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demanda eléctrica

La crisis económica de la última década ha cambiado la manera de consumir electricidad de los hogares, las empresas y las industrias. Al ser la electricidad un gasto importante en la economía doméstica y de algunas industrias, la tendencia lógica es a reducir el consumo y optimizarlo de manera que el precio por kWh consumido sea más bajo.

La demanda de electricidad en España experimentó un importante crecimiento hasta 2008. Entre 1995 y 2008, el consumo de electricidad casi se duplicó con un aumento del 75,1%. Este aumento de la demanda estuvo ligado a un crecimiento prácticamente idéntico del Producto Interior Bruto (PIB) del país. La relación entre consumo de electricidad y PIB se hace evidente nuevamente entre 2008 y 2013, cuando la crisis económica hace caer el PIB un 8,9% y le siguió un descenso de la demanda eléctrica del 6,6%.

Pero el cambio interesante llega en 2014, cuando la economía empieza a mostrar signos de recuperación, y el PIB empieza a crecer de nuevo a un ritmo parecido a antes de 2008. También lo hace el consumo de electricidad, pero ahora a un ritmo mucho menor que el PIB. Entre 2014 y 2018, el PIB se estima que ha crecido alrededor de un 13%, mientras que la demanda de electricidad lo ha hecho un 4,6%. La reducción de la intensidad energética es un claro indicador del aumento de la eficiencia energética después de la crisis. La intensidad energética relaciona el consumo de energía con el PIB para determinar cuánta energía es necesaria para producir la riqueza del país, y es un indicador del uso de la energía y lo eficiente que es un país a la hora de producir bienes y servicios.

Además del aumento de la eficiencia eléctrica, también se ha mencionado la optimización del consumo para reducir el coste. Para determinar si se ha producido un cambio de hábitos para reducir el coste de la electricidad adquirida, AleaSoft ha analizado la evolución del rango diario de la demanda eléctrica horaria, es decir, la diferencia entre la demanda horaria mínima y máxima de cada día. Lo que se observa es que la evolución del rango diario de demanda y el volumen de demanda es muy parecida hasta 2013. A partir de entonces, a la salida de la crisis económica, el volumen de demanda se empieza a recuperar, pero el rango diario continúa descendiendo, indicando que la curva horaria de demanda se aplana reduciéndose la distancia entre el máximo y el mínimo. Este comportamiento es muy parecido al observado en el precio del mercado mayorista de electricidad que se explicó en una noticia anterior de AleaSoft. Sin duda, el aplanamiento de la curva de demanda ha sido un factor clave en el aplanamiento de la curva de precios.

Se observa un desplazamiento de la demanda desde las horas con mayor consumo durante el día hacia las horas con menos consumo durante la noche para aprovechar los precios más bajos en ese periodo. Esa tendencia a desplazar la demanda del pico del día al valle de la noche se corrobora por el número de contratos con discriminación horaria que sacan un rendimiento mucho mayor a la diferencia de precio final entre las horas del día y de la noche. Como se observa en el gráfico siguiente, el número de contratos domésticos con discriminación horaria está experimentando un crecimiento importante desde 2014 aproximadamente.

ESTACIONALIDAD DE LOS PATRONES DE DEMANDA ELÉCTRICA

La curva horaria de demanda eléctrica viene determinada por la actividad laboral, comercial y escolar que son las que determinan en gran medida el uso que se hace de la electricidad. La clara diferencia entre la noche, un valle con menos demanda, y el día, al menos un pico de demanda, se mantiene durante todo el año. Pero el comportamiento durante las horas fuera del valle tiene unas características determinadas dependiendo de la época del año. Durante los meses de invierno, se producen dos picos durante el día: uno con el máximo entre las 10:00 y las 12:00, y otro por la tarde-noche un poco más alto con el máximo entre las 19:00 y las 21:00. Estos picos coinciden con las horas del comienzo de las jornadas laborales y escolares, y con la hora de vuelta a casa y de la cena. En cambio, en verano, el máximo del pico de la mañana se atrasa entre las 12:00 y las 14:00 coincidiendo con las horas de más calor durante la jornada laboral, y el pico de la tarde prácticamente desaparece.

PERSPECTIVAS SOBRE LA EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

De cara al futuro, la tendencia es a aumentar la eficiencia energética, lo que supondrá una rebaja de la intensidad energética, aunque el volumen de demanda continúe creciendo. La demanda de electricidad se enfrenta a retos muy importantes en los próximos años, entre los que destacan la adopción masiva del vehículo eléctrico, el aumento de las instalaciones de autoconsumo y el aumento de la capacidad de almacenamiento de electricidad con baterías e hidrógeno.

Además de la eficiencia, también aumentará la flexibilidad de la demanda. Esta flexibilidad, aparte de optimizar el coste de la electricidad, también se hará cada vez más necesaria para hacer frente al aumento de la producción renovable, la mayor parte de la cuál, eólica y fotovoltaica, será no gestionable. Un paso muy importante en esa dirección será la incorporación al sistema eléctrico de la figura del agregador de demanda, ya presente en varios países de Europa, que permitirá que el balance entre consumo y producción se pueda ajustar también desde el lado de la demanda.

Se ha cerrado septiembre con el precio del mercado eléctrico más alto para este mes desde el año 2008. Hay que recordar que en 2008 hubo un incremento acelerado del precio del petróleo que afectó al alza también los precios del gas, y el precio del carbón y de los derechos de CO2 también estaban en máximos. Ahora estamos viviendo algo parecido. Pero uno de los elementos que puede ayudar a reducir el precio del mercado eléctrico es la aportación de la eólica a la cobertura de la demanda eléctrica.

Cuanto más viento ‘empuja’ las palas de los aerogeneradores, más baja el precio del mercado. Obviamente, esto ocurre si se mantienen el resto de factores iguales: si por ejemplo aumenta la demanda en consumo más que el aumento de generación con el viento, la aportación eólica no podrá contrarrestar completamente el aumento de precio del mercado por la mayor demanda.

Para hacernos una idea de la diferencia entre un día ‘ventoso’ y otro ‘calmado’ en el mercado eléctrico español, no hay más que tomar el día con el precio más bajo (que fue también el más ventoso) y el del precio más alto en septiembre: el 24 y el 28 respectivamente. Hay que recordar que septiembre es el mes del año en el que históricamente hay menos viento, por lo que es más fácil ver la diferencia entre un día con mucha aportación eólica y uno con poca.

Como se puede ver en el gráfico, la diferencia en el precio medio diario entre un día y el otro es de 10,2 €/MWh. ¿Cuál es la razón de la diferencia entre uno y otro? Casi exclusivamente la aportación eólica: 9,2% de la cobertura de la demanda en el día más caro y un 27% de aportación en el día más barato. A pesar de que la demanda eléctrica fue un poco más alta el día que hubo viento (+1,7%), el incremento en la generación eólica fue suficiente para cubrir ese aumento de la demanda y sustituir en casi un 30% la necesidad de generar con centrales térmicas fósiles. Y el resultado es que el precio del mercado fue un 13,4% inferior en el día con más viento respecto al día con el precio más alto.

Además de tener precios en el mercado eléctrico más bajos cuando hay una mayor aportación eólica, también hay una menor emisión a la atmósfera de CO2 y contaminantes clásicos, por lo que al beneficio económico se añade el medioambiental y para la salud. Doble beneficio gracias a una energía autóctona.

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Según los datos del simulador de la factura eléctrica de la CNMC, en lo que llevamos de año, la factura eléctrica para un consumidor doméstico acogido al PVPC se ha reducido de media un 7,5%, lo que supone 11 euros menos respecto al mismo período del año anterior.

Esta reducción se produce pese a la ligera subida observada en febrero, mes en el que la factura se ha incrementado respecto a enero en aproximadamente un euro (+1,45%). En cambio, si se comparan los precios de febrero de este año (64,47 euros) respecto a febrero de 2017 (63,96 euros) se ha producido una subida de apenas el 0,8%.

Esto se ha debido fundamentalmente a la ola de frío que se está produciendo en el centro de Europa y también, aunque en menor medida, en España. Esta ola de frío ha provocado un incremento de la demanda eléctrica en España del 5% respecto a enero y ha supuesto un aumento generalizado de los precios de la electricidad en todos los países de Europa. En todo caso, como es habitual, las puntas de precios máximos en España en febrero han sido inferiores al del resto de los países de nuestro entorno (por ejemplo, han sido unos 85 euros inferiores que en Francia y 5 euros menos que en Alemania).

En conjunto, por tanto, más allá de la volatilidad asociada a factores climáticos en el mes de febrero, el inicio del año confirma una reducción importante de la factura eléctrica gracias a la mejor situación comparativa con el mismo período del año 2017.

El Gobierno, en su ámbito de actuación, ha implementado recientemente diversas medidas para contribuir a mejorar la competitividad de los precios energéticos.

En este sentido, se han mantenido constantes la parte regulada de la factura (los peajes) por quinto año consecutivo y esta misma semana se ha activado la liberación de parte de las reservas de gas natural contempladas en el plan invernal. Asimismo, en el mercado eléctrico, se han producido hasta 27 activaciones de la interrumpibilidad en lo que llevamos de año por motivos económicos. Esto quiere decir que se han dejado de utilizar otros servicios más caros para garantizar la seguridad de suministro del sistema.

Todas estas medidas han contribuido favorablemente a la contención de la factura energética de los consumidores.

La Asociación Empresarial Eólica (AEE) ha elaborado el análisis “Elementos necesarios para la transición energética. Propuestas para el sector eléctrico”, que ha hecho llegar recientemente al Comité de Expertos para la Transición Energética. El objetivo de AEE es hacer una propuesta concreta y realista sobre la aportación de la energía eólica en 2020, 2030 y 2050. La transición energética lleva aparejada la necesidad de una planificación a largo plazo y una serie de retos para su cumplimiento.

AEE ha tomado como referencia el escenario planteado por la Comisión Europea a partir del modelo PRIMES en el horizonte de 2030, el cual asume un crecimiento muy moderado de la demanda eléctrica. AEE ha establecido objetivos de electrificación y descarbonización más ambiciosos de cara al cumplimiento del objetivo del Acuerdo de París de alcanzar por lo menos un 80-95% de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2050.

La electrificación debe ser el vector de avance para conseguir la reducción de emisiones, gracias a las tecnologías renovables ya competitivas como la eólica. El sector eléctrico debe avanzar hacia escenarios en los que sea capaz de cubrir la nueva demanda eléctrica sin penalizar los objetivos de reducción de emisiones.

Como resultado del análisis, para el sector eólico español representado en AEE, la potencia eólica instalada en 2020 alcanzaría los 28.000 MW (teniendo en cuenta las subastas de nueva potencia ya adjudicadas en 2016 y 2017 y el cupo eólico canario), por lo que la potencia eólica aumentaría en 1.700 MW anuales de media entre finales de 2017 y principios de 2020. Mientras que en la década siguiente aumentaría en 1.200 MW al año de media hasta 2030, alcanzándose los 40.000 MW de potencia instalada.

Gracias a la nueva potencia eólica del escenario AEE, las emisiones del sector eléctrico español se reducirían para 2020 en un 30% respecto a 2005 (año de referencia para el sistema Europeo de comercio de emisiones, ETS en su acrónimo en inglés) y un 42% para 2030. En el escenario AEE se alcanzaría el 100% de la descarbonización del sistema eléctrico para 2040. Además, el mix eléctrico español alcanzaría un 40% de cobertura de la demanda con renovables en 2020, un 62% en 2030, un 92% en 2040 y un 100% para 2050.

Los 17.000 MW adicionales de eólica a 2030 planteados en el escenario de AEE son fundamentales para cubrir la salida de plantas de generación basadas en combustibles fósiles del sistema y la cobertura del aumento de demanda por mayor actividad económica y electrificación del transporte. A todo ello, será necesario contar con la necesaria repotenciación en base al envejecimiento del parque eólico español.

“El modelo energético actual es incompatible con los objetivos que nos hemos trazado en Europa. La planificación energética del nuevo modelo debe formularse a largo plazo con visibilidad y coordinación de las políticas transversales. Además, el mercado tiene que dar señales de inversión adecuadas y el marco fiscal debe ser el correcto. La gobernanza del proceso es clave y debe ser objetiva e independiente. El sector eólico está preparado y es competitivo para aportar al sistema la capacidad eólica requerida para alcanzar los objetivos de descarbonización, suministrando más de un 30% de la energía eléctrica en 2030. En base al escenario desarrollado por AEE, la potencia instalada en 2020 debería ser de 28.000 MW y para 2030 sería de 40.000 MW. Para el año 2050, la potencia eólica instalada sería de 60.000 MW”, señala el director general de AEE, Juan Virgilio Márquez.

En el análisis “Elementos necesarios para la transición energética. Propuestas para el sector eléctrico”, AEE propone la adopción de una serie de medidas concretas en el sector eléctrico para facilitar la aportación de las energías renovables en la consecución de objetivos en 2030 y 2050. Las medidas se concentran en seis ámbitos: Marco regulatorio y planificación, mercado eléctrico, fiscalidad, nuevos mecanismos de financiación, desarrollo tecnológico y gobernanza.

Algunas de estas medidas concretas, indicadas por los distintos ámbitos, son:

MARCO REGULATORIO Y PLANIFICACIÓN

•Definir objetivos vinculantes a 2030 para el sector eléctrico y para el resto de sectores, que permita una senda progresiva (2031-2050) de consecución del objetivo de un 80-95% de reducción de emisiones de CO2 para 2050.

•Permitir la competitividad de la electricidad como vector de descarbonización reflejando su coste real mediante la eliminación en la factura eléctrica de los costes ajenos al suministro.

•Establecer un marco estable para la instalación de energía renovable: mecanismos estables de retribución, una senda de implantación y un calendario de subastas. Incidir en la no revisión de los parámetros retributivos, en particular de la tasa de rentabilidad razonable. Se requieren políticas que hagan los cashflows futuros predecibles, como los contratos de adquisición de energía a largo plazo (PPAs en su acrónimo en inglés) para poder disminuir el riesgo y la tasa de retorno previsto, que redundará en menores precios para el consumidor.

•Facilitar las inversiones en interconexión para asegurar la penetración de las renovables y la posibilidad de exportar excedentes.

MERCADO ELÉCTRICO

•Establecer mecanismos de mercado que propicien señales de inversión a largo plazo para asegurar los objetivos de renovables y la capacidad de respaldo y la seguridad de suministro.

•Mecanismo de Carbon Pricing (tasa-suelo en el precio del CO2, extendido también al transporte y a la climatización.

FISCALIDAD

•Establecer una fiscalidad medioambiental que dé señales a los inversores para invertir en tecnologías limpias y eficiencia energética basada en el concepto de que “quien contamina paga”.

•Eliminar la fiscalidad puramente recaudatoria sobre las energías renovables, como los cánones autonómicos a renovables y el impuesto del 7% a la generación eléctrica.

DESARROLLO TECNOLÓGICO

•Aprobar un Plan Nacional de Electrificación, que abarque todos los sectores, principalmente al transporte.

•Establecer un marco regulatorio que promueva la incorporación del almacenamiento y acompañamiento financiero hasta lograr costes asequibles.

•Establecer mecanismos regulatorios, administrativos y económicos/fiscales que incentiven la repotenciación y la extensión de vida de las instalaciones antiguas con el objetivo de conseguir un óptimo aprovechamiento de zonas con un alto recurso eólico.

GOBERNANZA

•Medidas de coordinación entre todas las administraciones involucradas y con planes interministeriales: estatal, autonómica y local. Fijación de un sistema de responsabilidades.

•Creación/designación de un ente único independiente de gestión y control de Ley de Cambio Climático y Transición Energética (p.ej.: Comisión intergubernamental- Público/privada) con la obligación de rendir cuentas anualmente a Congreso.

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El gas natural está permitiendo a los ciudadanos españoles mantener su consumo de electricidad sin restricción alguna este verano. Prueba de ello es el incremento de la demanda de gas para generación eléctrica (ciclos combinados) con respecto al primer semestre del año pasado, aumentando en un 19,8%, según datos de Enagás, y avalando de esta manera la necesidad de contar con el gas natural en el debate sobre el futuro energético en España; así lo ha hecho público recientemente la Asociación Española del Gas, SEDIGAS.

Así, el sector gasista y sus ciclos combinados fueron la principal fuente de generación eléctrica durante cinco días consecutivos durante la segunda semana del mes de julio. Siempre superando el 19%, el gas se convirtió en la fuente energética con mayor peso dentro del mix eléctrico.
A dicho récord cabe sumarle otros dos de finales de junio, y es que el 21 y el 22 de junio la representatividad de los ciclos combinados en el total del mix de generación eléctrica alcanzó las cuotas más elevadas de 2017, con un 27,6% y un 27,4% respectivamente que convirtieron al gas natural, ambos días, en la fuente energética mayoritaria para la generación eléctrica.

Todos estos récords ponen de manifiesto el papel fundamental que el gas natural desempeña para garantizar el suministro eléctrico, especialmente en escenarios de olas de calor y de frío. En este periodo en concreto (primer semestre 2017), el incremento de la demanda para generación eléctrica (ciclos combinados) ha estado motivado principalmente por una menor eolicidad (-12%) y hidraulicidad (-51.7%) en la generación de electricidad.

El consumo de gas natural crece un 6,5% en el primer semestre de 2017

El consumo de gas natural en el mercado nacional alcanzó la cifra de 169,076 TWh en la primera mitad de 2017, el dato, representa un incremento de la demanda del 6,5 % en relación con el mismo período de 2016 y supone un total de 14,5 bcm de gas natural.

Durante el primer semestre de 2017, la demanda convencional (doméstico-comercial e industria, incluida en esta última la demanda para usos no energéticos) se ha incrementado en un +4,3 % con respecto al mismo periodo de 2016.

Dentro del mercado convencional, se estima que la demanda del mercado doméstico comercial ha descendido un 4,1%, según Sedigas, debido a unas temperaturas más cálidas en el primer semestre del año. Desde el mes de marzo la temperatura media por meses ha sido superior a + 2,2ºC a las dadas el año pasado durante el mismo periodo que ha provocado un menor uso de la calefacción durante estos meses.

La industria es el destino del 64% de la demanda total de gas natural en España

En este primer semestre del año 2017 las ventas estimadas en el mercado industrial aumentaron el +7,9%, según Sedigas, sin tener en cuenta la materia prima y según nuestras estimaciones. El mercado industrial es el destino más destacado del gas natural consumido, con una cuota aproximada del 64% del total de la demanda del gas natural en el mercado nacional, según datos de Sedigas. En este mercado señalar la continuidad en el mayor uso de la cogeneración para la producción de electricidad. Según los datos de REE el vertido de electricidad de las empresas cogeneradoras a la red se ha incrementado un 11,5% con respecto al mismo periodo de 2016.

Burbo Bank Extension, un nuevo parque eólico marino capaz de satisfacer la demanda eléctrica de más de 230.000 viviendas, fue inaugurado oficialmente en una ceremonia en Liverpool el pasado 18 de mayo. El parque eólico marino, construido por una empresa conjunta entre DONG Energy (50%) y sus socios PKA (25%) y KIRKBI A/S, empresa matriz del Grupo LEGO (25%), es el primer parque eólico marino del mundo en utilizar comercialmente los aerogeneradores marinos MHI Vestas V164-8.0 MW.

Sólo uno de estos aerogeneradores marinos produce más energía que la totalidad de Vindeby, el primer parque eólico marino construido por DONG Energy hace 25 años en Dinamarca. De esta manera Burbo Bank Extension muestra la rápida innovación en la industria eólica marina. Hace menos de diez años, en Burbo Bank, se instalaron los primeros aerogeneradores de Siemens 3.6 MW y en este corto tiempo los aerogeneradores han duplicado su potencia.

 

Impulsar la innovación de esta manera reduce el coste de la electricidad de la energía eólica marina y ayudará a impulsar la industria eólica marina en todo el mundo. El proyecto también ha ayudado a desarrollar la cadena de suministro de Reino Unido. Es el primer parque eólico marino que utiliza palas fabricadas en Reino Unido y la orden para piezas de transición fue la primera para la fábrica Teesside Offshore Structures Britain.

DONG Energy está construyendo una nueva planta de operaciones , con una inversión multimillonaria, en Merseyside que servirá tanto a Burbo Bank Extension como al parque eólico existente en la zona, Burbo Bank. Se crearán hasta 75 puestos de trabajo durante la construcción de la instalación, mientras que alrededor de 45 personas estarán permanentemente empleados en el sitio una vez que esté operativo a finales de este año.

En general, los actores que intervienen en el sector eléctrico (productores, operadores del sistema, organismos reguladores, gobiernos, etc.) se enfrentan con un gran reto a corto plazo a la hora de asegurar un sistema sostenible, económico y fiable. Las fluctuaciones diarias, semanales y estacionales de la demanda eléctrica son cada vez más y más marcadas, particularmente en las economías con un mayor peso del sector servicios y un menor peso de la industria. El otro factor significativo que causa fluctuaciones es el impacto en el sistema de las energías renovables intermitentes. Debido a la preocupación por el cambio climático, muchos países se han embarcado en ambiciosos planes de reducción de emisiones de CO2 (por ejemplo, el programa 20-20-20 de la Unión Europea). Sin embargo, la integración de importantes cantidades de generación eléctrica de origen renovable no es nada fácil desde el punto de vista del sistema eléctrico.

Por naturaleza, las energías eólica y solar son intermitentes. En la mayoría de emplazamientos los aerogeneradores sólo funcionan a su potencia nominal durante el 20% del tiempo, e incluso en emplazamientos óptimos, como en el mar, sólo el 30% del tiempo. De forma parecida, y debido a la variación de la radiación solar y al efecto de las nubes, la capacidad de un panel solar fotovoltaico está en máximos sólo durante el 20% del año aproximadamente.

Además, la energía renovable tiene prioridad de despacho siempre que sea posible, tanto debido a los incentivos que hacen atractivas las inversiones en estos activos, como porque tiene sentido utilizar las renovables todo lo posible por su bajo coste marginal. Por lo tanto, para poder casar la oferta con la demanda, en los grandes sistemas eléctricos las centrales térmicas tendrán que compensar en tiempo real decenas de gigavatios de origen renovable que fluctúan arriba y abajo. Esto aumentará la necesidad de más ge¬neración firme y flexible para equilibrar el sistema, lo que también requerirá que se desarrollen nuevos tipos de mercados eléctricos. Leer mas…

División Power Plants de Wärtsilä

Artículo publicado en: FuturENERGY Mayo 2015

El Banco Europeo de Inversiones (BEI) prestará 10 millones de euros para financiar la construcción de una línea de transmisión de energía eléctrica y una estación de corriente continua de alto voltaje con el fin desarrollar un vínculo entre Armenia y Georgia. La nueva infraestructura eléctrica profundizará en la integración regional al facilitar el comercio de energía entre los dos países y les proporcionará un mejor acceso a los mercados europeos de la electricidad.

El proyecto consiste en la construcción de una nueva estación “back-to-back” en Ayrum (Armenia) cerca de la frontera de Georgia y una línea de transmisión de energía que une los dos países. Se ha diseñado para proporcionar una cobertura segura y económicamente eficiente de la creciente demanda de electricidad

El proyecto también está siendo apoyado por un préstamo de 85,2 millones de euros del financista principal KfW Bankengruppe en nombre del Gobierno alemán, una subvención de 10 millones de euros del Fondo de Inversión de Vecindad de la UE (NIF), y los recursos propios de Armenia (1,5 millones de euros) y Georgia (6,6 millones de euros)

El ministro de Finanzas de Armenia Gagik Khachatryan comentó: “El desarrollo del sector de la energía es de crucial importancia para el crecimiento de la economía de Armenia. En este contexto, apreciamos altamente la cooperación del BEI y KfW en la concesión de préstamos a largo plazo para apoyar este proyecto y la voluntad de la Comisión Europea de considerar la posibilidad de una subvención a través del NIF. Esperamos que nuestros esfuerzos conjuntos en este proyecto sirvan al objetivo de garantizar un sistema energético fiable

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La reducción de la demanda eléctrica y la infrautilización de los Ciclos Combinados ha obligado a estas centrales a hibernar o realizar múltiple paradas y arranques en tiempos record en función de la demanda de electricidad. En el momento en que las condiciones de mercado de una central no permiten siquiera la recuperación de los costes fijos de explotación, la hibernación parece una buena alternativa. Sin embargo, el proyecto de Ley de Reforma del Sistema Eléctrico plantea múltiples interrogantes que, aunque en proceso de análisis, aún plantean una gran problemática.

Los Responsables de Operación y Mantenimiento de estas instalaciones se esfuerzan en conservar una tecnología que lleva meses y/o años sin operar a la espera de que se aclaren las dudas sobre un posible RD de hibernación.


Tras el éxito en anteriores ediciones, iiR presenta de nuevo su programa Técnicas de Conservación de CC.CC. en Parada con el objetivo de ofrecer un abanico de múltiples técnicas y experiencias en materia de conservación para hacer frente a la coyuntura actual. Un seminario de carácter práctico en el que podrá:

  • Analizar todos los parámetros a considerar previos a la conservación
  • Presentar las técnicas de conservación de una CTCC
  • Estudiar los aspectos críticos en las conservaciones en parada larga y en parada corta
  • Analizar cómo debe ser un programa de desconservación
  • Aprender a realizar un balance técnico, económico y de RR.HH. de un proceso de conservación

Tendrá lugar el 23 de Septiembre de 2014 en Madrid.

Factura eléctrica cero una granja porcina gracias a una instalación fotovoltaica aislada

En toda Cataluña hay unas 6.000 explotaciones porcinas, con un total aproximado de 7 millones de animales. Muchas de estas granjas se encuentran al final de la línea eléctrica con potencias de acometida limitadas, motivo por el cual la red no puede abastecer su elevada demanda eléctrica.

Para responder a esta demanda los granjeros conectan grupos electrógenos de entre 20 y 150 kW de potencia que funcionan en paralelo o secuencialmente con la red. Si bien la incorporación de estos grupos electrógenos cubre la demanda eléctrica, el coste de esta generación se sitúa por encima de los 0,35 €/kWh y adicionalmente tiene un impacto medioambiental negativo.

Es ahí donde la fotovoltaica con acumulación y basada en los sistemas Sunny Island cobra todo su sentido económico y ecológico, reduciendo por un lado el consumo del combustible fósil y por otro el coste medio de generación eléctrica.

Reducir el coste de la energía de una granja sin conexión a la red eléctrica

Una granja porcina situada en la franja de Ribagorza (Huesca) y aislada de la red eléctrica, funcionaba históricamente con grupos electrógenos, alternados automáticamente por potencia, así se intentaba hacer más eficiente todo el conjunto, toda vez que su consumo anual de gasoil hacía muy difícil su viabilidad.

Electricidad Soma S.A., que siempre ha realizado el mantenimiento energético de la granja, propuso a la propiedad un salto cualitativo y apostar por los sistemas fotovoltaicos con acumulación. Propuso un estudio de la viabilidad, eficiencia y rentabilidad de las medidas necesarias para cubrir los 72.270kWh anuales que se requieren para el funcionamiento de la explotación.

La solución propuesta fue el sistema MultiCluster de SMA, con vistas a poderse ampliar en el futuro. Se instaló un MC Box 12.3, con solo dos clústers de tres Sunny Island 8.0H cada uno, con un grupo de baterías de 1.750 Ah (C10) y dos inversores de SMA modelo Sunny Tripower de 17kW, así como un generador de 80 kVA como sistema de apoyo y otro de emergencia de 40 kVA. La instalación cuenta con 136 paneles de 250Wp que aportan un total de 34kWp al conjunto.

La propiedad construyó una caseta hecha a propósito para albergar la instalación, siguiendo las directrices de Electricidad Soma, S.A. Así pues el tejado de una sola cara, está totalmente orientado al sur y con una inclinación del 30%, lo que permite una muy buena captación, y una pérdida de energía por transporte casi nula, ya que las distancias entre producción y almacenamiento/distribución son insignificantes.

COMEVAL