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AEGE representa a gran parte de la industria electro-intensiva española, empresas siderúrgicas, metalúrgicas, químicas y de gases industriales que facturan más de 20.000 millones de euros y generan 186.000 empleos. Estas industrias, que suponen el 11% de toda la demanda española de energía eléctrica, consumen 25 TWh, alertan de la amenaza que el encarecimiento de los precios eléctricos en el mercado diario, los más altos en 10 años, y su previsible evolución futura, supone para su competitividad y para la economía del país. El 19 de septiembre, el precio eléctrico se situó en máximo anual de 75,93 €/MWh.

Las industrias electro-intensivas son extremadamente sensibles al coste del suministro eléctrico, que llega a suponer desde un 10 hasta un 50% de los costes de producción, por lo que el encarecimiento en los precios eléctricos conlleva de inmediato una pérdida real de competitividad industrial, que amenazaría su futuro si esta situación se prolongará en el tiempo, como apuntan los mercados de futuros para 2019. Estas empresas comercializan sus productos en mercados internacionales pero la electricidad que consumen se comercializa en el mercado local o regional, por la escasez de interconexiones con el resto de Europa, lo que les supone un encarecimiento de la factura eléctrica que en los últimos meses se ha agravado alarmantemente.

La brecha competitiva del mercado eléctrico mayorista en España conllevó el año pasado que las industrias asociadas en AEGE tuvieran un sobrecoste estimado de 450 millones de euros con respecto a Alemania, por ejemplo. Y, en lo que va de 2018, la situación ha empeorado de manera preocupante, con un precio del mercado unos 8 €/MWh más caro que el año anterior. Además, el diferencial del precio final que paga la industria en España con respecto a Alemania y Francia se ve incrementado por la disminución del 40% de la retribución del servicio de interrumpibilidad y por la ausencia de los distintos mecanismos de compensación existentes en estos países (compensación de cargos de financiación de renovables, de los peajes de acceso, etc.). Con Alemania el sobrecoste de nuestro suministro eléctrico es del 30%.

El encarecimiento del precio del mercado eléctrico en 2018 se debe a las ofertas que se realizan por parte de los generadores marginales, que trasladan los incrementos de costes de los combustibles y de los derechos de emisión del CO2, principales causantes de la escalada de precios este verano, que no se ven contrarrestados por la producción renovable. Ante esta situación, hay que recordar que la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética tiene un efecto de sobrecoste de unos 10 €/MWh del precio del mercado eléctrico -como señaló la CNMC en su informe de supervisión del mercado de 2015-, fiscalidad que no soportan nuestros vecinos.

La situación se complica más en relación con los países de fuera de la UE, no afectados por el incremento de los precios de los derechos de emisión, que implica una pérdida de nuestra competitividad.

Desde AEGE se considera urgente replantear el esquema de costes del suministro del consumidor electro-intensivo español para lo que es necesario un cambio de modelo que iguale las condiciones del suministro eléctrico en España con las de nuestros principales competidores europeos. Se trata de conseguir la mejora de la competitividad del mercado eléctrico, fomentar los contratos a largo plazo (PPAs) a precios competitivos, implementar mecanismos de compensación –como los existentes en Alemania y Francia-, y consolidar el servicio de interrumpibilidad.

Para AEGE, la Ley de Cambio Climático y Transición Energética debería reconocer el estatus de consumidor electro-intensivo para igualarnos con las condiciones del suministro eléctrico que disfrutan nuestros competidores franceses y alemanes. Mientras tanto, en el corto plazo, solicita la aplicación de las medidas compensatorias, contempladas en los PGE de 2018, por costes adicionales incurridos por las industrias electro-intensivas.

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Madrid Calle 30, sociedad de economía mixta, adscrita al Área de Medio Ambiente y Movilidad del Ayuntamiento de Madrid, ahorró entre septiembre de 2017 y febrero de 2018 un total de 464.000 euros en la factura eléctrica en comparación con los años anteriores.

La empresa encargó un estudio de las potencias demandadas durante un año en cada uno de los seis periodos y en cada una de las catorce acometidas. Mediante el uso de algoritmos de optimización, minimizando la variable coste, se concluyó en unos valores de la potencia óptima a contratar.

Atendiendo a un criterio conservador, para no perder los derechos de acometida cercanos a la potencia instalada en los túneles de Madrid Calle 30, se decidió llevar el periodo tarifario P6 (que es el de menor coste) a la potencia máxima demandada. Con ello se asegura que en caso de emergencia se pueda requerir potencias muy superiores a las contratadas (pagando penalizaciones) en todos los periodos.

El estudio de optimización de las potencias a contratar en Alta Tensión concluía con un posible ahorro económico de aproximadamente 760.000 euros en la facturación anual por éste concepto. Tras la elaboración del estudio se solicitó el cambio de potencia de acceso a los valores óptimos. Estas modificaciones se hicieron efectivas progresivamente desde septiembre de 2017 hasta enero de 2018, obteniéndose hasta el mes de febrero de 2018 unos ahorros reales de 464.000 euros comparando la facturación con años anteriores.

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La factura eléctrica tiene dos partes claramente diferenciadas: el coste de la energía consumida y el de la potencia de acceso.

El término de potencia es un coste fijo, que puede tener penalizaciones cuando la demanda de potencia es superior a la contratada.

En Madrid Calle 30 se tiene un consumo eléctrico variable. Las potencias demandadas no siempre corresponden con las potencias contratadas. Esto supone pagar más de lo necesario por el término fijo cuando la potencia máxima no llega a la potencia contratada o pagar excesos de potencia cuando la potencia demandada supera a la contratada.

Además, tanto el precio de la energía como el del término de potencia varían en función de la franja horaria, día de la semana y mes del año, estableciéndose seis periodos con precios diferentes.

Las modificaciones introducidas por Madrid Calle 30 siguen la línea de mejorar la eficiencia energética de todas las administraciones municipales.

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Por primera vez en la historia, el coste de producción de las renovables ya se encuentra por debajo del rango de coste de las fuentes convencionales. Los combustibles de origen fósil y nuclear presentaron costes de entre 49 y 174 dólares por MWh durante 2017, mientras que los proyectos en energías renovables se situaron entre los 35 y 54 dólares. El coste medio internacional de los proyectos hidroeléctricos se situó, sin subsidios, alrededor de los 50 dólares por MWh, los eólicos en 51 y los solares fotovoltaicos 54.

Esto es lo que muestra un análisis de la compañía alemana Kaiserwetter. La investigación calcula los riesgos inversores en 54 paises hasta 2030, y analiza datos de Bloomberg, UN Environment, Frankfurt School y de la Renewable Cost Database de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), que agrupa los costes de 15.000 proyectos comerciales.

De hecho, la energía renovable no sólo iguala el coste de los combustibles fósiles, sino que es ya incluso más barata. Las últimas subastas de energía fotovoltaica en Dubai, México, Chile, Abu Dabi o Arabia Saudí, y de energía eólica onshore en Brasil, Canadá, India o Marruecos en 2017 apuntan a que el coste normalizado de la energía se puede reducir a 30 dólares por MWh a partir de 2018.

La alternativa a la descarbonización: ¿nucleares o renovables?

La firma del Acuerdo de París obliga a que, para 2050, las emisiones contaminantes se hayan reducido entre un 80% y un 95% con respecto a los niveles de 1990. La práctica totalidad del planeta, 161 países, ha suscrito este acuerdo que presenta la necesidad de descarbonizar las economías mundiales. Sólo un quinto de estos países emplean energía nuclear, pero la dependencia energética de la generación nuclear en los países avanzados es alta en un escenario de eliminación de fuentes fósiles. Por ejemplo, según REE, la mayor parte de la electricidad producida en 2016 en España tuvo origen nuclear (22,9%). No obstante, descarbonizar mediante energía nuclear plantea un camino costoso, potencialmente peligroso e impopular que pocos países están persiguiendo.

Precisamente, el análisis de Kaiserwetter apunta a que cubrir el vacío de las fuentes fósiles con energías renovables se presenta como una opción mas económica que la inversión millonaria que supondría la actualización del parque de centrales nucleares. En los países avanzados, éstas ya han superado (o están a punto) su vida útil de 40 años y se verán abocadas al cierre o a una actualización. Estados Unidos, por ejemplo, ha garantizado renovaciones hasta los 60 años a casi todos sus 100 generadores. No hay legislación que impida renovarlos hasta una vida útil de 80 años, y de no hacerlo el país perdería en torno al 20% de su suministro eléctrico en 2030, pero el coste es inmenso. Los últimos datos del departamento de Energía americano revelan gastos anuales de 6,4 mil millones de dólares en el acondionamiento y modernización de este tipo de reactores.

Sólo 14 países se plantean construir nuevos reactores actualmente y sólo 3 están en construcción desde 2016. Estas plantas (3 GW) aún tardarán años en producir energía y presentan un coste elevado de construcción. Poniendo como ejemplo el Reino Unido, los dos nuevos reactores de Hinkley Point presentan costes de construcción (sin gastos de financiación) de 26,2 mil millones de dólares, y aventuran un coste de producción de 118 dólares por MWh. En esta línea, la Asociación Europea de la Energía Eólica (EWEA), prevén coste nuclear medio (y en ascenso) de 102 euros el MWh en 2020 en la UE, sin incluir la factura multimillanaria de desmontar una planta al final de su vida útil, ni de ocuparse de los residuos nucleares.

Por su parte, Alemania comenzó en 2011 su plan de cierre progresivo de centrales nucleares, que concluirá en 2022 (Atomausstieg). Francia, que genera un 75%, se ha propuesto bajar este porcentaje al 50% para 2025, cerrando 17 de sus 58 reactores para esa fecha. Los expertos señalan que las licencias de las siete centrales que operan en España expirarán entre los años 2021 y 2024, lo que reforzará la necesidad de una transformación energética. El ‘informe de los 14 sabios’ (‘Análisis y propuestas para la descarbonización’), encargado por el Ministerio de Energía señaló este mes que, incluso en el peor de los escenarios de cierre nuclear, España podría producir para 2030 más del 58% de su generación eléctrica mediante renovables (64% en el mejor escenario) y cubrir el 27,9% de su demanda energética final con las mismas (30,6% en el mejor caso).

Como contraste, mientras la energía nuclear apenas cuenta con nuos proyectos planeados y arroja una factura millonaria, la nueva potencia eléctrica renovable presenta su coste de instalación más bajo de la historia. En 2016 sumó 161 GW de nueva potencia, nuevo record frente al año anterior, precisando menor financiación. Esto supuso que el 62% de la nueva capacidad energética instalada en el mundo fuese energía limpia, alcanzando en la UE el 86%, siendo la eólica la clara campeona, representando la mitad de esta cifra.

La disminución de costes de las renovables

Esta disminución del coste de la energía renovable, que ronda el 80% desde 2010 (por ejemplo en el sector de la solar fotovoltaica), se ha producido por varias razones. Desde las mejoras tecnológicas y la simplicidad competitiva de las renovables, pasando poruna amplia base de desarrolladores de proyectos, especialmente fondos de inversión y bancos, optimistas sobre el futuro imparable de un mercado cuya rentabilidad sigue disparándose incluso una vez han cesado las subvenciones, y con un gran el apoyo social y político.

La optimización de plantas eólicas o solares viene de la mano de tecnologías digitales punteras como el Internet de las Cosas (IoT) y la conjunción de empresas como SAP, líder en software a la vanguardia del Smart Data Analytics, y Kaiserwetter, que emplea esta tecnología para ofrecer ‘Smart Data como servicio’ (DaaS) mediante su plataforma Aristoteles a inversores y gestores en el sector de las renovables. Estos avances digitales son una de las razones por las que estas energías son ahora más competitivas, eficientes y baratas.

Hanno Schoklitsch, CEO de Kaiserwetter, declara a raíz de esta investigación: “Nos encontramos en un escenario en que la energía renovable es ya menos costosa que la energía convencional. A partir de ahora, las plataformas digitales que utilizan el IoT y Smart Data serán el siguiente factor clave para alcanzar los objetivos del Acuerdo Climático de París y atraer más inversores”.

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Voltfer, empresa del Grupo Alvariño especializada en la ejecución de soluciones en energías renovables, lanza al mercado gallego una gama de productos fotovoltaicos que incluyen avanzadas baterías inteligentes de ion-litio y que permitirán reducir de forma significativa, hasta en un 80%, el coste energético de particulares y empresas. La firma viguesa ha rubricado un acuerdo con Solarwatt, empresa alemana fabricante de módulos fotovoltaicos y baterías de ion-litio, para fomentar en Galicia estas soluciones de autoconsumo y ofrecer conjuntamente productos y servicios.

 

Con estas instalaciones de autoconsumo directo y para un periodo de 30 años, en los que está garantizada la producción, el precio de la energía podrá reducirse hasta los 4 cent€/kWh. Además, Voltfer y Solarwatt incluyen un seguro de la más amplia cobertura y por un periodo de cinco años totalmente gratuito. A estas ventajas, se añade el hecho de que, entre otras posibilidades de comercialización, se ofrece el modelo de Contratación de Servicios Energéticos, en el que el Grupo Alvariño asume toda la inversión, cediendo el uso al cliente a cambio de una cuota. Esto permite al cliente beneficiarse del ahorro desde el primer día y sin necesidad de inversión en la instalación.

 

El presidente del Grupo Alvariño, José Manuel Fernández Alvariño, ha declarado “la proyección de futuro que supone esta apuesta por las energías renovables de autoconsumo, una apuesta que se está viendo apoyada además de forma decisiva desde la Xunta de Galicia, que viene publicando órdenes de ayuda para promover el recurso a este tipo de instalaciones tanto a nivel de consumidor privado como en sectores estratégicos del tejido productivo gallego, como el hotelero, el industrial o el agroalimentario”. Fernández Alvariño afirma que “este acuerdo supondrá un antes y un después en la electrificación del rural en Galicia, solventando problemas de seguridad en el suministro además de un abaratamiento de la factura eléctrica”. Además, incidió en que “este tipo de instalaciones son legales en España según el Real Decreto 900/2015, rentables, y muy sencillas de instalar y mantener”. “El autoconsumo fotovoltaico contribuye a abaratar el precio de la energía para todos los consumidores, por lo que toda la sociedad gana con su desarrollo. Tanto particulares como empresas mejoran por esta vía su eficiencia energética, al tiempo que adoptan una postura activa como aliados en la lucha contra el cambio climático”, concluye.

 

MyReserve: Modular e inteligente

Las baterías de ion-litio Myreserve cuentan con un sistema de medición del voltaje consumido cada momento. En menos de 0,7 segundos adaptan la corriente eléctrica que suministran a la que requieren los usuarios. Una potencia que puede ser controlada por estos usuarios a través de una app desde su Smartphone.

MyReserve Matrix de Solarwatt se basa en la combinación de, al menos, tres elementos. Uno de ellos es la batería en sí, y los otros dos están dotados con el hardware y el software que aportan la “adaptabilidad” al dispositivo. Su versatilidad permite además ir adaptando la batería a mayores necesidades de almacenamiento y consumo, simplemente añadiendo nuevos módulos. Su tamaño reducido y su facilidad de instalación son sólo ventajas añadidas.

El objetivo es permitir al cliente ser protagonista de la gestión inteligente de su energía solar. Una solución integral que contribuye a reducir la dependencia energética convirtiéndola en una opción ventajosa no sólo en términos de rentabilidad económica, sino también para el medio ambiente.

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La Diputación Provincial de Zaragoza ha adjudicado a Urbener la realización de una auditoria que analizará el coste energético de 40 municipios de Zaragoza; se analizara el coste que cada municipio paga en el periodo de un año y se comparara con el precio de la energía en el mercado mayorista eléctrico, haciendo el supuesto de compra Directa en el Mercado de Producción.

Desde la liberación del mercado eléctrico en 1997, los consumidores pueden comprar directamente su electricidad en el Mercado Mayorista, a través de las figuras de Consumidor Directo y Gestor de Cargas, esto significa que acceden al mercado en las mismas condiciones administrativas y económicas que las comercializadoras eléctricas, consiguiendo un precio equiparable al suyo.

 

Urbener es la única empresa de España que ejerce como Representante del Sistema Eléctrico Español en nombre propio, (Representación Indirecta), con sus propias unidades de programación de energía. En este caso, los efectos del negocio jurídico realizado por el representante se imputan directamente a éste, sin perjuicio de la relación interna que le ligue con su representado.

El Ministerio de Hacienda y Función Publica en el “Real Decreto 596/2016, de 2 de diciembre, en la Disposición adicional tercera.  Facturación de determinadas entregas de energía eléctrica. Define a URBENER como. “El operador del sistema podrá habilitar a un tercero para que se interponga como contraparte central entre las entidades suministradoras y las adquirentes de modo que se entenderá, a todos los efectos, que las entregas de energía eléctrica son efectuadas por las entidades suministradoras a dicho tercero y que son adquiridas al mismo por las entidades adquirentes. En este caso, se sustituirán los datos relativos a la identificación del destinatario de la operación y del expedidor por los de dicho tercero habilitado como contraparte central, el cual asumirá las obligaciones relativas a la facturación que esta disposición adicional asigna al operador del sistema que le haya habilitado para actuar como contraparte central”.

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El coste medio de la electricidad generada mediante las tecnologías solar y eólica podría disminuir entre un 26% y un 59% en 2025, según un informe publicado por la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA). En el informe, The Power to Change: Solar and Wind Cost Reduction Potential to 2025, señala que con marcos normativos y políticas adecuadas, las tecnologías solar y eólica pueden continuar reduciendo costes para el año 2025 y en adelante.

Se estima que para el año 2025, los costes medios de la electricidad podrían disminuir un 59% para la energía solar fotovoltaica, el 35% para la energía eólica marina, y el 26% para la energía eólica terrestre en comparación con 2015. Los precios de la electricidad para la energía de concentración solar también podrían disminuir hasta un 43%, dependiendo de la tecnología utilizada. En 2025, el coste promedio global de electricidad a partir de energía solar fotovoltaica y la eólica terrestre será más o menos 5 a 6 cent$/kWh.

“Ya hemos visto una disminución drástica de costes en energía solar y eólica en los últimos años y este informe muestra que los precios seguirán bajando, gracias a diferentes impulsores tecnológicos y de mercado“, apunta el Director General de IRENA, Adnan Z. Amin. “Dado que la energía solar y eólica ya son la fuente más barata de la nueva capacidad de generación en muchos mercados de todo el mundo, esta nueva reducción de costos ampliará esa tendencia y fortalecerá el caso empresarial convincente para cambiar los combustibles fósiles por las energías renovables“.

Desde 2009, los precios de los módulos fotovoltaicos solares y los aerogeneradores han caído cerca de un 80% y entre el 30% y 40%, respectivamente. Con cada duplicación de la capacidad instalada acumulada, los precios de los módulos solares fotovoltaicos caen un 20% y el coste eléctrico procedente de parques eólicos cae un 12%, debido a las economías de escala y mejoras tecnológicas.

Es importante destacar, para los responsables políticos, que la reducción de costes en 2025 dependerá cada vez más en el equilibrio de los costes del sistema (por ejemplo, inversores, sistemas de montaje, obras civiles, etc.), las innovaciones tecnológicas, los costes de mantenimiento y operación y la gestión de proyectos de calidad. Por tanto, el enfoque en muchos países se debe cambiar para la adopción de políticas que pueden reducir los costes en estas áreas.

“Históricamente, el coste ha sido citado como una de las principales barreras para el cambio de las fuentes energéticas de origen fósil hacia fuentes de energía renovables, pero la historia ha cambiado“, dijo Amin. “Para seguir impulsando la transición energética, se debe cambiar ahora el enfoque político para apoyar las áreas que darán lugar a aún mayores disminuciones de costos y así maximizar la tremenda oportunidad económica que tenemos.”

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El número de participantes en esta segunda subasta eléctrica ha cuadruplicado al de la primera iniciativa celebrada en marzo de 2015, cuando fueron 70 los hoteles que se reunieron para subastar su energía eléctrica. En cuanto al volumen de compra ha pasado de los 53 GWh eléctricos subastados en la primera licitación a los 210 GWh que se han subastado este año. Entre los participantes hay tanto hoteles individuales como varias cadenas.

Este incremento muestra el interés que existe en el sector hotelero por buscar soluciones a la hora de reducir los costes energéticos, los cuales han ido aumentado en los últimos años ininterrumpidamente. A la hora de buscar ahorro energético se puede trabajar en disminuir el consumo de energía o se puede trabajar en reducir el coste energético que consumimos y es en esta segunda opción donde se encuadra la iniciativa de compra agregada creada por el ITH. Las tarifas obtenidas en esta subasta suponen ahorros medios del 18% en el término de energía frente a los precios anteriores de los establecimientos del grupo que han proporcionado sus datos.

Para la subasta, se han creado varios lotes en función de la tarifa eléctrica y se han subastado por separado, consiguiéndose un precio fijo para cada lote. Estos precios, al ser fijos, no van a variar a lo largo de la duración del contrato pues no reflejan las variaciones del mercado y en general la factura es más sencilla. Es la forma más habitual de contratar la energía eléctrica con una comercializadora.

Además, entre los lotes subastados se ha incluido la opción de precio indexado a mercado, para que aquellos establecimientos que así lo quieran se puedan acoger a ellos. La contratación por precios indexados al pool es una forma de contratar en el mercado liberalizado. Consiste en pagar por la energía eléctrica consumida un precio variable en función del precio de adquisición de la energía en el mercado mayorista, además de un coste de gestión a la comercializadora encargada de tramitar la compra.

Desde ITH animan a todos los alojamientos a participar en las distintas subastas de electricidad que están organizando, ya que pueden reportar grandes beneficios para el usuario. Obtener un gran número de establecimientos en el grupo aumenta las posibilidades de conseguir mejores precios en la subasta. Y el sumarse a la iniciativa no supone ningún perjuicio para el hotel, porque los hoteles no están obligados a contratar con la comercializadora que gane la subasta si las tarifas obtenidas no le mejoran los resultados respecto a sus precios actuales.

Aparte de las subastas de electricidad, ITH también fue pionero en lanzar la primera subasta de gas para el sector hotelero. Esta subasta se realizó en el mes de octubre de 2015 y se consiguieron unos resultados extraordinarios con ahorros medios del 24% en el término variable. El próximo otoño se celebrará la segunda subasta de gas natural para el sector.

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Ereda ha realizado un proyecto con el objetivo de analizar la posibilidad de contener el coste energético en el suministro de una planta industrial de tamaño mediano, con una potencia instalada de más de 26 MW, situada en el suroeste de Kazajistán. El coste de la electricidad en sus procesos supone una parte importante de su coste de producción, alcanzando valores por encima del 40%. La previsión es que el precio de la electricidad en el país tenga una senda ascendente en los próximos años. Adicionalmente, la planta se encuentra sujeta a las condiciones de reducción de emisiones de CO2 debido a su actividad industrial, por lo que en los próximos años se adivina un coste en la adquisición de derechos de emisiones.La secuencia y actividades llevadas a cabo fueron:

Estimación del recurso eólico y solar mediante simulación numérica. Ereda cuenta con un clúster computacional propio y es usuario del modelo WRF, uno de los más difundidos entre la comunidad científica y de servicios meteorológicos a nivel mundial. Mediante estas herramientas, Ereda llevó a cabo la estimación del recurso eólico y solar esperable en el emplazamiento y representativo a largo
plazo. Las características principales se muestran en las siguientes gráficas.

Análisis del patrón de cargas en la planta industrial. Como característica, los procesos de producción de la planta son ininterrumpidos, por lo que el consumo se mantiene a un nivel importante tanto en el día como en la noche. Hay una parte de esa carga que puede ser desplazada a conveniencia y de hecho se viene haciendo para aprovechar las mejores tarifas eléctricas horarias que ofrece la compañía distribuidora para clientes con tarifas horarias diferenciadas. Estacionalmente la variación no es muy significativa, aunque sí se produce una estación alta y una baja de consumo. Leer más…

Cristóbal López
EREDA

Artículo publicado en: FuturENERGY Enero-Febrero 2016

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Gamesa ha presentado hoy en la feria internacional China Wind Power 2015 (Pekín, 14-16 de octubre) su nuevo modelo de aerogenerador de 2,5 MW de potencia unitaria diseñado para vientos bajos: Gamesa G126-2.5 MW, que permitirá alcanzar la máxima producción, eficiencia y rentabilidad.

Esta nueva máquina conjuga un mayor rotor -de 126 m de diámetro-, potencia nominal de 2.5 MW y varias posibilidades de altura de torre (84, 102 y 129 m, y otras adaptaciones según el emplazamiento).

Con una densidad de potencia extremadamente baja, un excelente factor de capacidad y un coste energético reducido, este aerogenerador permitirá aumentar la producción energética del aerogenerador G114-2.0 MW hasta un 25%.

Basada en la tecnología ampliamente probada y validada de la plataforma Gamesa 2.0-2.5 MW -de la que ya se han instalado más de 20.000 MW en 34 países de todo el mundo-, la G126-2.5 MW incorpora el mismo sistema eléctrico que el resto de modelos de 2.5 MW de potencia unitaria (Gamesa G106-2.5 MW y Gamesa G114-2.5 MW). Además, las palas, de 62 m de longitud, cuentan con la tecnología ya validada de las palas de 56 m de la G114. La instalación del primer prototipo de este aerogenerador está prevista para el tercer trimestre de 2016 y la producción en serie para 2017.

Con este nuevo modelo, la plataforma Gamesa 2.0-2.5 MW se afianza como una de las plataformas más versátiles del mercado: siete rotores diferentes (80, 87, 90, 97, 106, 114 y 126 metros), con alturas de torres desde 55 a 129 m y con opciones ambientales que permiten su instalación en los emplazamientos más complejos.

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La suma de electrodomésticos, iluminación, equipos de climatización y electrónicos que utilizamos en casa convierten a los edificios en los principales consumidores de energía de la ciudad. Aprovechar la energía solar y eólica en las azoteas es una buena oportunidad para reducir el coste energético e impulsar el uso de energías limpias. En el caso concreto de Barcelona, las condiciones climáticas permiten que las tecnologías que aprovechan el sol y el viento tengan un gran potencial y puedan convertirse en los principales recursos energéticos autóctonos de la ciudad.

Con este objetivo el ayuntamiento de Barcelona pone al alcance de los ciudadanos una herramienta tecnológica desarrollada por la empresa española Tecnogeo, que permite por internet consultar el recurso energético disponible en las cubiertas y azoteas de los edificios, en lo que a energía solar térmica o eólica se refiere. De esta manera, los vecinos pueden plantearse la posibilidad de realizar una instalación de estas características para abastecer las necesidades energéticas de los hogares.

¿Cómo funciona el visor?

Entrando en la web del ayuntamiento de Barcelona, se accede a la herramienta energética y poniendo la dirección del edificio que queremos consultar aparece un mapa en el que se encuentra el edificio que buscamos y los recursos energéticos más adecuados para instalar: solar térmica, solar fotovoltaica o minieólica. Para cada uno de los recursos se dan unos primeros valores sobre la potencia de generación energética utilizando la cubierta del edificio y unas estimaciones respecto al ahorro energético que supondría.

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