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MAN Energy Solutions ha sido elegida como el proveedor de soluciones para dos centrales eléctricas en Bangladesh con un total de 15 motores MAN, para aumentar la capacidad de generación de energía en este país asiático de rápido desarrollo.

La primera planta se está erigiendo actualmente en el distrito Chittagong del país en la orilla oriental del río Karnaphuli y está programada para comenzar a operar en 2019. Operada por Anlima Energy Limited, contará con seis motores MAN 48/60 de 20,7 MW cada uno. La planta funcionará con combustible pesado (HFO) con una potencia total de 120 MW y alimentará la red nacional del país. Junto a los motores, MAN Energy Solutions también suministrará más equipos auxiliares y supervisará el montaje y la puesta en servicio.

El aumento de la demanda de energía sigue siendo el mayor desafío del país. A pesar de los esfuerzos exitosos para agregar nuevas centrales eléctricas en los últimos años, la capacidad de generación total de 16 GW sigue siendo demasiado baja, dados los 160 millones de habitantes del país y la tasa de crecimiento económico. El gobierno continúa abordando esto y está alentando a los Productores Independientes de Energía a invertir para lograr una base instalada de 24GW para 2024.

La segunda planta tendrá una potencia total de 167 MW y operará con nueve motores MAN 51/60 de combustible dual. Se erigirá en Mirsarai, en el distrito de Chittagong en el sur de Bangladesh. El cliente final de este proyecto es BPDB-RPCL Powergen Limited. Gracias a la tecnología dual de MAN, los motores 51/60 DF pueden funcionar con combustible líquido o gas natural, pero usarán HFO hasta que haya suficiente suministro de gas disponible. BPDB-RPCL ya está operando una planta de 150 MW con motores MAN 51 / 60DF en Kodda, Gazipur.

La empresa china Sinohydro, socio recurrente de MAN Energy Solutions, es responsable del contrato EPC de la planta Mirsarai. Ambas compañías completaron con éxito una central eléctrica de 80 MW en Niamey, Níger en 2016.

Mientras que Mirsarai es el primer proyecto conjunto en Bangladesh, es el último de una larga lista de proyectos exitosos de centrales eléctricas para MAN en el país del sur asiático. En los últimos años, la compañía ha vendido o firmado contratos por más de 1,85 GW de capacidad de generación para aumentar el suministro de electricidad en el país.

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El consorcio integrado por el contratista EPC TSK y Rolls-Royce ha firmado un contrato de ingeniería, adquisición y construcción con Prime Energía Quickstart Spa, filial de Prime Energia SpA, para la construcción de cinco centrales eléctricas en Chile, equipadas con 265 grupos electrógenos MTU Onsite Energy 16V 4000. Prime Energía es una subsidiaria de Glenfarne Group, LLC, con sede en Nueva York, promotor, propietario-operador y gestor industrial de activos de energía e infraestructura. Las cinco centrales eléctricas de Prime Energía ofrecerán una potencia total combinada de 475 MW, que se conectará a la red eléctrica de Chile para proporcionar capacidad de respaldo al sistema de suministro energético del país.

Estas centrales son una parte integral de la estrategia de Glenfarne para desarrollar infraestructura energética que respalde la proliferación de energías renovables y la estabilidad de la red en regiones de América con un gran potencial de crecimiento.

El pedido para entregar las centrales a las tres primeras ubicaciones se ha colocado oficialmente con el consorcio, con el pedido de las dos plantas adicionales programado para poco después. Los grupos electrógenos se conectarán digitalmente a través de pasarelas que envían datos a la plataforma MTU GoManage para monitorizar y analizar los datos del sistema. Las centrales eléctricas serán monitorizadas y controladas a distancia en tiempo real por el Centro de Operaciones de Red de última generación de Prime Energía en Santiago.

Chile es una de las potencias económicas de más rápido crecimiento en Latinoamérica. Se espera que la demanda de energía crezca a una tasa anual del 4% en los próximos 5 años, y el país espera beneficiarse de la gran disponibilidad de fuentes de energía renovables. El porcentaje de energía renovable en el mix energético chileno crece a un ritmo constante: su participación, en términos de potencia instalada, se ha más que triplicado desde 2012, y en 2017, con una potencia de alrededor de 4.300 MW, fue aproximadamente del 18%. Para 2035, se espera que no menos del 60% de la electricidad del país se produzca a partir de energía renovable, aumentando al 70% para 2050. A medida que Chile aumenta su dependencia de fuentes de energía renovables variables, habrá un mayor requerimiento de energía de respaldo de respuesta y costes competitivos, tales como las centrales eléctricas de la cartera de Prime Energía para estabilizar la red eléctrica.

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José Manuel Entrecanales, presidente de Acciona, reclamó el pasado día 30 “responsabilidad social y medioambiental” a la comunidad inversora internacional para avanzar con mayor celeridad hacia la descarbonización de las economías.

En su discurso durante la Junta General de Accionistas, Entrecanales reconoció que “se está avanzando rápidamente en la introducción de elementos discriminatorios o incentivadores” a favor de aquellas empresas, que como Acciona, trabajan para desarrollar economías sostenibles en todo el mundo.

“Sin embargo, liderar los principales índices de sostenibilidad (…) todavía no garantiza el reconocimiento de la mayor parte del sector financiero ni de la inversión institucional global”, afirmó el presidente de Acciona. “Mientras accionistas y financiadores no conviertan la responsabilidad social y medioambiental en una variable clave en su toma de decisiones de inversión, el avance [en descarbonización] seguirá siendo lento”.

José Manuel Entrecanales hizo repaso a las principales variables de negocio de Acciona durante 2017: un EBITDA de €1.275 millones (+7%), unas ventas de €7.254 millones (+21%), un beneficio ordinario antes de impuestos de €382 millones (+22%) y más de 37.000 empleados (+14%) en todo el mundo.

“Estos resultados, ligeramente por encima de nuestras previsiones, nos permiten proponerles distribuir un dividendo de €3 por acción, un 4,3% superior al del ejercicio anterior y consistente con nuestro objetivo de mantener un crecimiento equilibrado del mismo”, dijo.

En cuanto a las perspectivas para el ejercicio en curso, el presidente de Acciona indicó que espera un crecimiento moderado del EBITDA en términos comparables tras la venta de activos y adelantó que el ratio de Deuda Neta/EBITDA seguirá reduciéndose para mantenerlo estructuralmente por debajo de cuatro veces. Este objetivo se conseguirá básicamente a partir del aumento de beneficio operativo, ya que la venta de Trasmediterránea y de las termosolares en España “dan por concluida las desinversiones destinadas a reducir el endeudamiento”.

Principales países

En su revisión de las distintas actividades de negocio en los principales países en los que opera Acciona, José Manuel Entrecanales indicó que, si bien la crisis económica ha quedado atrás en España y que el país es hoy “mucho más competitivo”, es necesario aumentar la inversión en infraestructuras y desarrollar de manera “entusiasta” el sector de las energías renovables.

El presidente de Acciona mostró su optimismo sobre México, “donde este año superaremos los 1.000MW de capacidad instalada eólica y fotovoltaica y estamos desarrollando proyectos de construcción de hospitales, carreteras, plantas de generación, redes de transmisión y desarrollo inmobiliario”. Entre otros proyectos en el país, Acciona forma parte del consorcio que en la actualidad construye el Nuevo Aeropuerto Internacional de la Ciudad de México.

En cuanto a Chile, subrayó que “sigue siendo nuestro principal mercado en América del Sur con una fuerte cartera de proyectos de energías renovables e infraestructuras”. La compañía cuenta con grandes proyectos en construcción en el país y ha apostado con fuerza su negocio de handling. En energía, ha dado un fuerte impulso a los contratos bilaterales de energía renovable (PPAs) con entidades como Google, la Empresa Nacional de Minería de Chile (ENAMI) o Falabella.

Entrecanales destacó la importancia estratégica que ha supuesto la adquisición el pasado año de Geotech para reforzar las capacidades de Acciona en el mercado de infraestructuras australiano y aventuró que “la renovada pujanza del mercado eléctrico renovable a raíz del inminente desmantelamiento de gran parte de viejas centrales eléctricas de carbón, nos augura un futuro prometedor también en energía”.

En Estados Unidos, dijo, Acciona cuenta, con “perspectivas sólidas” en sus principales actividades de negocio y recordó que gobiernos estatales, ayuntamientos, grandes empresas y gran parte de la opinión pública hacen una apuesta decidida por las renovables, pese al escepticismo de la actual Administración.

Sobre Canadá destacó los proyectos recientemente adjudicados para la construcción de dos plantas de tratamiento de agua en el país y la gran presa de Site C de más de €1.200 millones de presupuesto.

Con respecto a Oriente Medio, el presidente de Acciona afirmó: “Es una de las regiones en las que más hemos crecido en los últimos años en Infraestructuras y Energía, con desaladoras, la mayor planta fotovoltaica del mundo, plantas eólicas, servicios urbanos y grandes infraestructuras de transporte urbano”.

Además de consolidar la presencia en los países plataforma y sus áreas de influencia, los objetivos inmediatos de Acciona pasan por aumentar la presencia en África con la entrada en Namibia, Kenia, Etiopía, Costa de Marfil y Tanzania.

Principales acuerdos de Junta

La Junta de Accionistas aprobó el balance y las cuentas de 2017, así como la distribución de un dividendo de 3 euros brutos por acción (+4,3%) y la propuesta de amortización de hasta el 5% del capital de la compañía como fórmula adicional de remuneración a los accionistas. El dividendo será abonado a los accionistas el próximo 2 de julio.

La asamblea nombró como nuevos consejeros independientes a Javier Sendagorta y a José María Pacheco, en sustitución de Jaime Castellanos y Fernando Rodés.

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La filial mexicana de AESA (Asesoría Energética CHP México, S.A. de C.V.) ha obtenido en mayo la acreditación por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) como Unidad Acreditada (UA) para certificar centrales eléctricas limpias con tecnología de cogeneración eficiente.

Con esta acreditación, AESA amplía su gama de servicios a los cogeneradores en México, cubriendo la totalidad de las actividades necesarias a lo largo del desarrollo de una planta de cogeneración: estudios iniciales, ingeniería básica y de detalle, construcción, pruebas y puesta en servicio, operación y mantenimiento y, ahora, también certificación de centrales eléctricas limpias.

Todas las centrales eléctricas dentro de la Ley de la Industria Eléctrica (2014) están obligadas a certificar (por parte de una UA) su producción de Energía Libre de Combustible (ELC) para la obtención de Certificados de Energía Libre (CEL’s). Esta certificación será también necesaria para todas aquellos consumidores que dispongan de una central de cogeneración eficiente legada, que produzcan energía limpia en cuantía suficiente para cubrir la totalidad de su consumo eléctrico, y que deseen estar eximidos de la obligación de adquirir su correspondiente % de Certificados de Energía Limpia (5% en 2018, llegando hasta el 13,9% en 2022).

El proceso de acreditación es simple, requiriéndose de una primera visita técnica previa para comprobar la adecuación de la instalación y los instrumentos de medición, verificar los certificados de calibración de instrumentos y revisar documentación técnica. A continuación se puede planificar el realizar un prueba previa (que confirme los resultados esperables), o realizar directamente la prueba oficial. Para finalizar, la UA elabora el Dictamen Técnico y mediante registro vía OPE entrega toda la documentación a la CRE.

El importante ahorro en costes energéticos que esto supone resulta del mayor interés para los productores de energía limpia (cogeneradores, biomasa y energías renovables en general), que estarán en todo momento respaldados y asesorados por AESA, tratando su información con el máximo rigor y confidencialidad.

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Siemens ha marcado otro hito en el ámbito de la Fabricación Aditiva (FA) en el sector de la generación de energía al producir las primeras piezas metálicas impresas en 3D para una turbina de vapor industrial. La compañía utiliza tecnología FA de última generación para abrir la puerta a una mayor agilidad en la fabricación y mantenimiento de componentes para turbinas de vapor y alcanzar nuevas cotas en servicios destinados a centrales eléctricas industriales.

Hace apenas un año, Siemens también revolucionó el sector al concluir sus primeras pruebas con motor a plena carga de rotores para turbinas de gas fabricados con la tecnología FA. Ahora, tras dedicar varios años a una exhaustiva labor de investigación, desarrollo y pruebas, la compañía confirma su liderazgo en el uso de la FA en aplicaciones energéticas fabricando una pieza de sustitución para turbinas de gas con este método y reduciendo el plazo de entrega hasta un 40%.

Las piezas impresas en 3D son dos juntas de sellado de aceite empleadas para separar el aceite del vapor en el interior de la turbina mediante aire presurizado. Estas juntas se han instalado como piezas de sustitución en la turbina de vapor industrial SST-300 que opera en la planta JSW Steel Ltd. de Salem, en la India.

Siemens ha concebido, diseñado y desarrollado estas piezas como parte de un proyecto de colaboración entre los expertos de Siemens en Alemania, la India y Suecia, donde la compañía mantiene un centro de conocimiento especializado en Fabricación Aditiva. La Fabricación Aditiva abre nuevas posibilidades para la realización de pequeños cambios con una gran influencia en el diseño y que permiten adaptar con mayor precisión los componentes al complejo entorno y a las necesidades del cliente. Siemens pudo así añadir mejoras funcionales que habrían resultado imposibles con un proceso de fabricación tradicional.

“Esta nueva revolución supone una profunda transformación, ya que reduce significativamente el plazo necesario para fabricar estas piezas de sustitución y nos permite responder a las necesidades de nuestros clientes de un modo aún más rápido”, explica Thorbjoern Fors, CEO de Siemens Power Generation Services, Distributed Generation y Oil & Gas. “Con este logro, es evidente que las inversiones y los innovadores avances que hemos realizado en el ámbito de la Fabricación Aditiva repercuten positivamente, tal como esperábamos, en el sector de la energía en esta nueva y apasionante era digital”.

Siemens comenzó a invertir en FA en el mismo momento de su concepción y actualmente impulsa la industrialización y comercialización de estos procesos. La Fabricación Aditiva es un proceso mediante el cual se construyen piezas capa por capa, partiendo de modelos CAD segmentados, para formar objetos sólidos. Esto permite crear soluciones extremadamente precisas a partir de materiales de alto rendimiento en polvo. Siemens es pionera en FA y utiliza también esta tecnología en procesos de prototipado rápido y fabricación, así como en reparaciones avanzadas.

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Según los datos de REN (operador del sistema de transmisión portugués), la electricidad renovable producida en marzo (4.812 GWh) superó el consumo de la parte continental de Portugal (4.647 GWh). La producción de electricidad renovable representó el 103,6% del consumo de electricidad, un valor sin igual en los últimos 40 años. Sin embargo, hubo algunas horas en que se requirieron centrales eléctricas de combustibles fósiles y/o importaciones para complementar el suministro de electricidad de Portugal, pero estos períodos fueron totalmente compensados por otros de mayor producción renovable.

En el período bajo análisis, la participación diaria de la electricidad renovable en el consumo tuvo un mínimo del 86%, el 7 de marzo, y un máximo del 143%, el 11 de marzo. También se debe resaltar un período de 70 horas, comenzando el día 9, cuando el consumo estuvo completamente cubierto por fuentes renovables y otro período de 69 horas, comenzando el día 12.

Estos datos, además de indicar un hito histórico en el sector eléctrico portugués, demuestran la viabilidad técnica, la seguridad y la fiabilidad del funcionamiento del sistema eléctrico, con una gran parte de la electricidad renovable. El máximo anterior ocurrió en febrero de 2014 con un 99,2%.

En términos de recursos, el foco se dirige a las energías hidroeléctrica y eólica, que representaron, respectivamente, el 55% y el 42% del consumo mensual. La producción total de renovables en marzo también evitó la emisión de 1,8 millones de toneladas de CO2, lo que se tradujo en un ahorro de 21 M€ en la adquisición de derechos de emisión. En este análisis también vale la pena señalar el elevado saldo de exportación mensual del 19% del consumo de electricidad de Portugal continental (878 GWh).

Esta cuota de renovables tuvo una influencia positiva en la reducción del precio diario promedio del mercado mayorista, que fue de 39,75 €/MWh, precio muy inferior al mismo periodo del año anterior (43,94 €/MWh) cuando el peso de las energías renovables en el consumo de electricidad fue solo del 62%.

El logro del mes pasado es un ejemplo de lo que sucederá con más frecuencia en un futuro cercano. De hecho, se espera que para 2040 la producción de electricidad renovable pueda garantizar, de manera rentable, el consumo anual total de electricidad de la parte continental de Portugal. Sin embargo, eventualmente será necesario, de vez en cuando, el uso de centrales eléctricas de gas natural, sumadas a las interconexiones y al almacenamiento.

APREN y ZERO – Sustainable Earth System Association consideran vital que las políticas públicas nacionales y el marco europeo denominado “Energía limpia para todos los europeos”, que se encuentra actualmente en la fase final de decisión, permitan a Portugal alcanzar sus objetivos de carbono neutral para 2050, garantizando la fuerte expansión de la energía solar y la descarbonización a través del aumento de la demanda de electricidad en el transporte y en los sectores de calefacción y refrigeración.

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En todo el mundo, hay operativas más de 3.500 centrales eléctricas de biomasa, que generan electricidad y calor a partir de biomasa sólida, alcanzando una potencia instalada de 52,8 GWel. En un año, se han puesto en marcha 200 plantas de biomasa con una potencia conjunta de casi 3 GWel. Las tasas de crecimiento significativas en Asia están compensando el desarrollo menos dinámico en los mercados clave europeos. Al mismo tiempo, la consolidación y la globalización continuaron entre los proveedores de tecnología en 2017. Estos son algunos de los resultados de un reciente informe de mercado de ecoprog, llamado Biomass to Power.

El mercado de las centrales eléctricas de biomasa está estimulado principalmente por los subsidios a las energías renovables, especialmente en Europa, donde ya se habían introducido los primeros esquemas de apoyo para la generación de electricidad a partir de biomasa sólida en los años noventa.

Por el contrario, la disponibilidad de combustible es el factor determinante en Norteamérica y Latinoamérica, así como en muchos mercados asiáticos, ya que los niveles de subsidio son a menudo más bajos que en Europa. Norteamérica y Europa utilizan principalmente madera para generar energía, mientras que los países de Latinoamérica queman principalmente bagazo, un residuo de la industria de la caña de azúcar. Residuos agrícolas tales como la paja, la cáscara de arroz y racimos de frutas vacías de la industria del aceite de palma son los principales combustibles en Asia.

Lo que todas las plantas tienen en común es su intensa utilización del calor residual (cogeneración). Alrededor del 60% de las plantas de biomasa se encuentran en emplazamientos industriales. Muchas de ellos se alimentan con residuos de producción local (racimos de fruta de aceite de palma, bagazo, residuos de procesamiento de madera) y, a su vez, entregan calor al proceso de producción. Alrededor del 30% de todas las instalaciones están conectadas a redes de calefacción urbana; la mayoría de ellos se encuentran en regiones más frías, como Europa Central y Escandinavia. Alrededor del 10% de las plantas de biomasa solo generan eléctricidad y no usan su calor residual, muchas de ellos están ubicadas en China, donde la utilización del calor residual no es un requisito para obtener subsidios.

El desarrollo del mercado depende de qué cómo de rentables sean los subsidios a las energías renovables, especialmente en Europa. Muchos mercados están saturados después de muchos años de subsidios, lo que hace que la construcción de nueva potencia solo valga la pena con la concesión de subsidios más generosos. Además, Europa tiene menos residuos agrícolas que se puedan utilizar para la recuperación térmica que otras regiones.

Como las plantas ya existentes funcionan con altos costes operativos, muchos países europeos están reduciendo los subsidios a las energías renovables. Por ejemplo, Reino Unido decidió no seguir organizando rondas de asignación de energías renovables después de 2019. En septiembre de 2017, Polonia pospuso su muy anticipada subasta de biomasa indefinidamente. Esta subasta se planificó inicialmente para octubre de 2017. Rumania tampoco parece considerar la reintroducción de los subsidios a las renovables.

Otros países europeos, sin embargo, están fortaleciendo el apoyo de a las renovables. Holanda decidió un plan de apoyo de 8.000 M€ para 2018, que es tanto como en 2017. Finlandia va a establecer un nuevo sistema de subastas en 2018/2019, que también incluirá a las producción de electricidad con biomasa.

A nivel mundial, los sistemas de subsidios no cambiaron significativamente en el último año. Sin embargo, Argentina debe mencionarse como un caso especial: en 2017, el país aprobó subsidios para 14 centrales de biomasa con una potencia de 117 MWel y también anunció la próxima subasta para 2018.

El mercado mundial de BMPP continuará desarrollándose dinámicamente hasta 2026. En todo el mundo, se construirán otros 2.000 BMPP con una capacidad instalada de más de 25 GWel. Alrededor del 50% de este aumento ocurrirá en Asia y especialmente en los mercados clave de China e India. América del Norte y América del Sur seguirán siendo mercados atractivos para la generación eléctrica de biomasa sólida, principalmente Brasil, Canadá y Estados Unidos. Sin embargo, el nivel general de subsidios en Europa continuará disminuyendo a la luz de los altos costos y los aspectos ecológicos (sostenibilidad). Europa se convertirá en un mercado menos dinámico.

Como resultado de las tendencias descritas anteriormente, la consolidación y la globalización de los proveedores de tecnología continuó en 2017. Por ejemplo, Amec Foster Wheeler Group (hoy Wood Group) con sede en Reino Unido vendió su negocio de combustión en lecho fluidizado al proveedor de tecnología japonés Sumitomo. El proveedor danés de tecnología Burmeister & Wain Scandinavian Contractor, parte del grupo japonés Mitsui Group, se hizo cargo del fabricante de plantas con problemas financieros Burmeister & Wain Energy. El proveedor danés de tecnología Babcock & Wilcox Vølund recibió un programa de reducción de costes de la empresa matriz estadounidense Babcock & Wilcox, que incluyó el despido del 30% del personal.

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La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha aprobado el Informe sobre el Proyecto de Real Decreto del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (MINETAD) de cierre de centrales eléctricas de producción de energía. A través de este proyecto normativo, el MINETAD introduce nuevos criterios y un procedimiento de subasta, para evitar el cierre definitivo de centrales de generación eléctrica (ciclos combinados, centrales de carbón, nucleares, etc).

En la actualidad, el artículo 53 de la Ley del Sector Eléctrico establece que las empresas eléctricas tienen que pedir autorización al Ministerio si quieren cerrar una central. Ese cierre está condicionado a que no ponga en peligro la seguridad del suministro eléctrico en España.

Sin embargo, el RD que plantea ahora el MINETAD añade criterios adicionales al de seguridad del suministro, como son que no afecte negativamente a los precios, a la competencia, al suministro de materias primas o a los objetivos de planificación.

Además, el MINETAD plantea que en el caso de que se deniegue la autorización al propietario de la central, éste podrá transferir la central a terceros o adherirse a un procedimiento de subasta reglado. Esta solución en última instancia podría llevar a que, si no hay interesados en la subasta, se adjudique a un tercero a cambio de una compensación.

En su informe, la CNMC considera que los nuevos criterios que plantea el MINETAD en su Proyecto de Real Decreto no están suficientemente desarrollados ni previstos en la normativa vigente. Además, le confieren un excesivo margen de discrecionalidad y estima que crean inseguridad jurídica para las nuevas inversiones, pudiendo resultar contraproducentes para la competencia en el sector eléctrico.

Contrarios a la normativa europea

Además, la Comisión recuerda que no están incluidos en la Ley 24/2013 del sector eléctrico y podrían ir en contra de la normativa europea recogida en la Propuesta de la Comisión Europea de Reglamento relativo al mercado interior planteado en el Paquete de Invierno (Winter Package).

En cuanto al mecanismo de subasta que propone el Real Decreto, la CNMC considera que es muy complejo. Además, la CNMC observa que la compensación a un tercero por mantener una central si la subasta queda desierta sería una ayuda de Estado conforme a la normativa de la Unión Europea, lo cual aconseja que se notifique previamente la propuesta a la Comisión Europea.

Sobrecapacidad del sistema eléctrico

La CNMC recuerda que el sistema eléctrico español no presenta problemas de seguridad de suministro en el medio y largo plazo sino todo lo contario. En el peor escenario (punta de demanda de 46.000 MW y baja generación), se podría prescindir sin riesgo de una parte significativa del parque de carbón existente.

En este sentido, la Comisión considera que el exceso de capacidad debería analizarse sin precipitación y teniendo en cuenta que los consumidores españoles, desde la liberación del sector eléctrico, han sufragado importantes pagos por la disponibilidad de centrales y otros conceptos.

La CNMC concluye que para evaluar el impacto del cierre de centrales en el sistema eléctrico es necesario revisar el marco normativo de forma global: metodología de seguridad de suministro, hibernación de centrales, mecanismo de pagos por capacidad, y el procedimiento de autorización de nuevas instalaciones.

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En línea con su firme compromiso medioambiental, Iberdrola ha decidido completar el proceso de cierre de todas sus centrales eléctricas de carbón en el mundo, fuente de energía que representa, actualmente, solo el 1,8% de la capacidad total del grupo, que asciende a 48.062 MW, y el 1,5% de la producción eléctrica en los nueve primeros meses del año en curso: 1.596 GWh vs. 102.494 GWh. En este sentido, la compañía ha solicitado en España la autorización de cierre de las centrales térmicas de Lada (Asturias) y Velilla (Palencia) ante el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, plantas que suman una potencia de 874 MW, una decisión mediante la que ratifica su compromiso de reducción de la intensidad de emisiones de CO2 en un 50% en el año 2030 respecto a los niveles de 2007 y de ser neutra en carbono en 2050.

En contraste, y como reflejo de su apuesta por las energías limpias y la sostenibilidad energética, el grupo Iberdrola ya cuenta con 28.778 MW de capacidad operativa a través de fuentes renovables de producción de energía, fundamentalmente eólica, tanto terrestre como marina (15.902 MW), e hidroeléctrica (12.756 MW).

En esta línea, recientemente, y junto a otras relevantes compañías eléctricas europeas, Iberdrola ha pedido a la Comisión y Parlamento Europeo que apruebe unos objetivos medioambientales más ambiciosos para el año 2030, incrementando la cuota de energías renovables hasta el 35% frente a la propuesta actual del 27%.

Tras el cierre de las últimas plantas de carbón operativas de Iberdrola, que no incidirá en la seguridad del suministro eléctrico -la compañía cuenta con 5.695 MW de capacidad de respaldo en ciclos combinados de gas-, el porcentaje de la capacidad de producción de electricidad libre de emisiones del grupo quedará en el 68%, elevándose en España hasta el 76%.

En el caso concreto de las centrales españolas de Lada y Velilla, su cierre no afectará al firme y demostrado compromiso de la compañía con el empleo, ya que Iberdrola recolocará al 100% de la plantilla -90 empleados en Lada y 80 en Velilla- tanto en las labores de desmantelamiento de ambas plantas, que se extenderán durante cuatro años desde la fecha de aprobación de cierre por parte del Ministerio de Energía y supondrán una inversión cercana a los 35 millones de euros, como en otras instalaciones de la empresa. Las zonas ocupadas por Lada y Velilla serán objeto de una restauración paisajística.

Cabe recordar que desde el año 2001 la compañía ha clausurado en todo el mundo centrales térmicas que suman casi 7.500 MW de capacidad instalada -ver cuadro adjunto-. Destacan el cierre en 2013 y 2016, respectivamente, de dos grandes centrales de carbón en Reino Unido, Cockenzie y Longannet, cuya potencia conjunta ascendía a 3.600 MW. Asimismo, el desmantelamiento en este periodo de tiempo de casi 3.200 MW de plantas de fuel oil.

Gracias a la progresiva descarbonización de su mix de generación eléctrica, Iberdrola lleva ya más de 15 años siendo un referente mundial en la lucha contra el cambio climático, tras haber realizado inversiones por 90.000 millones de euros en el periodo.

Esto le ha llevado a ser, a día de hoy, líder mundial por potencia eólica terrestre instalada, al tiempo que ha reducido sus emisiones en Europa en un 75% desde el año 2000, alcanzando niveles que están un 70% por debajo de la media de las empresas europeas del sector.

Compromiso contra el cambio climático

Iberdrola aprobó ya en 2009 una Política corporativa contra el cambio climático mediante la que se comprometió a, entre otras medidas, apoyar un objetivo ambicioso global de reducción de emisiones; impulsar el desarrollo de tecnologías eficientes desde el punto de vista de las emisiones de gases de efecto invernadero; abogar por un mercado global de emisiones integrado y equitativo y fomentar un uso eficiente y responsable de la energía, involucrando a todos los grupos de interés relacionados con la compañía.

Asimismo, Iberdrola considera imprescindible para fomentar la reducción de emisiones que se dé una señal real de los precios del CO2 y que esta afecte a todos los sectores económicos. La empresa entiende, además, que con políticas climáticas adecuadas que den señales consistentes al mercado, la lucha para mitigar las emisiones, así como los procesos de adaptación al calentamiento global pueden ser una oportunidad de crecimiento económico.

Finalmente, cabe destacar que la compañía ha trabajado con Naciones Unidas a través de su Convención Marco sobre Cambio Climático y que, como ya ha hecho en ediciones precedentes, está teniendo una presencia activa en la COP 23 que se celebra en estos días en Bonn, de la que es colaborador oficial.

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La subsidiaria de Rolls-Royce Power Systems, Bergen Engines, ha firmado contratos para la entrega de dos centrales eléctricas en Bangladesh, con un valor de contrato de 133 M€. Los envíos para Confidence Power Rangpur Limited están destinados a una central eléctrica en Rangpur con una potencia eléctrica de 112 MW. Será suministrada este año. Una segunda central eléctrica similar está programada para ser entregada en 2018. Esta central eléctrica de 150 MW está destinada a Midland East Power Ltd y se ubicará en Ashuganj. Dentro de los contratos también están el suministro de piezas de repuesto durante 15 años.

Estos contratos forman parte del ambicioso plan del gobierno de Bangladesh de duplicar la capacidad de generación eléctrica a 38.000 MW para satisfacer una demanda prevista de unos 33.000 MW para el 2030. Para alcanzar este objetivo será necesario un aumento sustancial de 9.000 MW en los próximos cuatro solo años – y aquí es donde entran los motores de velocidad media. Una central eléctrica basada en motores de combustión interna se construye fácilmente en tan solo un año, mientras que otras alternativas pueden llevar hasta siete años.

 

“Estamos encantados de haber sido elegidos para ayudar a desarrollar el sector energético en Bangladesh,” comenta Jeff Elliott, Director General de Bergen Engines. Bergen Engines entregó su primer motogenerador Rolls-Royce en Bangladesh en 2001, y desde entonces ha construido centrales eléctricas que cubren más del 5% del suministro de energía del país.

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