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Carlo Gavazzi lanza dos gateways, SIU-MBC y SIU-MBM, para aplicaciones de eficiencia energética y asignación de costes en medición principal (gas, electricidad, agua y calefacción).

La combinación del SIU-MBM (convertidor de MBUS a MODBUS/TCP) y nuestra plataforma UWP3.0 proporciona a los usuarios un sistema capaz de supervisar las redes de medidores y sensores de M-Bus, M-Bus inalámbrico y MODBUS al mismo tiempo, para visualización de registro de datos local o comunicación remota.

Al utilizar el SIU-MBC (contador de pulsos) las entradas de pulsos de los medidores principales de interiores o exteriores se convierten fácilmente en totalizadores M-Bus inalámbricos para una supervisión sin errores.

Nuestro software UCS (software de configuración universal) gratuito permite configurar fácilmente el sistema en funcionamiento, lo que reduce los costes de instalación.

Gracias a esta solución, es posible integrar cualquier red M-Bus y M-Bus inalámbrica, manteniendo todos los beneficios que ofrece nuestro sistema UWP 3.0 y gestionar una amplia gama de escenarios.

Características técnicas principales:

SIU-MBM (SIU-MBM-01 / SIU-MBM-02
•Entrada M-Bus, hasta 20 medidores/sensores.
•Entrada M-Bus inalámbrico (solo SIUMBM-02) hasta 32 medidores/sensores
•Salida MODBUS/TCP
•Alimentación: 24VCC
•Montaje en carril DIN (4 módulos DIN)
•Configuración por software UCS (compatible con UWP 3.0)

SIU-MBC
•2 entradas de contador de pulsos
•Comunicación M-Bus inalámbrico (compatible con SIUMBM-02)
•Alimentado por batería (12 años de funcionamiento)
•IP67 (para instalación en exterior)

Acciona suministrará durante 2019 a Telefónica un volumen de electricidad de origen renovable estimado en 345 GWh, lo que representa un 58% de la energía eléctrica en alta tensión con telemedida que la multinacional tecnológica consumirá en España en este ejercicio, y un 23% de su consumo eléctrico total.

En función del contrato adjudicado a Acciona, la compañía atenderá un total de 72 puntos de suministro situados en grandes instalaciones de proceso de datos, oficinas y otros centros de Telefónica en España. Se trata del segundo contrato consecutivo de venta de electricidad a dicha compañía que se adjudica Acciona, tras el suscrito para el año 2018.

Al igual que toda la energía que comercializa Acciona, la suministrada a Telefónica contará con acreditación de origen 100% renovable certificada por la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC). El uso de energía limpia evitará la emisión a la atmósfera de 107.000 t de CO2, según el mix energético de España.

Teléfonica: También 100% renovable en otros mercados

La multinacional es también totalmente renovable en otros mercados como Alemania, Brasil y Reino Unido, acercándose así a su objetivo del 100% en todos los países en 2030, lo que estima que le reportará un ahorro del 6% en la factura de energía, el 1,4% de sus ingresos actuales.

A nivel global más del 50% de la electricidad que usa es energía limpia y ha estabilizado su consumo a pesar de que el tráfico ha crecido un 107% en los tres últimos años; de este modo ha mejorado su eficiencia energética un 52%. Todo ello lo ha logrado con dos ejercicios de antelación a lo planteado en sus objetivos. Es decir, es más eficiente y consume una energía más verde cada año, lo que ha llevado a Telefónica a formar parte de la “Lista A” del CDP, entidad que selecciona a las empresas líderes en gestión del cambio climático.

Acciona: Mayor comercializador exclusivamente renovable

Acciona, por su parte, refuerza con este nuevo contrato su negocio de venta de energía a grandes clientes en el mercado ibérico, donde es ya el mayor proveedor de energía exclusivamente renovable, con más de 500 clientes y 2.700 puntos de suministro vigentes, y un volumen de energía asociado de 5.900 GWh en 2018, un 11,3% más que el ejercicio anterior.

Entre los clientes de energía renovable de Acciona en el mercado ibérico se encuentran, además de Telefónica, compañías de referencia en diversos sectores como Unilever, Bosch, Adif, Inditex, Basf, RTVE, Kellogs, Merck, Bimbo, Roca, Aena, Heinz, Asics, BT, Agrolimen, Volkswagen y los museos Del Prado, Reina Sofía y Thyssen-Bornemisza.

El Presidente de la Fundación Renovables, Fernando Ferrando, defendió el día 24 ante la Ponencia encargada de las relaciones con el Consejo de Seguridad Nuclear en el Congreso de los Diputados el cierre programado de todas las centrales nucleares antes de 2024. En esta línea, trasladó a sus miembros su preocupación por la posibilidad de que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, que el Gobierno prevé enviar a Bruselas en los próximos días, posponga el cierre total de las centrales nucleares hasta el año 2035, lo que supondría alargar la vida útil de algunas de estas instalaciones más allá de los 40 años, posibilidad, citada por varios medios en los últimos días.

Durante su comparecencia, convocada para el estudio del Informe de las actividades realizadas por el CSN durante el año 2017, tuvo la oportunidad de exponer las propuestas de la Fundación Renovables en torno a la cuestión nuclear y responder a los distintos planteamientos expuestos por los representantes de los Grupos Parlamentarios tras su intervención. Fernando Ferrando explicó que la Fundación Renovables propone el cierre programado de todas las centrales nucleares antes de 2024 porque son insostenibles, medioambientalmente no asumibles y no competitivas para la sociedad.

La aportación nuclear -en torno a los 50 TWh- puede ser sustituida perfectamente por electricidad producida con las fuentes de energía renovables ya planificadas: las subastas celebradas en 2016 y 2017 (8.737 MW) y la propuesta del Gobierno de subastar 3.000 MW/año. En cualquier caso, desde la Fundación Renovables queremos manifestar que los objetivos del Gobierno -tanto en subastas como en autoconsumo y en electrificación de la demanda- son poco exigentes y que España debería tener un compromiso mayor no solo para alcanzar el desarrollo renovable deseado sino también para cumplir con los compromisos de la Unión Europea.

Además, la Fundación Renovables apuesta por que la propuesta de cierre lleve implícita una auditoría técnica sobre el estado de la central y la definición de la fecha de cierre en función de la generación de residuos, criterios de seguridad y la viabilidad de su almacenamiento. A estos efectos, los propietarios tienen que asumir todos los elementos de coste en cuanto a cobertura de riesgos y a las dificultades de gestionabilidad, así como las inversiones necesarias para mantener el máximo grado de seguridad.

La energía nuclear no debe formar parte del escenario energético deseable para España. Si lo es para el sector eléctrico es por que disfrutan de un régimen de funcionamiento y de no asunción de costes no equitativo con otras fuentes con las que deberían competir. En primer lugar, los riesgos que implica la radiactividad se incrementan a medida que envejecen las instalaciones. La vida media de las centrales en España va de los 31 años de Trillo a los 39 de Almaraz I. Mientras tanto, las inspecciones en centrales de países como Francia y Alemania han provocado el cierre de algunas de estas centrales o el abandono de esta tecnología.

A todo ello hay que añadir la aparición de riesgos provocados por fenómenos naturales y por la amenaza de atentados terroristas frente a la cada vez mayor vulnerabilidad de los sistemas y la inoperancia de los organismos de control y supervisión, sin mencionar el problema de los residuos, cuya vida radiactiva es de tal magnitud que no permite su control y sí el traspaso a generaciones venideras.

Por otra parte, la Fundación Renovables critica que la gestión y garantía del tratamiento de residuos actual esté enmarcada en el Plan General de Residuos Radioactivos elaborado y aprobado en 2006. Es difícilmente comprensible que este Plan no haya sido actualizado cuando desde 2006 se han producido sucesos de vital importancia como el desmantelamiento de Zorita, el accidente de Fukushima, el efecto de la bajada de tipos de interés por la crisis económica o la reducción de la demanda de electricidad, entre otros.

El resultado es que el Tribunal de Cuentas en 2015 identificó un desfase no dotado por parte de las empresas propietarias de las centrales a ENRESA, encargada de gestionar el fondo para los desmantelamientos, de 1.500 millones de euros (M€). A finales de 2017 el monto disponible era de 5.326 M€, una cantidad claramente insuficiente para asumir los costes derivados de la gestión de residuos y el desmantelamiento que conlleva el cierre de las centrales. Esta situación conduce, tal y como señala la Ley 15/2012 de 27 de diciembre sobre medidas fiscales para la sostenibilidad energética (preámbulo, apartado III), a que estas cargas recaigan en la sociedad.

La Fundación Renovables también ha denunciado la falta de control por parte de los organismos de supervisión -CSN, ENRESA, CNMV y CNMC-, cuya laxitud en el papel que desempeñan supone un elemento de riesgo adicional. Ha pedido que el funcionamiento de las centrales nucleares sea intervenido hasta que se cierren y que estos organismos controlen, además de su operación, su contabilidad analítica y financiera. Se trata de procurar que las cargas económicas que pudieran recaer en la sociedad no sean mayores de lo que debieran.

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.

Por primera vez, la demanda de energía renovable en Europa supera los 500 TWh, o medio billón de Garantías de Origen, según ECOHZ y las estadísticas de 2018 de la Asociación de Organismos de Emisión (AIB). Si la tendencia de crecimiento de los últimos cinco años continúa, el mercado de las Garantías de Origen pronto superará los 1.000 M€.

El volumen actual informado es de 499 TWh, pero se espera que aumente en 10 TWh adicionales, cuando se incluyan las cifras no reportadas del cuarto trimestre en Alemania. Esto impulsará la demanda total esperada de electricidad renovable documentada con Garantías de Origen a cerca de 510 TWh. Esto representa un impresionante incremento del 8% en comparación con los 470 TWh en 2017.

La demanda de electricidad renovable en Francia crece un 50%

La demanda de electricidad renovable continúa mostrando un sólido crecimiento en los mercados más grandes de Europa. Holanda, Francia, Suiza e Italia mostraron una alta demanda récord en 2018. La demanda del mercado francés aumentó de 21 TWh a 33 TWh en 2018, mientras que Italia registró una demanda récord de 45 TWh en comparación con los 41 TWh del año pasado. Aunque los números finales todavía no se han publicado para Alemania, están en línea para superar los 100 TWh por primera vez.

Niveles de precios récord en 2018

Los precios al por mayor promedio de las Garantías de Origen estuvieron alrededor de 1,30 €/MWh en 2018, mientras que los Garantías de Origen de la hidroeléctrica nórdica se cotizaron en 2,29 €/MWh. Esto indica que el mercado está dispuesto a pagar precios más altos a pesar de que la demanda no creció tan agresivamente como en 2017.

Dado que la demanda de energía renovable supera los 500 TWh y los precios a plazo se fijan en alrededor de 1,30 €/MWh, el valor anual del mercado supera los 650 M€. Si las tendencias de crecimiento continúan, se puede predecir con seguridad que este será un mercado de 1.000 M€ en unos pocos años.

La energía eólica continúa fortaleciendo su posición entre los compradores

Aunque la energía hidroeléctrica sigue siendo la mayor fuente de electricidad renovable, las preferencias están cambiando gradualmente hacia fuentes renovables alternativas, y la energía eólica es “la tecnología de elección”. Como las cifras de 2018 se actualizan y se informan más adelante en 2019, es probable que estos cambios se vuelvan más pronunciados. Estos cambios en la demanda pueden reflejar no solo cambios en las preferencias de los clientes, sino también cambios en la disponibilidad del mercado para diferentes tecnologías.

Las fuerzas detrás de la demanda

Los hogares, las organizaciones y las empresas contribuyen al crecimiento del mercado. Pero el sector corporativo es el principal impulsor porque cada vez más empresas consideran que la sostenibilidad es necesaria para la competitividad futura. Existen varias iniciativas para apoyar las ambiciones de sostenibilidad corporativa. Dos iniciativas notables son WeMeanBusiness y RE100.

La iniciativa RE100 ahora tiene 161 miembros corporativos que se han comprometido públicamente a consumir 100% de energía renovable. Iniciativas de informes globales como CDP y Greenhouse Gas Protocol están habilitando este movimiento. Además, la UE aprobó recientemente una nueva Directiva sobre energías renovables (REDII), que refuerza el sistema de Garantías de Origen al incorporarlo a la legislación europea.

El apoyo a la electricidad generada a partir de biomasa sólida es el estímulo más importante para el desarrollo del mercado de las centrales eléctricas de biomasa. Mientras que los esquemas de subsidios a la biomasa han experimentado recientemente modificaciones positivas en Europa, los países asiáticos están reduciendo este tipo de apoyo por primera vez. Este es uno de los resultados de un nuevo análisis de mercado realizado por ecoprog.

En 2018, el número de centrales eléctricas de biomasa aumentó nuevamente en unas 300 instalaciones. Hoy en día, hay alrededor de 3.800 plantas de biomasa con una potencia instalada de alrededor de 60 GW.

Los subsidios para las energías renovables son el factor más importante que impulsa el mercado de las plantas de biomasa, especialmente en Europa. Los mercados en América del Sur y del Norte, así como en muchos países asiáticos, están estimulados más bien por la disponibilidad de combustible; sin embargo, los subsidios a las renovables son también un factor importante para el desarrollo de nuevas capacidades en estos países.

Algunos de los esquemas europeos de apoyo a la biomasa tienen más de 20 años. Por lo tanto, muchos de estos sistemas se han reducido y se han orientado más bien hacia mecanismos competitivos en los últimos años.

En el último año, esta tendencia se desaceleró en cierta medida. Polonia, por ejemplo, organizó subastas de biomasa por primera vez en 2018, después de que la introducción hubiera sido esperada durante muchos años. Sin embargo, estas subastas tuvieron un éxito muy limitado: solo un proyecto fue aprobado para subsidios. Esto se debe a que participaron solo unos pocos desarrolladores de proyectos. A finales de 2018, Finlandia también introdujo un sistema de subastas que podría beneficiar la generación de electricidad a partir de biomasa. Irlanda aprobó un esquema de subastas, que debería aumentar la implantación de energías renovables (incluida la biomasa) hasta 2025.

Fuera de Europa, la cantidad de países que recortaron los subsidios a la biomasa aumentó por primera vez en 2018. Tailandia, por ejemplo, redujo drásticamente la tarifa de alimentación para la electricidad a partir de biomasa, de aproximadamente 14,2 cent€/kWh a 6,30 cent€/kWh. Además, Japón redujo los subsidios para proyectos de biomasa con potencia superior a 10 MW e introdujo un límite de 200 MW por año para construcciones adicionales. Argentina redujo el volumen de licitación para renovablles en las subastas anuales de 1.200 MW en 2017 a 400 MW en 2018.

En China e India, los países con mayor potencial de crecimiento, siguen vigentes subsidios con condiciones atractivas. En 2018, India introdujo además un plan de apoyo a nivel nacional para construir plantas de cogeneración de biomasa (basadas en subvenciones para la construcción de la planta).

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Desde una perspectiva global, la subvención a la biomasa eléctrica continúa promoviendo el desarrollo del mercado para la construcción de plantas de biomasa.

Hasta 2027, el mercado mundial de plantas de biomasa permanecerá en su camino de desarrollo dinámico. Se espera la construcción de aproximadamente 1.900 plantas de energía de biomasa adicionales con una potencia instalada de alrededor de 25 GW.

Alrededor del 50% de este crecimiento se realizará en Asia, especialmente en los dos mercados líderes, China e India. Además, América del Norte y del Sur seguirán siendo mercados atractivos para la generación de electricidad a partir de biomasa sólida, y en particular sus mercados líderes, Brasil, Canadá y EE.UU.

En Europa, el nivel general de apoyo continuará disminuyendo, a fin de reducir los altos costes y mejorar los aspectos ecológicos. Los cambios positivos de los esquemas de subsidio, que se observaron en 2018, no podrán compensar completamente este desarrollo. En resumen, el mercado europeo perderá parte de su impulso.

Más de 130 años de innovación tecnológica a la vista durante el Foro Económico Mundial de Davos, donde la movilidad eléctrica es tema central

Esta semana, en el Foro Económico Mundial de Davos, la próspera historia tecnológica de ABB irá de la mano con el futuro en rápida evolución de la empresa cuando el emblemático Ferrocarril Rético (RhB) suizo transporte a la ciudad el último coche de Fórmula E de ABB: el denominado Gen2.

ABB dio en el siglo XIX sus primeros pasos como pionero en movilidad eléctrica con el Ferrocarril Rético, cuya flota de trenes Allegra emplea sistemas de tracción de ABB para cruzar —en cualquier clima— algunas de las montañas más imponentes de Suiza.

El tiempo ha volado hasta 2019 y ABB se mantiene a la vanguardia de la tecnología de recarga y de los vehículos eléctricos, como demuestra la exposición pública de un coche Gen2 de Fórmula E de ABB en la estación de tren de Davos Platz durante el Foro Económico Mundial de 2019.

Por otro lado, la unidad Allegra que transportó el coche Gen2 a Davos cuenta con un innovador sistema de tracción de ABB que le permite recorrer, con independencia de las condiciones meteorológicas, la travesía ferroviaria alpina más alta de Europa, el paso de Bernina.

Con el Foro Económico Mundial de 2019, será el quinto año que un tren Allegra de ABB entre Landquart y Davos transporte delegados a la reunión. Como parte de un nuevo concepto de movilidad en la ciudad de Davos, este año, durante la semana de la reunión, habrá un tren adicional Allegra de ABB haciendo de lanzadera entre Davos Dorf y Davos Platz, con una parada adicional justo enfrente del Centro de congresos.

ABB, el principal proveedor mundial de equipos eléctricos para el sector ferroviario, y el Ferrocarril Rético llevan indisolublemente ligados desde 1913. En aquella época, la ruta del Ferrocarril Rético a la Baja Engadina fue una de las primeras rutas en ser electrificadas con corriente alterna y ponerse en marcha. ABB y sus predecesores, BBC y Maschinenfabrik Oerlikon (fábrica de máquinas de Oerlikon), suministraron prácticamente todo el equipo eléctrico para los trenes y la mayor parte de la fuerza de tracción.

La asociación del coche de carreras Gen2 y del tren Allegra — cada uno de ellos vehículos eléctricos sumamente avanzados en sus respectivos campos— constituye toda una representación simbólica del prominente lugar que ocupará ABB en un tema que será central en el Foro Económico Mundial de este año: la movilidad eléctrica.

El camino hacia una mayor sostenibilidad en Davos

En el Foro Económico Mundial del año pasado se llevó a cabo una iniciativa de movilidad eléctrica, la prueba de autobuses eléctricos TOSA, basada en la tecnología de carga ultrarrápida de ABB. Se creó una línea provisional de autobuses TOSA expresamente para los participantes del foro y su fiabilidad fue validada por primera vez en una región alpina en condiciones climáticas extremas.

La tecnología de carga de ABB en los autobuses TOSA permite cargar sus baterías con 650 kW en paradas seleccionadas en apenas 20 segundos, mientras suben y bajan pasajeros. Esto proporciona al autobús suficiente autonomía para ocho kilómetros del recorrido en curso. Los autobuses TOSA de Ginebra han reducido las emisiones de CO2 en 1000 toneladas anuales.

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El éxito de este proyecto de prueba TOSA ha servido para volver a confirmar el estatus de Davos como “Energiestadt” (Ciudad de la Energía), igual que la instalación simultánea de ocho nuevas estaciones de carga de ABB para apoyar la movilidad eléctrica de particulares.

De hecho, ABB y la ciudad de Davos llevan más de un siglo colaborando estrechamente, poniendo en práctica conceptos para un transporte sostenible y eficiente en una de las ciudades de Europa situadas a mayor altitud.

En la década de 1890, la empresa Brown, Boveri & Cie. (BBC), que más tarde se convertiría en ABB, suministró a una central hidroeléctrica de Davos un generador, un transformador y otros equipos. Dicha central, que aún hoy sigue produciendo electricidad, marcó el inicio de una duradera colaboración entre ABB y Davos que nunca ha dejado de aumentar.

El ferrocarril de vía estrecha Landquart-Davos había entrado en servicio solo unos años antes, allanando el camino para el Ferrocarril Rético. La red ferroviaria experimentó una considerable expansión hasta 1913 y, luego, se electrificó con tecnología de BBC, lo que ayudó a Davos a convertirse en el popular destino turístico que sigue siendo hoy en día.

ABB continúa vinculado a muchas otras áreas de transporte en Davos y sus alrededores. Entre los primeros proyectos se incluía la línea ferroviaria entre Davos Platz y Schatzalp, inaugurada en 1924. Este histórico funicular sigue en funcionamiento hoy en día. Los motores eléctricos desplazan por un mismo cable de acero los dos vagones —que hacen de contrapeso entre sí—, lo cual reduce el nivel comparable de fuerza de propulsión requerida.

En los años treinta, esta empresa pionera de la electrificación también equipó el ferrocarril Davos-Parsenn, que tan esencial es para Graubünden. Después de la Segunda Guerra Mundial, Davos se consolidó rápidamente como un destino turístico popular y, desde 1956, más de 400.000 pasajeros han utilizado el funicular de Parsenn.

Funicular de Parsenn (1930)
Funicular de Parsenn (1930)

Otros logros en la región de Davos incluyen la locomotora de vía estrecha bautizada como “Cocodrilo” por los lugareños y el telesilla Davos Clavadeler Alp, que cuenta hasta la fecha con tecnología de ABB.

La colaboración entre Davos y ABB sigue creciendo. Por ejemplo, en 2016 ABB proporcionó la tecnología para el telesilla único de la popular región de esquí de Klosters-Madrisa, especialmente diseñado para satisfacer las necesidades de niños y personas con discapacidades físicas.

Como resultado de esta larga relación con ABB, el municipio de Davos, que recibió por primera vez la etiqueta de Ciudad de la Energía en 2001, sigue a la vanguardia de la investigación de soluciones para los retos que presenta la que es la gran tendencia mundial del momento: la movilidad sostenible.

El estatus de Davos como icono de la sostenibilidad encaja perfectamente con la propia determinación de ABB de ser un líder de la tecnología digital comprometido con hacer funcionar el mundo sin esquilmar el planeta.

A lo largo del Foro Económico Mundial de 2019, ABB demostrará las tecnologías que lo han consolidado como un líder de la industria con el conjunto de soluciones de movilidad eléctrica más completo del mundo.

Atlantic Copper, ha firmado su primer contrato de compra de energía a largo plazo (PPA), a través de Fortia Energía, plataforma de compra de energía de los grandes consumidores industriales, de la que es miembro fundador. La importancia de este acuerdo radica en que la energía, que será suministrada al Complejo Metalúrgico ubicado en la Avenida Francisco Montenegro de Huelva, procederá mayoritariamente de fuentes de energía renovable.

Fortia Energía y uno de los mayores productores de energía renovable de ámbito europeo, han firmado un contrato para el suministro de 3.000 GWh de electricidad hasta el año 2029. Esta energía, de origen mayoritariamente renovable, proviene de nuevos proyectos eólicos y solares que se han podido desarrollar gracias al acceso a la financiación que proporcionan los contratos PPA.

El acuerdo firmado por FORTIA supondrá un menor uso de centrales de combustibles fósiles en España en los próximos diez años, lo que, a su vez, se traduce en una disminución de más de 1 millón de toneladas de CO2 emitidas si sustituyen a una central de ciclo combinado, o unos 2,7 millones si sustituyen a una central de carbón.

A través de este acuerdo, la compañía onubense materializa su apuesta por el desarrollo de las energías renovables a través de contratos con promotores de energías eólicas y fotovoltaicas, a la vez que garantiza la competitividad de su industria contratando precios estables a largo plazo con independencia de la volatilidad del mercado.

Este contrato es, de hecho, el primer paso de Atlantic Copper en su estrategia de alcanzar un suministro de electricidad mayoritariamente renovable, toda vez que su compromiso con la economía circular y la alineación con los Objetivos de Desarrollo Sostenible es ya una realidad. En este sentido, la compañía onubense lleva años incorporando las mejores tecnologías disponibles en su proceso de transición energética, lo cual la ha llevado a situarse como líder mundial en eficiencia energética, al haber reducido su consumo unitario de energía en un 36% en los últimos 15 años. Además, el Complejo Metalúrgico de Huelva es actualmente capaz de generar, a partir del calor generado por sus propios procesos productivos, el 15% de la energía eléctrica que consume y tiene como objetivo incrementar este porcentaje hasta el 20% en 2020. A ello se une también la firma de este contrato, que pretende que la energía adquirida por la compañía sea mayoritariamente de origen renovable.

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FuturENERGY Dic.18 - Ene. 2019

Las insostenibles pautas de movilidad implantadas en poco más de un siglo a nivel planetario, sólo podrán ser cambiadas cuando las diversas sociedades que conforman nuestra “aldea global” adquieran una clara conciencia de los múltiples problemas que conlleva proseguir con el modelo actual y en paralelo se perciba la existencia de alternativas viables. La porción más visible de los problemas está centrada actualmente en las grandes urbes y se plasma en los millones de desplazamientos con vehículo privado y las secuelas que estos conllevan: contaminación, calidad del aire, salud pública, utilización del espacio, etc… Por División de VE de Circutor.

acciona.org –anteriormente Acciona Microenergía- ha llevado a cabo su primer proyecto en Panamá, llevando luz eléctrica mediante módulos fotovoltaicos a 400 familias de siete comunidades rurales aisladas situadas en la zona occidental de Panamá, concretamente en la comarca indígena Ngäbe Buglé. Para ello se han instalado sistemas fotovoltaicos domiciliarios de tercera generación que proporcionan un servicio básico de electricidad a cambio del que los usuarios aportan una cuota mensual inferior al coste que suponían para ellos los sistemas alternativos de iluminación (velas, pilas, mecheros de combustible…).

Este modelo –que ya ha sido implantado por acciona.org en alrededor de 12.000 hogares de comunidades rurales sin expectativas de conexión a la red eléctrica convencional en México y Perú- asegura la sostenibilidad del proyecto a largo, así como su escalabilidad para aumentar el número de beneficiarios.

Así, gracias a este proyecto piloto, 2.250 panameños (más de la mitad de ellos, niños) de la región de Ngäbe-Buglé, contarán con luz eléctrica durante seis horas diarias y con la posibilidad de acceder a sistemas de telecomunicaciones y pequeños electrodomésticos (cargar un teléfono móvil y conectar aparatos eléctricos de bajo consumo como radios, televisiones), etc.

Además, acciona.org ha puesto a disposición de estos usuarios un Centro Luz en Casa, a cargo de un emprendedor local formado específicamente para la venta del servicio de electricidad así como asesoramiento, reparación de los equipos y venta de aparatos eléctricos compatibles, contribuyendo así, tanto a la dinamización de la economía local, como al máximo aprovechamiento del acceso a la electricidad.

Modelo de electrificación de poblaciones aisladas: una apuesta por la sostenibilidad

Según datos del Banco Interamericano de Desarrollo en Panamá, en el país quedan 90.000 familias sin acceso a electricidad, lo que afecta no solo a su calidad de vida, sino también a las condiciones sanitarias, acceso a la educación y desarrollo socioeconómico de estas regiones.

La comarca indígena Ngäbe-Buglé es una de las que tiene un menor Índice de Desarrollo Humano, por debajo de 0,5, lo que la convierte en la zona más empobrecida del país.

La fundación acciona.org ha desarrollado un modelo de electrificación de comunidades aisladas basado en sistemas solares fotovoltaicos domiciliarios que, por su facilidad de instalación y mantenimiento, se adapta a este tipo de poblaciones aisladas a las que no está prevista la llegada de la red eléctrica convencional.

Los sistemas fotovoltaicos de tercera generación que proporciona a acciona.org constan de un panel solar (50 W), una batería de litio, un controlador de carga, además de tres lámparas led. Estos equipos cuentan con una tecnología denominada “plug&play” que hace que su transporte e instalación sea muy sencilla y tienen una vida útil estimada en más de 20 años.

A cambio, los usuarios contribuyen con una cuota mensual que es un 25% inferior al coste que tenían que invertir hasta el momento en métodos alternativos de iluminación (velas, linternas a pilas …). Es decir, hacen frente a una cuota de 5 balboas por familia/mes frente a las 7,5 que gastaban antes. De esta manera se asegura la sostenibilidad económica del proyecto a largo plazo.

acciona.org ha llevado a cabo este proyecto con el visto bueno de las autoridades locales, como el Consejo Indígena Ngäbe-Buglé, asegurando así la implicación de los usuarios. Así, los beneficiarios han recibido formación para la instalación y mantenimiento de los sistemas, y se ha creado un primer centro Luz en Casa para que emprendedores locales lleven a cabo servicios de reparaciones y suministro de equipos compatibles, supervisados por acciona.org.

COMEVAL