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Para dar comienzo a la Global Wind Summit, Siemens Gamesa Renewable Energy (SGRE) celebrará la ceremonia de finalización de su instalación de almacenamiento de energía térmica y eléctrica (ETES) en Hamburg-Altenwerder. Con este innovador sistema de almacenamiento, Siemens Gamesa responde a uno de los desafíos clave a los que se enfrenta la transición energética: cómo hacer que la oferta y la demanda de electricidad a partir de energías renovables sea más flexible. La instalación puede almacenar hasta 30 MWh de energía y ofrece una escalabilidad máxima a un bajo coste de inversión. La instalación piloto se encuentra actualmente en fase final de construcción, y todos los edificios y componentes principales de la instalación de almacenamiento ya se han completado.

La instalación de almacenamiento, capaz cubrir las necesidades diarias de energía de 1.500 hogares alemanes, se pondrá en marcha en 2019. Científicos del Instituto de Dinámica de Fluidos Térmicos de la Universidad Técnica de Hamburgo y el proveedor de energía Hamburg Energie han participado en la desarrollo. Hamburg Energie venderá la energía almacenada en los mercados energéticos. El proveedor municipal de energía de Hamburgo desarrolló una plataforma de TI a la que está conectada la unidad de almacenamiento. La plataforma garantiza que se obtenga el máximo posible de ganancias mediante un uso optimizado de almacenamiento. El Ministerio Federal de Economía y Energía está promoviendo el desarrollo de almacenamiento como parte del proyecto Future Energy Solutions.

Las energías renovables están disponibles en grandes cantidades cuando hay mucho viento y sol, a menudo más de lo que las redes eléctricas pueden transportar hoy en día. Las instalaciones de almacenamiento se utilizan para compensar períodos de baja producción, por ejemplo, cuando hay una pausa o está oscuro. Sin embargo, muchas instalaciones de almacenamiento tienen capacidades limitadas o las tecnologías de almacenamiento son demasiado caras. Con ETES, Siemens Gamesa ha desarrollado una instalación de almacenamiento que reduce los costes de construcción y operación de mayores capacidades de almacenamiento a una fracción del nivel habitual para el almacenamiento en baterías. En uso comercial, la tecnología puede almacenar energía a un coste de menos de 10 cent€/kWh.

El principio térmico simple de la instalación de almacenamiento se basa en componentes conocidos, combinados de forma diferente. Por ejemplo, los ventiladores y los elementos de calefacción de fabricación en serie se utilizan para convertir energía eléctrica en un flujo de aire caliente. Lo mismo se aplica a la reconversión: una caldera de vapor altamente dinámica de Siemens se utiliza en serie con una turbina de vapor para producir electricidad al final de la cadena de almacenamiento. Siemens Gamesa ha invertido la mayor parte de la investigación en el contenedor aislante, lleno de una roca de relleno, el núcleo de la innovación. En este proyecto de investigación, el equipo de Siemens Gamesa investigó los principios de dinámica de fluidos y dinámica de la tecnología de almacenamiento de material a granel. Sus hallazgos permiten escalar a la escala actual.

Una opción muy interesante de esta tecnología es convertir las centrales térmicas retiradas en instalaciones de almacenamiento de energía renovable de alto rendimiento y bajo coste. Con esta segunda opción, la mayoría de los componentes, como la conexión a la red, las turbinas y los generadores, se pueden seguir utilizando.

Después de extensas pruebas, la nueva instalación de almacenamiento entrará en operación regular en asociación con Hamburg Energie GmbH.

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El vicepresidente de Movilidad y Transporte del AMB, Antoni Poveda, presentó ayer, lunes 17 de septiembre, el nuevo servicio de bicicleta eléctrica pública compartida metropolitana, bajo el nombre de E-Bicibox, que se implantará inicialmente en 12 municipios metropolitanos, y funcionará con bicicletas eléctricas de 7.00 a 24.00 horas los 365 días del año. Este servicio se empezará a instalar en varios municipios de la Metrópolis Barcelona durante este otoño y se prevé que se ponga en marcha a principios del año 2019.

“Coincidiendo con la semana de la movilidad sostenible, el AMB quiere dar un paso más y presenta este nuevo servicio, que refuerza la estrategia metropolitana para convertir la bicicleta en un transporte diario metropolitano más y, en general, para promover y facilitar un verdadero cambio de hábitos y potenciar una movilidad más limpia y sostenible”, explicó el Vicepresidente de Movilidad y Transporte del AMB, Antoni Poveda.

El objetivo estratégico del AMB es ayudar a reducir la contaminación atmosférica y mejorar la calidad del aire de la Metrópolis Barcelona. En este sentido, Poveda ha recordado también otros proyectos del AMB, que tienen como protagonista la bicicleta. “Entre otros, estamos construyendo carriles bici, desarrollando la Bicivia y ayudando a la compra de bicicletas eléctricas”, ha recordado.

Implantación inicial del servicio

El AMB ha previsto empezar, los primeros meses de 2019, con una flota inicial de 300 bicicletas eléctricas de uso compartido, repartidas en 45 módulos de 14 plazas exclusivas para el servicio @e-Bicibox. “Una vez consolidada esta primera fase, iremos dando respuesta a la demanda de la ciudadanía y de otros municipios metropolitanos”, explicó Poveda.

En total, el AMB ha previsto cerca de 630 plazas para garantizar una disponibilidad alta de plaza de estacionamiento libre a cualquier módulo. En cada módulo, se prevén 6-7 plazas con bicicletas eléctricas a disposición de los usuarios y 7-8 plazas vacías para posibles regresos.

Esta oferta estará distribuida, inicialmente, en 12 municipios metropolitanos que prácticamente forman un continuo urbano: Castelldefels, Cornellà de Llobregat, Esplugues de Llobregat, Gavà, L’Hospitalet de Llobregat, El Prat de Llobregat, Sant Boi de Llobregat, Sant Cugat del Vallès, Sant Feliu de Llobregat, Sant Joan Despí, Sant Just Desvern y Viladecans.

El objetivo del AMB, en este sentido, es ir ampliando el servicio en función de la demanda, y llegar en un futuro a cubrir todos los municipios metropolitanos.

Funcionamiento del servicio

Este nuevo servicio será una nueva prestación y un nuevo abono del servicio Bicibox actual. Funcionará con bicicletas eléctricas ubicadas en módulos cerrados e-Bicibox, disponiendo cada bicicleta de una plaza a individual con puerta cerrada.

Para hacer uso de este nuevo servicio, habrá que ser usuario registrado y disponer de una tarjeta sin contacto que identificará a la persona usuaria y le permitirá acceder al servicio.

El abono del servicio tendrá un esquema tarifario que incluye una cuota anual, de 30€ al año, y una tarifa según franjas temporales de uso. Promocionalmente, los primeros 30 minutos serán gratuitos.

Inicialmente, el e-Bicibox será un servicio operativo durante 17 horas, 7 días a la semana y 365 días al año. El horario se irá adaptando en un futuro en función de la demanda y el uso del mismo. El nuevo servicio e-Bicibox estará operativo inicialmente entre las 7.00 h y las 24.00h.

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El nuevo grupo electrógeno MTU Onsite Energy 20V 4000 DS3600 ha sido lanzado recientemente al mercado. Basado en motores de la Serie 4000 mejorada de MTU, el grupo electrógeno DS3600 20V 4000 supera significativamente las ofertas anteriores con un aumento del 10% hasta alrededor de 3.000 kW de potencia eléctrica (3.730 kVA) en modo standby y unos 2.700 kW de potencia eléctrica (3.390 kVA) como generador primario de energía. Los primeros modelos de este motor de la serie 4000 tienen un historial probado con más de 23.000 unidades vendidas para aplicaciones de generación de energía.

Más de 30 de estas nuevas unidades ya están configuradas para su entrega en 2018. La mayor parte del envío inicial, 75 MW en conjunto, está destinado a un grupo mundial de Internet para generar energía de reserva para su centro de datos europeo. MTU Onsite Energy ya ha anunciado un avance a un nivel aún más alto en la forma del grupo electrógeno diesel DS4000 de 20V 4000 que entrega aproximadamente un 16% más de potencia salida, 3.200 kW de potencia eléctrica (4.000 kVA de potencia de reserva), en comparación con ofertas anteriores. En alrededor de 20 m2, ambas unidades ocupan poco espacio.

El diseño optimizado del motor aumenta el rendimiento

Las demandas de potencia cada vez mayores en aplicaciones de misión crítica, como las de los centros de datos, aeropuertos u hospitales, requieren el uso de motores cada vez más potentes, como la Serie 4000 mejorada de MTU, para permitir que los grupos electrógenos avancen sin problemas y cubran la demanda si surge una contingencia

El rendimiento se ha potenciado mediante la optimización del diseño del motor para permitir una mayor BMEP (presión media efectiva) en los cilindros, y la instalación de un turbocompresor rediseñado y equipos periféricos modificados con algunos componentes astutamente emparejados.

Un grupo electrógeno supera el estándar

La experiencia interna en todas las tecnologías clave involucradas aquí, junto con herramientas de simulación y análisis de vanguardia, han permitido desarrollar una generación de motores con que el nuevo grupo electrógeno diesel puede incluso superar el estándar. Una razón es el alto factor de carga del motor que permite que el grupo electrógeno en espera funcione al 85% de su potencia máxima en promedio, un valor que supera los requisitos establecidos en ISO-8528-1 en un 15%. Además, el generador puede funcionar hasta 500 horas al año en su papel principal como fuente de energía de reserva. Este valor va más allá de las 200 horas especificadas en el estándar.

En caso de un corte de energía, entregar una fuente de alimentación fiable en cuestión de segundos es la clave. Los centros de datos con sus sensibles instalaciones de TI presentan el desafío adicional de mitigar las fluctuaciones de tensión y frecuencia. Por lo tanto, estos grupos electrógenos se han desarrollado para frenar estas variaciones por diseño. Recibir el primer pedido del nuevo grupo electrógeno de un jugador global en Silicon Valley es un gran honor.

Certificado para alimentar la red pública

Los grupos electrógenos de la Serie 4000 cumplen con las directrices de VDE (la Asociación Alemana de Tecnologías Eléctricas, Electrónicas y de Información) y están certificados para funcionar en paralelo a la red. Esto permite a los usuarios alimentar la red pública con un beneficio y salvaguardar el suministro en caso de emergencia. En términos de eficiencia energética, este es también un enfoque sensato para hacer frente a las inestabilidades de la red cada vez más comunes derivadas del uso de energías renovables. Los grupos electrógenos diesel certificados de MTU Onsite Energy cumplen todos los requisitos al cumplir los criterios técnicos para hacer esto.

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Pamplona se suma al grupo de ciudades que apuesta por la electrificación en sus rutas de bus urbano de la mano de Vectia, compañía participada por Grupo CAF y Sodena y especializada en el desarrollo de soluciones de transporte urbano híbridas y eléctricas. De este modo, la línea número 9 de la localidad, que une Renfe con la Universidad Pública de Navarra, se convertirá en la primera de Navarra en operar en modo 100% eléctrico.

Para ello, Vectia –filial de Grupo CAF- desarrollará una infraestructura específica similar a la que puso en marcha el año pasado en la ciudad de Valladolid y que incluye la dotación de seis autobuses modelo Veris.12 Fast Charge, con baterías de 44 kWh, que operarán en modo eléctrico en los más de 6 km de longitud de la ruta y podrán cargar sus baterías, en tan solo tres minutos, en dos puntos habilitados especialmente para ello ubicados en los extremos de la línea. Estos vehículos cargan a través de un sistema basado en el estándar Opp Charge (con una potencia de 300 kWh).

Características técnicas

Paralelamente, los Veris.12 Fast Charge que Vectia pondrá en marcha en Pamplona están dotados de una cadena de tracción totalmente eléctrica y de un sistema de acumulación de energía basada en baterías de ion-litio, lo cual permite operar en modo cero emisiones durante todo el día.

De piso bajo integral, son autobuses de 12 m de largo por 2,55 de ancho. Su accesibilidad está garantizada gracias a una doble rampa (eléctrica y manual) que permite que puedan subir a bordo personas que viajen en silla de ruedas. El Veris.12 habilita, también, en su interior varios espacios para pasajeros con movilidad reducida. Además de destacar por su accesibilidad, la seguridad y el gran confort de marcha son las características diferenciales que han primado en el diseño interior de este modelo. Su tracción continua sin saltos, el control de potencia y frenado y la reducción de ruidos y vibraciones en su interior favorecerán una mejor experiencia para el usuario.

Con la implantación de esta infraestructura, la Mancomunidad de la Comarca de Pamplona y Navarra se sitúan a la vanguardia en la habilitación de soluciones de transporte urbano basadas en la electromovilidad, inspiradas en los principios de sostenibilidad y respeto ambiental.

Sostenibilidad económica

Además, la solución que Vectia desarrollará para Pamplona favorecerá el ahorro económico a la empresa operadora puesto que posibilita que se reduzca el coste de la explotación de la ruta. El modelo de carga rápida de los vehículos de Vectia permite utilizar menos baterías embarcadas que, a su vez, almacenan menor cantidad de energía más veces a lo largo del día. Por este motivo, pesan y cuestan menos.

De este modo, Vectia garantiza un menor coste de adquisición, operación y mantenimiento del vehículo por lo que, la propuesta de valor de la empresa favorece la sostenibilidad económica de la explotación de la línea. Junto a esto, las soluciones propuestas por Vectia permiten ahorros económicos adicionales puesto que posibilitan la eliminación de combustibles fósiles y de emisiones contaminantes (el coste de la no contaminación).

Ciudades inteligentes

Vectia continúa en Pamplona su senda de crecimiento y desarrollo comercial. A lo largo de este año, Vectia prevé implantar soluciones similares a la habilitada en Navarra en otras ciudades como es el caso de Irún, cuyo Ayuntamiento acaba de adjudicar oficialmente a Vectia la electrificación de su línea de bus urbano más concurrida.

Junto a esto, diversas ciudades como Vitoria y Las Palmas han apostado recientemente por el modelo Veris en sus diferentes modalidades de electrificación. Otras urbes, como Valladolid, han vuelto a confiar una vez más en Vectia, como lo demuestran los nuevos pedidos de vehículos adjudicados a la compañía.

Las soluciones de Vectia ayudan a las ciudades a cumplir las premisas de los modelos de ciudades inteligentes. En este sentido, se espera que para el año 2025 una parte importante de los urbanos que circulen por las grandes urbes europeas sean eléctricos y, en este apartado, Vectia está en condiciones de ofrecer respuestas solventes y contrastadas a las ciudades que se estén planteando dar el salto a este tipo de tecnologías.

Para cuando acabe 2018, serán más de 80 los autobuses de la empresa que circulen por diferentes ciudades.

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Grupo Nordex arranca el año con la solicitud de un pedido de 58 aerogeneradores AW132 / 3300 de la eléctrica Gas Natural Fenosa Renovables (GNFR).

El nuevo contrato contempla la instalación de seis parques eólicos, así como la prestación de servicios a los aerogeneradores durante varios años. Un acuerdo que demuestra el resurgimiento del mercado de la energía eólica en España y refuerza a Nordex en el mismo.

La construcción de los primeros aerogeneradores comenzará en el verano de 2018. Todos los proyectos se encuentran en provincias de España donde el Grupo Nordex tiene centros de montaje de aerogeneradores y de fabricación de palas. Además, las torres se fabricarán localmente utilizando un proceso desarrollado por el Grupo Nordex.

GNFR adjudicó los proyectos mediante un proceso de licitación llevado a cabo en 2017, en el que la empresa se situó entre los participantes más destacados.

“El mercado español está recobrando el impulso tras un prolongado periodo de calma, y los grandes clientes internacionales, como Gas Natural Fenosa, tienen una importancia estratégica fundamental para nosotros”, afirma Patxi Landa, Chief Sales Officer de Nordex SE.

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El Grupo PSA y el holding Nidec Leroy-Somer del fabricante japonés Nidec han decidido asociarse en el ámbito de los motores eléctricos mediante la firma de un acuerdo para la creación de una empresa conjunta. Este acuerdo se firmó el día 4 de diciembre de 2017 y localiza en Francia tanto el desarrollo como la producción de los principales componentes de la cadena de tracción eléctrica.

La asociación de Nidec Leroy-Somer y del Grupo PSA es una ventaja para ambos socios frente a los retos tecnológicos del futuro y permitirá desarrollar una gama de motores eléctricos a la vanguardia de la tecnología destinados a vehículos electrificados (vehículos mild-híbridos, híbridos recargables y eléctricos). El objetivo es responder a las necesidades del Grupo PSA, pero también a las de otros constructores.

La empresa conjunta resultante de este acuerdo se encargará del I+D, de la fabricación y de la comercialización de motores eléctricos de tracción con los más altos estándares del mercado, en especial para el Grupo PSA, pero también para otros constructores. Se basará en los conocimientos del Grupo PSA en el sector del automóvil y en los de Nidec Leroy-Somer en el campo de los motores y los equipos eléctricos.

Contexto y objeto de la colaboración

En el marco de la transición energética hacia una movilidad sostenible, la electrificación es esencial para resolver el problema del calentamiento global y para controlar la calidad del aire asegurando la participación en este proceso de todas las partes interesadas mediante un enfoque de la fuente a la rueda (“well to wheel”). La electrificación del automóvil está en plena expansión y el mercado de motores eléctricos destinados a automóviles debería doblarse en 2030 para situarse en los 6 billones de yenes (45.000 millones de €). Nidec juega un papel importante en este desarrollo y crea productos sobre la base de un excepcional dominio de la técnica de motores.

El Grupo japonés desarrolla activamente una nueva plataforma de crecimiento centrada, sobre todo, en el automóvil. Según su plan de objetivos estratégicos a medio plazo Vision 2020, Nidec espera alcanzar una cifra de negocios de entre 700.000 millones y 1 billón de yenes (de 5.400 a 7.600 millones de euros) en el sector del automóvil en 2020.

Nidec Leroy-Somer, resultado de la compra de Leroy-Somer por parte de Nidec en febrero de 2017, es el primer fabricante de motores eléctricos en Francia. Con una reputación de calidad en sus productos que ofrece a sus clientes de diferentes sectores industriales, destaca por su excelente relación calidad-precio.

El Grupo PSA, situado en segunda posición en el mercado europeo, acelera su transición hacia las tecnologías eléctricas (vehículos híbridos ligeros, híbridos recargables y eléctricos). En el marco del proceso de transición energética y de acuerdo con la ofensiva tecnológica del plan Push to Pass, el Grupo PSA diversifica su oferta tecnológica desarrollando motores híbridos de gasolina recargables y vehículos eléctricos de nueva generación.

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El pasado 15 de noviembre se llevó a cabo la evaluación de las ofertas económicas y posterior determinación de los resultados preliminares de la Tercera Subasta Eléctrica de Largo Plazo de 2017 en México.

Al igual que en las dos subastas anteriores, el Suministrador de Servicios Básicos (CFE Suministro Básico) comprará tres productos eléctricos: energía, potencia y certificados de energías limpias (CELs) a los generadores que resultaron ganadores. Gracias al establecimiento de la Cámara de Compensación por parte de CENACE, esta nueva subasta presentó una novedad importante, ya que estuvo abierta a compradores distintos al Suministro Básico. Así, además de CFE Suministro Básico, también presentaron ofertas Iberdrola Clientes y Menkent (CEMEX). Esto supone que se abren nuevas posibilidades para que los grandes consumidores de energía adquieran electricidad limpia a través de procesos competitivos, con la posibilidad de obtener mejores precios.

Con un alto grado de participación, 46 licitantes presentaron ofertas económicas, de las que finalmente 16 fueron seleccionadas preliminarmente, la subasta volvió a destacar por el bajo precio alcanzado, cerrándose a un precio promedio de la energía de 20,57 $/MWh, uno de los más bajos alcanzados internacionalmente.

Los resultados preliminares del 15 de noviembre, fueron validados por el CENACE en los días siguientes, dándose a conocer las ofertas ganadoras oficiales y el fallo definitivo una semana después, el 22 de noviembre.

En conjunto, las ofertas seleccionadas suman por año: 5,49 millones de MWh de energía, 5,95 millones de CELs, y 593 MW de potencia. Con esto quedó cubierto el 90,2% de la oferta de compra de energía, el 97,8% de la oferta de compra de CELs y el 41,9% de la oferta de compra de potencia.

Los proyectos seleccionados en la subasta suman una potencia total de 2.562 MW, repartidos en 15 nuevas centrales de energías limpias en ocho estados del país: nueve solares, cinco eólicas y una de gas. En cuanto a la potencia (capacidad firme) que se venderá como resultado de la subasta, predominó la tecnología de gas, con el 84,36% de la potencia vendida. Las tecnologías solar fotovoltaica y eólica también participaron en la venta de potencia, con el 1,69% y 13,95% respectivamente.

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En cuanto a la venta de energía y CELs, predominó la tecnología solar fotovoltaica, a la que corresponde el 55,35% de la energía que se venderá y el 58,31% de los CELs, en cuanto a la energía eólica, le corresponden el 44,65% de la energía que se venderá y el 41,69% de los CELs.

La energía limpia adquirida en esta subasta equivale aproximadamente al 1,78% de la generación anual de electricidad en México. Dicho resultado representa una aportación importante para cumplir la meta de generar el 35% de la energía eléctrica en México a partir de fuentes limpias para el año 2024.

La puesta en marcha de estas nuevas infraestructuras supondrá una inversión estimada de 2.369 M$ en los próximos 3 años.

Precios

Los resultados muestran precios altamente competitivos en comparación con la anterior subasta. Los precios promedio correspondientes a las ofertas seleccionadas fueron:

  • Energía limpia (energía + CEL): 20,57 $/MWh + CEL (38,54% inferior al de la subasta anterior), y entre los más bajos alcanzados a nivel internacional.
  • Potencia: 36.253 $/MW-año.

Estos precios representan ahorros del 65,7% para la energía limpia y del 34,33% para la potencia con respecto a los precios máximos de las ofertas de compra, que eran de 60 $/MWh para la energía limpia y 55.200 $/MW-año para la potencia.

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7.451 MW de nueva capacidad de generación limpia, gracias a las subastas

Tras la conclusión de las tres Subastas Eléctricas, se sumarán 7.451 MW· de nueva capacidad de generación limpia, con cerca de 9.000 M$ de recursos, que permitirán a México acercarse a la meta nacional de alcanzar en 2024 un 35% de generación proveniente de fuentes energéticas verdes. En solar y eólica, al inicio de la administración sólo se contaba con un 4% de la generación eléctrica total del país, con los nuevos proyectos, este porcentaje se elevará hasta el 11%.

En el acto celebrado el 22 de noviembre, el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell aprovechó para anunciar el lanzamiento de la cuarta Subasta Eléctrica de Largo Plazo que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) dará a conocer durante el primer semestre del 2018.  Y también, la primera Subasta de Mediano Plazo que llevarán a cabo la SENER junto con el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).

Asimismo, destacó que ya se trabaja en las bases de licitación del proyecto para conectar a Baja California con el Sistema Interconectado Nacional a través del estado de Sonora. Con una inversión de 1.109 M$ y un circuito de casi 2.000 km de longitud, que además de mejorar la fiabilidad del sistema eléctrico y la integración energética con Norteamérica, permitirá incorporar cerca de 2.000 MW de energía solar y eólica en los próximos 15 años en la región noroeste del país.

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El pasado 2 de noviembre el Gobierno chileno realizó el Acto de Comunicación de la Adjudicación de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Potencia y Energía Eléctrica 2017/01, que ofreció 2.200 GWh/año de energía, que abastecerá las necesidades de electricidad de clientes regulados (hogares y pymes) del Sistema Eléctrico Nacional durante 20 años a partir de 2024.

El programa de esta “Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Potencia y Energía Eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios (Licitación de Suministro 2017/01)” comenzó en diciembre del pasado año con el envío de las bases preliminares a las empresas distribuidoras de electricidad y continuó con la publicación de las bases definitivas de este proceso en enero de este año.

A esta subasta se presentaron 24 empresas generadoras nacionales y extranjeras, principalmente con energías renovables. Según la CNE aproximadamente un total de 20.700 GWh de energía fue presentada en esta licitación, casi 9 veces la energía solicitada. Las empresas presentaron precios que partieron en los 21,48 $/MWh y finalmente se adjudicó a un precio promedio de 32,5 $/MWh, incorporándose nuevos actores al mercado eléctrico, de los cuales la mayoría pertenece al mundo de las energías renovables.

Esta licitación es la tercera que realiza el Gobierno con la Ley de Licitaciones N°20.805 y considera siete bloques de suministro, compuesto por bloques horarios que suman 1.700 GWh, y por bloques trimestrales que suman 500 GWh de energía, todos vigentes desde el 1 de enero de 2024 hasta el 31 de diciembre de 2043.

En esta oportunidad, el 100% de la energía adjudicada fue energía renovable, limpia, equivalente a aproximadamente 600 MW de potencia instalada en nuevos proyectos renovables, y que, de acuerdo con fuentes gubernamentales podría atraer cerca de 1.000 M$ en inversión en nueva infraestructura para el país.

El actual gobierno ha realizado ya otras dos licitaciones. La primera subasta fue en octubre de 2015 por 1.200 GWh/año, donde se presentaron 30 ofertas, todas de energías renovables, logrando un precio promedio de 79,3 $/MWh, monto 40% menor al de la licitación de 2013, que había alcanzado 129 $/MWh. En la segunda subasta, de 2016, por 12.430 GWh/año, se recibieron 84 ofertas y se adjudicó a un precio promedio de 47,6 $/MWh.

El precio de la energía alcanzado en esta licitación es un hito en el sector, ya que es el precio más bajo que se ha dado en Chile. Gracias a las subastas el precio de la energía para los hogares chilenos se ha reducido en un 75% en los últimos tres años. Actualemente el precio de la energía que están pagando los hogares es de 90 $/MWh, producto de contratos celebrados hasta 2014. Ahora, con esta licitación, se espera que los nuevos contratos vayan bajando paulatinamente a precios en torno a 50 $/MWh, lo que irá en directo beneficio de los hogares.

Los adjudicatarios

Enel Generación Chile S.A, Energía Renovable Verano Tres Spa, Atacama Solar S.A., Cox Energía Spa y Atacama Energy Holdings S.A. son las cinco empresas adjudicatarias de este nuevo y exitoso proceso que ofertó 2.200 GWh/año de energía, y que permitirá abastecer a miles de hogares y pymes a partir del año 2024.

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Orbis introduce en el mercado los primeros cargadores domésticos monofásicos inteligentes VIARIS COMBI, que incluyen de serie: modulador de carga en función del consumo de la vivienda, comunicación wi-fi, control de la programación horaria para el aprovechamiento de la tarifa eléctrica y sensor táctil de activación. Cabe destacar que el cargador inteligente VIARIS COMBI adapta la carga del vehículo eléctrico al consumo de la vivienda en tiempo real, de forma que carga más rápido cuando demanda menos energía en la vivienda y viceversa.

De esta forma, VIARIS COMBI evita que se supere el límite de potencia del contrato y por tanto que ocurran los incómodos cortes de suministro por exceso de potencia. En definitiva, se consigue la mayor recarga en el menor tiempo posible, sin sobrepasar la potencia contratada.

Está dotado de comunicación wi-fi de manera que se podrá visualizar en el móvil los datos de consumo del cargador, el histórico de recargas, el estado actual del cargador y todos los detalles de la carga del vehículo.

Así mismo, este cargador inteligente incorpora un módulo de control de tarifas horarias. De esta forma, se podrá programar en qué franjas horarias se prefiere cargar el vehículo para aprovechar las tarifas más económicas que ofrece la comercializadora de energía. En cualquier momento se podrá saltar la programación y forzar una carga urgente si es necesario.

Otra interesante funcionalidad de este cargador, es la entrada de control domótico. VIARIS COMBI dispone de una entrada de control externo mediante la cual se puede comandar la carga del vehículo. Esta función está especialmente diseñada para integrar el cargador en un sistema domótico de control de la vivienda.

La Instrucción Técnica Complementaria (ITC) BT-52 define las protecciones que debe llevar la instalación de un cargador de vehículo eléctrico: medidas de protección contra sobrecorrientes, diferencial y contra sobretensiones temporales y transitorias. VIARIS COMBI está diseñado para albergar todas estas protecciones en su interior sin necesidad de instalar cuadros de protección adicionales. De hecho, como opción el cargador, puede suministrarse con todas las protecciones definidas en la (ITC) BT-52 incorporadas.

En el caso de utilizar el esquema 2 de la ITC-BT-52 en el que el cargador se conecta directamente al contador de compañía, el cargador VIARIS COMBI puede incorporar un dispositivo de rearme automático que permite que en caso de disparo del limitador del contador de compañía, éste se rearme sin necesidad de desconectar el cargador. Cuando se ha estabilizado el suministro el cargador automáticamente vuelve a conectarse a la red y reanuda la carga.

Disponible con una o dos salidas tanto de base de conexión como de manguera. Su flexibilidad de configuración hace que este producto de respuesta a cada necesidad particular de los usuarios de vehículos eléctricos.

Su robustez, así como su facilidad de instalación y uso, son aspectos que se han tenido muy en cuenta a la hora de diseñar estos equipos. Todo ello, unido a su atractivo diseño, hacen que en este cargador se consiga la unión perfecta entre estética y eficiencia.

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Endesa ha adjudicado a la empresa Electro Power Systems (EPS) la construcción de una batería de ión de litio de 20 MW de potencia y 11,7 MWh de capacidad. Comienza así el proceso de construcción de la que será la mayor batería instalada de España, que permitirá a la Central de Carboneras (Almería) adaptarse a las necesidades del sistema eléctrico sin alterar su ritmo de generación. Está previsto que el proyecto esté listo en junio de 2018.

Endesa invertirá más de 11,5 millones de euros en el proyecto, el cual incluye el suministro e instalación del banco de baterías, inversores y transformadores elevadores de tensión, y dos transformadores auxiliares para la conexión con la central adjudicados a la empresa ABB.

 

La central de Carboneras está diseñada para operar en base, es decir, para generar electricidad constantemente, algo que ha llevado a cabo desde la puesta en marcha del primer grupo en 1985. El diseño original de la central está adaptado al sistema eléctrico de los últimos 30 años y tiene que adaptarse al sistema actual, con una notable penetración de energías renovables intermitentes (principalmente eólica) que le obligan a modular su producción y aplicar funciones de respaldo para cubrir la demanda en todo momento.

La instalación de un gran sistema de almacenamiento de energía que se conectará a la red auxiliar de la central, dotará a la planta de flexibilidad y mejorará su respuesta ante fluctuaciones de carga en el sistema de electricidad actual derivadas de la intermitencia producida por el aumento de la penetración de las renovables. Además, también se espera que la batería reduzca los costes de mantenimiento de los principales componentes de la central y alargue su vida útil.

Asimismo, la central de Carboneras se encuentra en proceso de adaptación de sus sistemas a la normativa medioambiental europea, la cual obliga a reducir las emisiones de NOx y SO2. Se espera que Endesa invierta unos 240 millones de euro en este proceso.

El proyecto forma parte del conjunto de iniciativas que está desarrollando el Grupo Enel, matriz de Endesa, para posicionarse en esta nueva tecnología, la cual cuenta con grandes perspectivas de crecimiento dentro del segmento de los servicios públicos gracias a sus características técnicas y su rápida velocidad de respuesta, así como a la reducción de costes que se está produciendo en esta tecnología.

El pasado mes de mayo, Enel adquirió el sistema de almacenamiento de energía de baterías (BESS, por su sigla en inglés) de Tynemouth (Newcastle, Reino Unido), una batería de iones de litio con una capacidad de 25 MW (12,5 MWh) que estará terminada a principios de 2018.

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