fin de atraer a la Comunidad estas iniciativas empresariales al ofrecer una tramitación administrativa preferente y urgente que favorece y facilita la implantación de sus proyectos.

Por otra parte, dichas inversiones cumplen los objetivos de favorecer tanto la producción energética en Aragón, como la creación de riqueza y empleo en el territorio de la Comunidad. Por ello se consideró que los proyectos de inversión presentados reúnen los requisitos para que puedan ser declarados de interés estratégico para Aragón al amparo del Decreto ley 1/2008, de 30 de octubre.

Dicha declaración conlleva que todos los trámites administrativos vinculados a la autorización y ejecución de los proyectos tendrán un impulso preferente y urgente por parte de las Administraciones Públicas aragonesas, reduciéndose a la mitad los plazos ordinarios de trámite en los procedimientos administrativos previstos en la normativa aragonesa, salvo los relativos a la presentación de solicitudes y recursos, con las especificaciones establecidas en los artículos 10 y 11 del citado decreto-ley en materia de urbanismo y medio ambiente. La declaración no exime al solicitante del cumplimiento de los requisitos legales exigidos para que se otorguen las autorizaciones necesarias, ni condiciona a la Administración en la aplicación de la normativa legalmente exigible.

Rolls-Royce ha firmado un contrato con Tuinbouwbedrijf Marc Pittoors (T.B.M.P) BVBA, para el suministro de una planta de cogeneración de 7 MWe. La planta estará propulsada por dos grupos electrógenos a gas basados en el nuevo motor Bergen B36:45L6 de velocidad media y proporcionará calor y electricidad a un nuevo invernadero de tomates en Bélgica. El contrato también incluye un acuerdo de servicio por 10 años. Los grupos electrógenos están programados para entrar en operación a principios de noviembre de 2018.

Marc Pittoors utilizará la electricidad generada para alimentar la iluminación artificial del invernadero y el calor extraído de los gases de escape y los sistemas de enfriamiento del motor para calentar la instalación. Además, se inyectarán gases de escape del motor limpios en el invernadero para aumentar el nivel de CO2 e impulsar el crecimiento de las plantas.

Para la empresa productora de tomates, tres factores fueron cruciales para tomar esta decisión: eficiencia eléctrica (mejor en el mercado actual), experiencia (Rolls-Royce desarrolló un motor de gasolina a principios de los 90 y fue pionera en tecnología de mezcla pobre) y óptimo balance calorífico (5 hectáreas de espacio de invernadero están iluminadas y 3,5 hectáreas no).

Rolls-Royce suministrará la planta de cogeneración completa para este invernadero, que consta de los grupos electrógenos, los sistemas de gases de escape que incluyen un sistema de reducción catalítica selectiva (SCR) e intercambiadores de calor, y el sistema de control electrónico. En total, la tecnología logra tasas de eficiencia de más del 96%. Rolls-Royce tiene muchos años de experiencia con plantas de cogeneración y desde 2005 ha entregado 52 plantas de cogeneración con una potencia total instalada de 270 MWe para invernaderos en Holanda, Bélgica, Rusia y Reino Unido.

Schneider Electric se ha comprometido a que en 2030 el 100% de su consumo de electricidad sea de fuentes renovables y a doblar su productividad energética. La compañía cree firmemente que para conseguir una transición total hacia las renovables, necesita primero conseguir niveles sin precedentes de optimización de sus consumos energéticos. Los compromisos que ha adoptado son un paso más en la conversión de Schneider Electric hacia un emisor neutral de carbono antes de 2030. En línea con estos compromisos, la multinacional francesa ha decidido sumarse a dos iniciativas colaborativas globales lideradas por The Climate Group, que aglomeran diferentes compañías influyentes implicadas en acciones contra el cambio climático: RE100: usar electricidad 100% renovable antes de 2030 con un objetivo intermedio de 80% en 2020 y EP100: doblar la productividad energética antes 2030, fijando el objetivo de doblar el rédito económico por unidad de energía consumida.

Schneider Electric trabaja para dar respuesta al desafío energético mundial, catalizando la eficiencia energética en todos los ámbitos: el hogar, los edificios y ciudades, la industria y la red de distribución, así como en comunidades aisladas. En un mundo más descarbonizado, digitalizado y descentralizado, el uso de la energía debería ser más productivo. Con el fin de hacer realidad sus nuevos compromisos y el aumento de su objetivo en eficiencia energética, Schneider Electric potenciará sus propias soluciones tecnológicas (EcoStruxure power, EcoStruxure Grid). A través de estas soluciones, el grupo ha podido reducir ya en un 10% su consumo energético cada 3 años durante los últimos 10 años, además de haber reducido su consumo a una sexta parte entre 2008 y 2017 de su sede central en Francia, The Hive.

Schneider Electric aplicará estos compromisos en más de 1.000 puntos de consumo eléctrico alrededor del mundo, incluyendo 200 fábricas, sirviéndose de un amplio rango de fuentes de energía renovable, incluyendo la solar, eólica, geotérmica y de biomasa.

La compañía llevará a cabo su transición a la energía 100% renovable en tres etapas, con el objetivo de alcanzar el 80% de electricidad renovable en 2020, y el 100% en 2030:

Proyectos in-situ en instalaciones propias en todo el mundo: a través de iniciativas de energías renovables ya en marcha, como un techo fotovoltaico en sus instalaciones de Vadodara (India) y Bangpoo (Tailandia), o el uso de energía geotérmica y un techo fotovoltaico en su sede central ‘The Hive’, Francia, entre muchos otros. Schneider Electric llevará a cabo en el corto y medio plazo distintos proyectos de energías renovables en sus centros. Aunque se prevé que los proyectos in-situ de Schneider Electric solo provean una parte de su compromiso con el objetivo para 2030, permitirán aumentar las capacidades en renovables de la empresa y actuar como escaparate para otras organizaciones que contemplen tales opciones junto con otras tecnologías de eficiencia energética.

Acuerdos de Compra de Energía (PPAs) a largo plazo: un PPA es un contrato a largo plazo (12-20 años) entre un distribuidor de energía renovable y un cliente dedicado y solvente. Los PPA permiten al distribuidor asegurar su financiación para nuevos proyectos de electricidad eólica, solar o de otro tipo, y hacen que el cliente disfrute de precios predecibles para electricidad de fuentes renovables.

Certificado de Atributo Energético (EACs) y tarifas verdes: un EAC es un instrumento de mercado libre que verifica que un megawatt hora de electricidad renovable se ha generado y ha sido añadido a la red desde una fuente de energía verde. Schneider Electric usará las EAC como forma flexible y rápida de adquirir y registrar electricidad renovable.

Emmanuel Lagarrigue, Chief Strategy Officer y Vicepresidente Ejecutivo en Schneider Electric ha afirmado que “estamos en un nuevo mundo energético que se vuelve más eléctrico, más descarbonizado, más descentralizado y más digital. Nuestra misión desde Schneider Electric es proveer la tecnología que lidere, catalice y haga posible la transición hacia un nuevo mundo energético. Los compromisos que hemos adquirido hoy, con la adhesión a la RE100 y la EP100, de consumir electricidad 100% renovable y doblar nuestra productividad energética, son una prueba de cómo consumidores y empresas podemos empoderarnos para garantizar que la energía que consumimos sea asequible, sostenible, fiable y segura“.

Helen Clarkson, Chief Executive Officer de The Climate Group dijo: “La adhesión de Schneider Electric, ya líder en el ámbito energético, a las RE100 y EP100, representa para ellos una inteligente decisión estratégica. Estos compromisos ayudarán a la compañía a alcanzar su propia ambición climática de convertirse en emisor neutral de carbono en 2030. Doblar la productividad energética les ayudará a utilizar la energía tan económicamente como sea posible, a la vez que hará realidad su transición hacia las renovables, las cuales son competitivas en muchos mercados. Doy la bienvenida al importante gesto que Schneider Electric envía a sus iguales, inversores y gobiernos, de acelerar la transición hacia una economía de cero emisiones“.

En el COP21 de Paris en 2015, Schneider Electric ya anunció 10 Compromisos para la Sostenibilidad, que estaban alineados con el Barómetro Planet & Society, el baremo de sostenibilidad de Schneider Electric para medir su ambicioso compromiso con el desarrollo sostenible en una base cuatrimestral y contribuir a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU. Estos acuerdos apoyan a los objetivos de la compañía de transformar sus plantas y sedes en emisores neutrales de carbono en 2030, en un ecosistema industrial coherente que sincronice distribuidores y clientes.

Además, algunas iniciativas de Schneider Electric con tal de convertirse en empresa neutral de emisiones de carbono en 2030 incluyen:

​Consejo de Liderazgo Climático: a principios de 2017, la compañía se convirtió en miembro fundador del Consejo de Liderazgo Climático de Estados Unidos, con el fin de apoyar una nueva solución climática basada en el mercado, que sea tanto pro-crecimiento como pro-medioambiente.

Global Footprint Network: en verano de 2017, Schneider Electric firmó un acuerdo con Global Footprint Network (Red de Huella Ecológica Global), organización benéfica internacional, para hacer posible un futuro sostenible donde todo el mundo tenga la oportunidad de progresar dentro de los recursos del planeta.

Lanzamiento de EcoStruxure™: hace 12 meses, en noviembre de 2016, Schneider Electric lanzó la nueva generación de EcoStruxure, su arquitectura abierta, adaptado al IoT y de pago por uso, que proporciona soluciones integrales en seis ámbitos distintos – Energía, IT, Construcción, Maquinaria, Planta y Red – para cuatro mercados: Construcción, Data Centers, Industria e Infraestructuras.

Livelihoods Carbon Fund: junto con Crédit Agricole, Danone, Firmenich, Hermès, Michelin, SAP y Voyageurs du Monde, Schneider Electric ha lanzado una nuevo fondo de inversión con un objetivo de 100 millones de euros. El fondo aspira a mejorar la calidad de vida de 2 millones de personas y evitar las emisiones de hasta 25 millones de toneladas de CO2 en un margen de 20 años.

Bloomberg New Energy Finance ha publicado un nuevo informe sobre el mercado global de almacenamiento. 2017 Global Energy Storage Forecast revela que este mercado crecerá hasta un valor acumulado de 125 GW/305 GWh para 2030, lo que atraerá una inversión de 103.000 M$ durante ese período. Aunque esto representará una fracción de la capacidad total de generación instalada, el sistema eléctrico se verá fundamentalmente diferente. El almacenamiento a escala comercial se convierte en una alternativa práctica a la construcción de nueva generación o al refuerzo de la red, especialmente para los activos infrautilizados de algunos mercados. El almacenamiento detrás del contador se usará cada vez más para proporcionar servicios del sistema, como capacidad punta, en la parte superior de las aplicaciones del cliente.

El mercado mundial de almacenamiento de energía se duplicará seis veces entre 2016 y 2030, y se elevará a un total de 125 GW/305 GWh. Esta es una trayectoria similar a la notable expansión que experimentó la industria solar entre 2000 y 2015, en la que la participación de la energía fotovoltaica como porcentaje de la generación total se duplicó siete veces.

A nivel regional, la instalación de almacenamiento de energía se distribuirá de manera más o menos uniforme entre las regiones APAC, EMEA y AMER. En los primeros años, entre 2017 y 2020, la región APAC representará casi la mitad de la capacidad total instalada, ya que Corea del Sur, Japón, Australia y China han apoyado la construcción más temprana en estos mercados. Ocho países liderarán el mercado, y para 2030 el 70% de la capacidad se instalará en EE.UU., China, Japón, India, Alemania, Reino Unido, Australia y Corea del Sur.

El almacenamiento de energía, tanto a escala comercial como detrás del contador, será una fuente crucial de flexibilidad durante este período y esencial para integrar niveles crecientes de energía renovable.

A corto plazo, el almacenamiento a escala comercial está diseñado para proporcionar aplicaciones a nivel de sistema, pero la acumulación de almacenamiento de energía detrás del contador se convierte en una alternativa viable a medida que crece el mercado de almacenamiento ubicado en el cliente. Para 2030, los proyectos de almacenamiento detrás del contador representarán poco más de la mitad de la capacidad total instalada.

Hoy en día, el equilibrado de corta duración y la integración de energía renovable son aplicaciones clave para el almacenamiento de energía. Aunque el almacenamiento de energía continúa utilizándose para el equilibrado de corta duración durante el período de pronóstico, los servicios auxiliares son una oportunidad relativamente pequeña y la proporción de esta aplicación disminuirá durante este período, especialmente en términos de capacidad energética.

Las oportunidades emergen para la integración de energía renovable. Varios mercados, como Japón, Chile y México, han comenzado a exigir que la nueva generación de energía renovable se ubique junto con almacenamiento de energía. Mientras tanto, Corea del Sur está ofreciendo generosos multiplicadores de subsidios para la energía despachada a partir de proyectos de almacenamiento y energía renovable.

Los mercados residencial y comercial e industrial (C&I) se vuelven dominantes. Para el año 2030, BNEF espera que las aplicaciones detrás del contador supongan 69 GW/157 GWh, lo que representa más del 50% de la capacidad total. Este es un cambio importante a partir de hoy, donde el segmento de proyectos detrás del contador es el más pequeño de los dos. Esto será impulsado por la economía de compensación de tarifas minoristas, los cargos por demanda y las oportunidades de agregación.

El almacenamiento de energía es una alternativa potencial a las inversiones tradicionales en “postes y cables” a nivel de transmisión y distribución. El 8% de la capacidad total de almacenamiento instalada en 2030 basada en la producción de potencia se ubicará a nivel de distribución. Aunque ya existen proyectos de almacenamiento a nivel de distribución, impulsados por empresas energéticas en EE.UU y Reino Unido, se requerirá una reforma regulatoria más integral antes de que el almacenamiento de energía para el aplazamiento de red se convierta en un algo común. La agregación o mayor control de los recursos detrás del contador podría reducir la necesidad de nuevas inversiones en la red. Las implementaciones a nivel de transmisión representarán menos del 2% de la capacidad total de almacenamiento para 2030, ya que los operadores del mercado se enfocarán en el nivel de distribución.

En total, el almacenamiento de energía es una oportunidad de inversión de 103.000 M$ repartidos en múltiples geografías. El desarrollo de proyectos de almacenamiento de energía requerirá una inversión significativa para hacer crecer el mercado de 2.,8 GW/4,9 GWh en 2016 a 125 GW/305 GWh en 2030.

La demanda de litio aumentará de 200 t a 7.845 t entre 2016 y 2030. La demanda de otros materiales clave como el níquel, el manganeso y el cobalto también aumentará significativamente durante este período.

Los precios promedio de las baterías de iones de litio cayeron un 73% de 2010 a 2016. El último análisis de BNEF indica que los precios promedio de las baterías (células + paquetes) llegarán a alrededor de 73 $/kWh en 2030. Los precios de las celdas serán mucho más bajos. Esto está significativamente por debajo de la estimación previa de BNEF de 120 $/kWh en su pronóstico de 2016 y se basa en un análisis más detallado de la curva de experiencia de las baterías de iones de litio y en su modelo patentado de coste ascendente para baterías de iones de litio. Esto equivale a una tasa anual de reducción de costes de alrededor del 10% de aquí a 2020, que caerá a alrededor del 7% anual para 2030.

De acuerdo con el último informe US Solar Market Insight Report de GTM Research y SEIA, en el tercer trimestre de 2017 se instalaron en EE.UU. 2.031 MW de fotovoltaica, el total trimestral más bajo del país desde el 3T 2015. Dos de los tres segmentos de mercado seguidos por GTM Research y SEIA en el trimestre y en el año cayeron; sin embargo, el segmento no residencial fue el único destacado. EE.UU. instaló 481 MW de fotovoltaica no residencial en el tercer trimestre, lo que representa un crecimiento anual del 22%.

En el 3T 2017, el mercado de EE.UU. instaló 2.031 MWdc de energía solar fotovoltaica, de ese total, el 51% provino del segmento de fotovoltaica a escala comercial, que agregó más de 1 GWdc por octavo trimestre consecutivo. Esta cifra representa una disminución del 51% respecto del 3T 2016. Hasta el final del tercer trimestre, las instalaciones van un 22% por debajo del ritmo establecido en el mismo período durante un 2016 récord.

Durante los primeros tres trimestres de 2017, el 25% de toda la nueva capacidad de generación eléctrica que entró en operación en EE.UU. fue energía solar, ocupando el segundo lugar en ese período por detrás del gas natural.

El sector fotovoltaico residencial cayó un 10% respecto al trimestre anterior. El crecimiento decreciente está impulsado por la debilidad en California y en los principales mercados del noreste, que continúan sintiendo el impacto de la retirada de proveedores nacionales.

En contraste con el sector fotovoltaico residencial, el sector no residencial creció un 22% anual, impulsado principalmente por el aumento de la demanda regulatoria por las fechas límite inminentes en California y el noreste, además del crecimiento continuo de una robusta cartera de proyectos solares comunitarios en Minnesota.

GTM Research pronostica que en 2017 se pondrán en línea 11,8 GWdc de nuevas instalaciones fotovoltaicas, un 22% menos que en 2016, un año récord. Su pronóstico se ha ajustado a la baja el último trimestre desde 12,4 GWdc, para reflejar los continuos desafíos en el mercado residencial y un retroceso en los plazos de finalización de los proyectos a escala comercial, debido a incertidumbres.

Para todo 2017, el único segmento que se espera que crezca de forma anual es la fotovoltaica no residencial. El crecimiento del segmento proviene de proyectos que se apresuran a concluirse antes de cambios de estructura de tarifas e incentivos en mercados seleccionados, junto con la continua aparición de proyectos solares comunitarios, que están en camino de crecer más de un 50% anual. Mientras tanto, todavía se espera que la fotovoltaica residencial disminuya anualmente por primera vez en la historia. Esta desaceleración está ocurriendo a pesar de que más de la mitad de todos los estados de EE.UU. han superado la paridad de la red.

Mientras tanto, la desaceleración anual en 2017 en el segmento de proyectos a escala comercial, se ha visto atenuada por los proyectos que postergaron sus fechas de finalización de 2016 como resultado de la extensión del 30% del Crédito Federal Tributario a la Inversión. Estos proyectos que se han postergado hasta 2017 representan más del 50% de las previsiones de este segemento para este año. Mientras que el 3T fue un trimestre relativamente suave para los proyectos a escala comercial, se espera que en el 4T se contabilicen 3,9 GWdc de nuevas instalaciones.

De acuerdo con los pronósticos del caso base de GTM Research, se espera que en EE.UU. la energía solar vuelva a experimentar una nueva caída en 2018, antes de recuperarse en 2019, en gran parte debido al segmento de la fotovoltaica a escala comercial.

Dentro del mercado fotovoltaico distribuido, se espera que la energía solar residencial vuelva a crecer entre un 10% y un 15% entre 2018 y 2022, ya que los desafíos de adquisición de clientes se abordan de forma incremental y el crecimiento del mercado depende menos de un pequeño grupo de instaladores nacionales. Mientras tanto, se espera que la fotovoltaica no residencial caiga en 2018 debido a las revisiones de los programas estatales de incentivos, las reglas de medición neta y las estructuras tarifarias amigables con el sol en los principales mercados estatales. Se espera que el segmento reanude el crecimiento anual en 2019, en gran parte debido al crecimiento de la energía solar comunitaria en los mercados emergentes impulsados por la legislación, a saber, Nueva York, Maryland e Illinois.

Se espera que la potencia total fotovoltaica instalada en EE.UU. aumente a más del doble durante los próximos cinco años y para el año 2022, se instalarán anualmente casi 15 GW de potencia fotovoltaica.

El seguidor a un eje de Soltec aumenta la producción hasta un 5 por ciento respecto a sus competidores

Algunos de los principales problemas que se encuentran los desarrolladores energéticos son lograr una mayor rentabilidad de sus proyectos y formar una relación estable con proveedores de confianza. Soltec, fabricante de seguidores solares número uno en Europa, lo sabe y por ello ha desarrollado el SF7, un seguidor fotovoltaico que ha roto barreras en cuanto a rentabilidad. De hecho, cualquiera que haya estado al tanto de la trayectoria de Soltec, habrá visto que la rentabilidad es uno de los principales criterios de innovación de la empresa.

SF7 fue lanzado este verano y sigue la estela de su hermano mayor, SF Utility, con un mayor rendimiento por hectárea, y aún menores costes de material y trabajo de instalación al reducir las piezas.

Entrando en detalles técnicos, el seguidor SF7 es el único que tolera la instalación en pendientes pronunciadas de hasta el 17 por ciento en el eje norte-sur. En comparación, su principal competidor lo hace como máximo al 10 por ciento. Los soportes de montaje del SF7 ofrecen la gama más amplia de tolerancias de ensamblaje, perfecta para la hora de construir una planta solar en terreno irregular. Además, dado que el coste final se reduce, los seguidores SF7 también son óptimos en terrenos sin dificultad.

El rendimiento de SF7 también aumenta al eliminar todos los espacios vacíos cubriendo completamente la parte superior del seguidor con módulos fotovoltaicos. De esta manera, desaparecen las separaciones de paneles solares sobre las hincas, aumentando el rendimiento hasta un 5% más MW por hectárea.

Es inevitable la comparación con nuestro principal competidor. Tenemos 46% menos hincas por MW, 15% menos piezas y 58% menos conexiones de tornillería. Todo eso suma a la hora de hacer una instalación más rápida. El ahorro de tiempo también se consigue a la hora de ejecutar el suministro que cuenta con Solhub, el sistema de logística global de stock en fábrica. Las entregas en campo están unificadas en paquetes de seguidores listos para ser distribuidos en campo con una menor necesidad de maniobra, sin empresas intermediarias entre las fábricas de Soltec y la planta del cliente,” declara Raúl Morales, CEO de Soltec.

La consecuencia directa de un seguidor solar con un menor número de hincas es que se ahorra en energía en el momento de la instalación. También se traduce en menor tiempo para los hincados, menores emisiones de dióxido de carbono, y menores movimientos de tierra.

SF7 promete establecer un nuevo punto de inflexión en la industria de seguimiento solar.

Wärtsilä ha firmado un contrato EPC para suministrar una planta solar fotovoltaica de 52 MWp a AM Solar BV / Jordan, una empresa conjunta entre el proveedor de energía AES Jordan y el conglomerado japonés Mitsui & Co., Ltd. El pedido se realizó en noviembre de 2017.

Esta es la primera planta de energía solar fotovoltaica a escala comercial firmada por Wärtsilä a nivel mundial. NEPCO (National Electrical Power Company) es el propietario de la planta solar y será responsable de la construcción de las instalaciones de interconexión. El alcance de Wärtsilä es el EPC completo (aprovisionamiento, ingeniería y construcción/puesta en marcha) y la planta fotovoltaica se conectará a una red de 132 kV.

La nueva planta solar fotovoltaica se instalará cerca de IPP4, una planta Smart Power Generation de 250 MW construida por Wärtsilä, en funcionamiento desde 2014. Se espera que la construcción de la nueva planta comience en junio de 2018 y se espera que el inicio de operación comercial tenga lugar en julio de 2019.

Jordania es un mercado muy importante para Wärtsilä; a día de hoy, la compañía ha entregado 900 MW de soluciones Smart Power Generation con contratos EPC, lo que representa alrededor del 20% de la potencia instalada del país. Se espera que la planta de energía solar fotovoltaica proporcione empleos a 500 jordanos durante el período de construcción.

Wärtsilä ofrece plantas solares fotovoltaicas a gran escala, así como también soluciones fotovoltaicas solares combinadas con plantas generadoras de energía y almacenamiento de energía.

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Las soluciones y servicios de Indra para reducir las pérdidas no técnicas (o comerciales) de energía en las empresas utilities (energía, agua y gas) han ayudado a alcanzar reducciones absolutas anuales de casi el 5%, lo que se ha traducido, en función del tamaño de la compañía, en cifras que han llegado a superar los 170 millones de euros anuales. Asimismo, los retornos de la inversión acometida en ese proceso, como son los casos de la implantación de soluciones, contratación de servicios o inspecciones, han sido inferiores a un año.

Estas son algunas de las principales conclusiones del estudio “Technical and non-technical Energy Losses Control: making electricity more affordable and accesible while reducing costs”, realizado por la compañía a partir de los proyectos que ha desarrollado en más de veinte utilities de Europa, Latinoamérica y África. El informe destaca que cada proyecto destinado a garantizar los ingresos requiere un enfoque específico, adaptado a las necesidades de cada empresa, donde resulta clave definir las características y origen de las pérdidas e implementar acciones efectivas para su reducción a corto plazo con el fin de obtener resultados rápidos e implantar políticas sostenidas en el tiempo.

“Las pérdidas comerciales pueden llegar a suponer hasta el 40% de las pérdidas totales de energía y están normalmente asociadas a diferentes factores como la conexiones ilegales o manipulaciones, dificultades en la medición del consumo real o ineficiencias en los procesos internos de contratación, lectura y facturación de cada empresa”, afirma Juan Prieto, gerente de Control y Modelización de Energía en Indra.

Es por ello que la oferta de Indra incluye servicios y herramientas que permiten realizar un diagnóstico fidedigno de la causa de las pérdidas, diseñar a medida las actuaciones de recuperación en función de ese diagnóstico y monitorizar su impacto mejorando su aplicación. Es el caso de InGRID.ECL, un sistema que facilita la monitorización y control continuo de las pérdidas de energía a través de la red de distribución así como el impacto de los planes de recuperación; los servicios de consultoría de Revenue Assurance para el diagnóstico preciso de las causas de las pérdidas y optimización de los planes de reducción; y, por último, los sistemas de análisis predictivo, que estiman el riesgo de fraude e impago de los clientes mediante la combinación de distintas fuentes de información, como los datos históricos de consumos, caracterización del suministro y enriquecimiento de datos sociodemográficos del entorno.

Estos sistemas realizan balances energéticos de forma continua y sistemática en toda la red que, combinados con módulos avanzados de análisis y visualización, permiten hacer un seguimiento permanente de la distribución de las pérdidas y su evolución temporal; desde los niveles de alta y media tensión hasta el nivel de cliente, donde identifican posibles usos fraudulentos en función de sus patrones de consumo.

Ámbitos tan complejos como la identificación del fraude en entornos rurales de difícil acceso han llevado a Indra a combinar servicios analíticos avanzados con tecnologías de imágenes satelitales, drones o información catastral para incrementar de forma muy sustancial la precisión en la identificación de enganches directos y fraudes en estos entornos.

“Entender las características de la base de clientes de la empresa y dónde se puede crear un nuevo fraude potencial es esencial para mantener bajo control las pérdidas no técnicas. De hecho, hemos comprobado que inspeccionando solo el 10% de los suministros con mayor probabilidad de fraude, se detecta el 70% del fraude real”, apunta Juan Prieto.

Una inversión rentable

El nivel de partida de la compañía, el grado de acierto acerca de las causas de las pérdidas, la efectividad de las acciones establecidas para la reducción o el grado de madurez de la organización son los principales factores que influyen en el éxito de este tipo de proyectos. “Con un nivel de pérdidas del 40% es posible alcanzar reducciones en tres años de hasta el 20%, pero con un nivel del 10% y el mismo esfuerzo se puede llegar en tres años al 8%. Nuestra experiencia muestra que las utilities que cuentan con una unidad especializada en reducción de pérdidas están obteniendo retornos de la inversión realizada en seis meses”, explica Juan Prieto.

Indra recoge en su estudio datos que demuestran que, independientemente del tamaño de los mercados y el precio de los recursos utilizados para producir energía, la reducción de las pérdidas tiene un impacto significativo en la rentabilidad. Como regla general, cuanto mayor sea el coste de las fuentes de energía, mayor será el efecto beneficioso de la reducción de pérdidas no técnicas, debido al efecto combinado del aumento de los ingresos y la disminución de los gastos. Desde su experiencia, la compañía ha constatado que una mejora del 5% en pérdidas implica un aumento de ingresos de entre 860 y 4.300 millones de euros anuales para un mercado mediano de 50 Teravatios/hora (50TWh), dependiendo del precio de la energía. Del mismo modo, esa misma reducción de pérdidas en un mercado de tamaño pequeño (7TWh), supone un incremento en los ingresos de entre 20 y 60 millones de euros.

La combinación correcta de servicios y sistemas

Según refleja el estudio de Indra, la elección correcta para acometer la inversión depende, sobre todo, del nivel de madurez de la reducción de pérdidas de energía e incluye una acción combinada de soluciones de software y servicios de consultoría para analizar los factores subyacentes, identificar las más importantes y dónde ocurren, establecer el proceso para centrarse en las causas de los efectos más relevantes desde el punto de vista económico y acometer la implantación de las medidas y el seguimiento posterior para cuantificar los resultados alcanzados.

La Fundación Ciudad y la Asociación Empresarial Eólica (AEE) han firmado hoy un convenio marco de colaboración en el que se establecen las pautas para la colaboración en el desarrollo y la organización de acciones relacionadas con la ciudad y la energía para contribuir con los objetivos de ambas instituciones.

El convenio contempla la colaboración en el desarrollo de las diferentes ediciones del Foro Iberoamericano de Ciudades. Este evento internacional, organizado por la Fundación Ciudad, declarado de Excepcional Interés Público por parte del Gobierno español, se desarrolla periódicamente en diferentes países de Latinoamérica, con el objetivo de trasladar y compartir el conocimiento sobre el desarrollo sostenible de las ciudades y cómo la energía eólica puede ayudar a este fin. El Foro Iberoamericano de Ciudades es la referencia sobre políticas de planificación, desarrollo territorial, gestión e innovación para las ciudades.

A través de este convenio, Fundación Ciudad y AEE coordinarán diferentes actividades, que relacionen el desarrollo de las ciudades y su influencia en el uso global de la energía. Las ciudades son el corazón de la transición hacia un nuevo modelo energético sostenible, y la energía eólica es una parte fundamental para alcanzar el cambio. Alrededor del 70% del consumo de energía mundial tiene lugar en las ciudades. Es necesario incorporar los modelos energéticos en los debates sobre el desarrollo urbano, cuya alternativa energética ha de provenir de fuentes renovables y sostenibles.

Por parte de la Fundación Ciudad ha firmado el convenio su presidente, Tomás Vera Romeo; Rocío Sicre del Rosal, presidenta de la asociación, ha representado a la Asociación Empresarial Eólica.

Tomás Vera ha apostado por desarrollar ciudades sostenibles e inclusivas. Según ha afirmado: “La energía es un factor radical de sostenibilidad y lucha contra el cambio climático y un elemento que favorece la inclusión de los ciudadanos”. Por su parte, Rocío Sicre ha destacado: “La energía y el desarrollo urbano han de ir de la mano para fomentar la sostenibilidad energética y favorecer la calidad de vida de todos los ciudadanos. El incremento de las energías renovables es un camino que ya ha comenzado y el desafío es hacer una planificación urbana acorde con los nuevos desarrollos”.

Solarwatt, el fabricante alemán de sistemas fotovoltaicos, se alía con Iasol para promover el autoconsumo fotovoltaico en Aragón e impulsar un nuevo modelo energético en la región basado en la gestión inteligente de la producción limpia y segura de energía renovable.

Iasol cuenta con una alta reputación y una amplia experiencia en el sector fotovoltaico en el ámbito nacional e internacional con más de 50 instalaciones realizadas, más de 75 Megavatios instalados y 25 instalaciones actualmente en operación y mantenimiento. Con la introducción de las baterías de Ion-Litio, Iasol desea sumar un nuevo hito en la energía solar en Aragón como ya lo fueron el diseño e instalación del primer sistema solar conectado a red de la provincia de Teruel en 2015, el primer parque solar de más de 1 MW en 2007 y el diseño de la primera instalación en cubierta de más de 1 MW de toda España en 2008. Un perfil pionero que la convierte en el aliado perfecto para formar parte de la Red Oficial de Partners de Solarwatt en España con la que se busca trasladar a los usuarios los beneficios de la marca, su calidad y garantía.

“Queremos crear un nuevo modelo energético basado en el protagonismo de nuestros clientes, particulares, comerciales o industriales, y gracias a la calidad de nuestros módulos, los de mayor garantía del mercado, y de nuestras baterías de Ion-Litio MyReserve. Producir, almacenar y usar la energía justa para tener la satisfacción de proporcionar grandes ventajas, no solo medioambientales sino también en términos de rentabilidad”, explica el Director General de Solarwatt España, Ernesto Macías.

Por su parte, Pedro Machín, fundador de Iasol, confirma “que los avances tecnológicos hayan convertido a la fotovoltaica en la tecnología más barata de producir electricidad abre una excelente oportunidad para que los consumidores sean a la vez productores y protagonistas de la transformación energética que impulsa ciudades sostenibles que se abastecen en un 100% de energía renovable”. Además, añade “a esta transformación se está uniendo con fuerza la industria y, en concreto, las explotaciones agrícolas y ganaderas, conscientes de que les resulta más económico poner en marcha una instalación fotovoltaica aislada que conectarse a la red de distribución eléctrica.”

Por otra parte, la propuesta de Directiva de Energías Renovables, recientemente aprobada por la Comisión Europea contempla la eliminación de todas las trabas al autoconsumo fotovoltaico, lo que se traducirá en un enorme impulso para toda clase de instalaciones en un futuro cercano.

La alta tecnología y la extraordinaria garantía de los productos de Solarwatt unidos a la experiencia de Iasol van a permitir desarrollar un nuevo mercado que generará puestos de trabajo y riqueza a Aragón, contribuyendo a reducir la dependencia energética y a la lucha contra el cambio climático.

Recientemente, IASOL en colaboración con Solarwatt ha puesto en marcha 5 instalaciones fotovoltaicas, con baterías de Ion litio, en viviendas particulares, que les permitirá autoconsumir el 80% de su energía, dentro de un proyecto impulsado por la Sociedad Aragonesa de Gestión Agroambiental (SARGA).

Asimismo, se ha puesto en marcha una instalación fotovoltaica de autoconsumo de 25 KW en la cubierta del Pabellón Siglo XXI, titularidad del Ayuntamiento de Zaragoza.

En estos momentos se está trabajando en la instalación fotovoltaica de autoconsumo de 25 KW para la cubierta del Centro Operativo de Vialidad y Aguas de Zaragoza.

COMEVAL