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i-DE, la compañía distribuidora eléctrica de Iberdrola, ha inaugurado el primer sistema de almacenamiento de energía eléctrica con baterías de ion de litio para redes de distribución en España. El proyecto, pionero en el país y situado en el municipio murciano de Caravaca de la Cruz, permitirá mejorar la calidad de suministro energético del entorno, así como el aprovechamiento de la energía solar generada en la zona.

El sistema de almacenamiento, de 3 MWh de capacidad, puede funcionar en isla y, en caso de interrupción de suministro, proveer hasta cinco horas de energía eléctrica a las principales pedanías de su entorno: Cañada de la Cruz, Inazares, Moralejo, Barranda, El Moral y Los Royos.

Climatología adversa y entorno rural

Las circunstancias especiales del entorno rural de Caravaca de la Cruz han determinado la elección del enclave para esta solución innovadora.

En los últimos años, la zona viene registrando situaciones climatológicas muy adversas que provocan incidentes en la red de distribución. Asimismo, se trata de un área integrada por diversos núcleos de consumo, pequeños y dispersos, que hacen que una avería pueda dejar sin servicio a varias poblaciones. A ello se suma las largas distancias que hay que recorrer para llegar hasta la fuente del problema, dificultando la resolución de incidencias.

La solución tradicional hubiera representado la construcción de 22 km de líneas aéreas, atravesando zonas de protección medioambiental. Por este motivo, se optó por una solución innovadora, basada en el almacenamiento energético, instalada en un cruce de líneas áreas, que permite atender a varias zonas con una única batería.

El proyecto ha demostrado que las baterías pueden mejorar la continuidad de suministro en situaciones de contingencia, así como el aprovechamiento de plantas fotovoltaicas conectadas en la red de influencia, incluso formar islas usando únicamente energías renovables. Las baterías, en definitiva, se constituyen en complemento a la operación local convencional.

Sistema de almacenamiento inteligente

En Caravaca de la Cruz hay varias plantas fotovoltaicas de cierta dimensión que elevan la tensión de la línea en las horas de mayor exposición del sol. Una batería de estas características es capaz de ajustar el voltaje a los valores adecuados y estar lista para intervenir como segunda fuente de suministro eléctrico en caso de fallo en la red.

La planta de almacenamiento está dotada de un sistema inteligente capaz de valorar situaciones y decidir qué parte de la red se mantiene en funcionamiento desde la batería, atendiendo a los consumos reales, la capacidad de producción de las plantas fotovoltaicas del entorno y el estado de la carga de la batería, entre otros aspectos.

El sistema estima tanto los consumos como la potencia de generación renovable de las plantas solares instaladas en la zona en ese momento, así como la previsión de las siguientes horas. De este modo, puede aprovechar la generación eléctrica local y, además, absorber la energía sobrante, en caso de exceso de producción.

La combinación de esta batería con la producción de las plantas fotovoltaicas de la zona permitirá rebajar considerablemente los tiempos de interrupción del suministro eléctrico durante una emergencia.

El almacenamiento y las redes, claves para el modelo energético del futuro

Los sistemas de almacenamiento son clave para abordar el reto de la transición energética y están llamados a convertirse en un elemento esencial en el sistema eléctrico del futuro, porque permiten mejorar la calidad del suministro eléctrico, asegurar la estabilidad y fiabilidad de la red e integrar y aprovechar la energía generada por fuentes renovables.

Iberdrola es líder en almacenamiento de energía, con una potencia de 4.400 MW instalados mediante tecnología de bombeo, el método más eficiente en la actualidad, y desarrolla numerosas iniciativas que combinan el uso de baterías con proyectos de energía renovables -eólica y fotovoltaica-, así como orientadas a la mejora de la calidad del suministro de sus redes, como es el caso de la instalación en Caravaca de La Cruz.

Las redes de distribución eléctrica son el sistema circulatorio del nuevo modelo energético y la plataforma necesaria para la transición hacia una economía descarbonizada, basada en energías renovables y competitivas. La transformación de las redes hacia una infraestructura inteligente permite dar respuesta a los retos de una economía electrificada, con una mayor integración de renovables, la movilidad sostenible, las ciudades inteligentes y modelos de consumo y la generación distribuida.

En este contexto, i-DE ha destinado 2.000 millones de euros a la digitalización de las redes eléctricas que opera, con la instalación de casi 11 millones de contadores digitales, junto a la infraestructura que los soporta, y la adaptación de alrededor de 90.000 centros de transformación en España, a los que ha incorporado capacidades de telegestión, supervisión y automatización. Asimismo, trabaja en la actualidad en la digitalización de la red de baja tensión y realiza inversiones en sistemas de control y operación.

i-DE, redes eléctricas inteligentes

La actividad de i-DE -la nueva marca de distribución eléctrica de Iberdrola- contempla la planificación, construcción, y mantenimiento de las líneas eléctricas, subestaciones, centros de transformación y otras infraestructuras, así como la operación de ese sistema para distribuir la energía de forma eficiente entre los diversos agentes que la producen y consumen.

Iberdrola opera un sistema de distribución que posee 270.000 km de líneas eléctricas en España, con presencia en 10 Comunidades Autónomas y atendiendo a una población de 17 millones. En 2018, el negocio de distribución de Iberdrola invirtió casi 500 millones de euros en España en proyectos destinados a la mejora de sus procesos y canales de atención al cliente; la finalización del despliegue de cerca de 11 millones de contadores inteligentes y la supervisión y automatización de la red.

La actividad de redes de Iberdrola tiene un relevante efecto tractor sobre la economía española, con la generación de más de 10.000 empleos totales (directos y a través de sus proveedores). En 2018, la compañía realizó compras por valor de 500 M€ a 2.000 empresas locales.

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La Fundación Renovables ha actualizado el informe realizado en 2018 que evalúa la situación de los incentivos económicos que los diferentes ayuntamientos españoles recogen en sus normativas municipales para apoyar al autoconsumo. El informe actualiza las bonificaciones existentes en los Impuestos sobre Bienes Inmuebles (IBI) y los Impuestos sobre Instalaciones, Construcciones y Obras (ICIO) en el ejercicio 2019, y recoge las ordenanzas fiscales, aplicables a dicho año, de todas las capitales de provincia y aquellas ciudades de población mayor de 100.000 habitantes asciende a un total de 77 municipios.

La aprobación del nuevo RD 244/2019 por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica ha permitido reconocer el derecho al autoconsumo colectivo, colocando al consumidor en el centro del sistema y brindando a las ciudades, motor de la transición energética, mayores posibilidades de autonomía, desarrollo y autosuficiencia. Por desarrollo tecnológico y por costes este tipo de instalaciones se han convertido en una alternativa real para la generación de energía eléctrica.

Bonificaciones sobre el Impuesto sobre Bienes Inmuebles (IBI)

Respecto al IBI, 48 municipios (62%) aplican bonificaciones a este impuesto. En la mayoría de los casos esta bonificación es del 50%, si bien los años de duración de la misma es muy variable. De estos municipios, 8 de ellos se imponen graves limitaciones que en la práctica lo hacen inviable (potencia instalada mayor de 5 kW/ por cada 100 m²). 30 municipios no recogen ninguna bonificación del IBI al autoconsumo eléctrico.

En cuanto al ICIO, 34 municipios aplican una bonificación del 90% o superior, de los cuales 27 aplican la máxima bonificación que permite la ley. Estos municipios representan el 54% del total y, de estos, el 83% aplican una bonificación igual o mayor del 50% en este impuesto. En cambio, en el otro extremo, 14 municipios no tienen ningún tipo de bonificación en este impuesto para las instalaciones de autoconsumo. Al igual que en el IBI, en algunos municipios, las limitaciones que se imponen para aplicar esta bonificación hacen que de facto no pueda aplicarse.

Comparativa respecto a 2018

Cabe destacar, que ningún municipio ha disminuido su apoyo a los sistemas de autoconsumo. Además, nuevos municipios se han incorporado a la lista, ofreciendo deducciones tanto del IBI como del ICIO. Así, Alicante y Cuenca permiten deducciones tanto en IBI como ICIO, mientras que el año pasado no contaban con ninguna de las dos. En cuanto al IBI han mejorado las condiciones necesarias para la deducción en los municipios de Alcobendas, Castellón, Guadalajara, Logroño, Madrid, Oviedo, Terrassa y por último Córdoba. Por otro lado, respecto al ICIO han mejorado Logroño, Madrid, Soria y Teruel con un aumento del porcentaje de bonificación y en el caso de Soria además eliminando las restricciones.

La fotovoltaica ya es la forma más barata de producir energía eléctrica y su desarrollo supone una importante oportunidad de generar riqueza económica y de crear empleo local y de calidad, elementos esenciales para garantizar una transición energética justa. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) define unos objetivos ambiciosos que el sector está preparado para cumplir, a través de la instalación de grandes plantas fotovoltaicas y del impulso del autoconsumo fotovoltaico en el sector residencial, agrícola, comercial y en edificios públicos, entre otros.

Estos son algunos de los mensajes clave del sexto Foro Solar, que durante dos días ha reunido a más de 700 asistentes procedentes de 13 países diferentes, reafirmándose como el lugar de encuentro de referencia de todo el sector fotovoltaico. UNEF ha colaborado con la Plataforma Española de Tecnología Fotovoltaica (FOTOPLAT) en la definición del programa.

Las conclusiones, divididas en tres grandes áreas temáticas han sido las siguientes:

El liderazgo de la fotovoltaica en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima

En cuanto al PNIEC, según el cual a 2030 se deberán instalar unos 30 GW de nueva potencia fotovoltaica, los profesionales reunidos en el Foro han puesto de manifiesto la necesidad que la transición que éste plantea se lleve a cabo de forma justa, sin olvidar aquellas áreas geográficas de España cuya economía está relacionada con los combustibles fósiles y que precisan de actividades de formación para que se puedan aprovechar las oportunidades de creación de empleo generadas por el desarrollo de grandes parques fotovoltaicos y la instalación del autoconsumo en los tejados.

Además, debido a la fragilidad de su territorio, se ha resaltado la importancia de que los territorios insulares como las Islas Canarias y las Islas Baleares cuenten con una planificación específica para garantizar la introducción de renovables, tanto en grandes plantas como en autoconsumo fotovoltaico, vías preferentes para alcanzar la descarbonización de estos territorios.

Asimismo, han señalado la necesidad de contar con un plan de desarrollo estable a medio y largo plazo para que el sector pueda crecer de forma continua. Además, se ha resaltado la importancia de seguir apostando por el I+D para que la tecnología fotovoltaica siga optimizando sus costes, a la vez que aumenta su eficiencia.

Para garantizar el suministro eléctrico y la penetración de las energías renovables en el mix energético de cara al cumplimiento de los objetivos marcados por el PNIEC, se ha resaltado el papel central del almacenamiento a gran escala, cuyos costes están siguiendo una trayectoria de reducción de un 20%-30% cada año.

Un marco normativo estable y la seguridad jurídica, elementos fundamentales para asegurar el desarrollo de los grandes parques fotovoltaicos

En el encuentro las grandes empresas han hecho especial hincapié en la necesidad de contar con el apoyo de la administración a la hora de definir tanto un marco regulatorio estable y sin barreras como unos procedimientos administrativos transparentes y armonizados a nivel autonómico y local que agilicen la tramitación de los proyectos y que den prioridad a aquellos que puedan acreditar su madurez.
De cara a una integración eficaz de estos proyectos, se ha resaltado la importancia de explotar de forma completa la red eléctrica actual, de forma que el acceso y la conexión a la misma no sean una barrera de entrada, e introducir una serie de hitos posteriores a la obtención de estos permisos, pero sin añadir complejidad a la tramitación administrativa.

Sobre la financiación para los proyectos fotovoltaicos, los contratos bilaterales de compra-venta de energía (power purchase agreement o PPA en inglés) se han destacado como una opción cada vez más popular, con una tendencia a una reducción de los plazos y la negociación de precios por semiperiodos dentro del contrato. Asimismo, se ha puesto de manifiesto que cada vez hay más entidades, entre los cuales los bancos, interesadas a financiar los proyectos fotovoltaicos que venden energía directamente a mercado, incluso aquéllos que no cuentan con un PPA.

Además, se ha resaltado que la tecnología fotovoltaica debe jugar un papel activo en la economía circular, reduciendo el uso de materiales, minimizando la generación de residuos y explorando la reutilización de componentes tras el fin de la vida útil de las instalaciones. En este sentido, se ha reafirmado el compromiso del sector con la sostenibilidad y con el respeto de la biodiversidad en aquellas áreas donde se instalan grandes parques fotovoltaicos.

Aumentar el peso del término variable de la factura de luz, clave para dar impulso al autoconsumo

Los ponentes reunidos en el Foro han reconocido el papel del autoconsumo como elemento disruptor que está a la base de un modelo energético en el que la ciudadanía tiene un papel activo en la generación, gestión y almacenamiento de energía.

En esta línea, para incentivar su despliegue, han señalado como necesaria la revisión de la estructura de la tarifa eléctrica, para que los ciudadanos que apuesten por él, la eficiencia energética y el vehículo eléctrico, vean reflejado el ahorro energético en su factura de la luz. Para ello, proponen que se aumente el peso del término variable, el que se paga en función de la energía que se consume de la red, realineando de esta forma el peso del término de potencia (o fijo) a la media de los países europeos.

Respecto al autoconsumo colectivo, los ponentes del Foro Solar han priorizado la necesidad de revisar la Ley de Propiedad Horizontal para impulsar su implementación en las comunidades de vecinos, así como de poner en marcha campañas de sensibilización para que ciudadanos, empresas y la propia administración sean conscientes de los beneficios que aporta.

Entre las cuestiones pendientes, han identificado como prioritario el establecimiento de unos protocolos de comunicación que determinen cómo debe de realizarse el traspaso de información entre distribuidores, comercializadores y las Comunidades Autónomas, permitiendo así el desarrollo del resto de modalidades de autoconsumo con excedentes acogido a compensación y el autoconsumo colectivo.

Punto de recarga Smart Mobility.

Iberdrola y Mercedes Benz refuerzan su apuesta por la electrificación del transporte, tras la firma de un acuerdo estratégico que permitirá a ambas compañías seguir impulsando el despliegue de la movilidad eléctrica en España, romper barreras de entrada y promover la circulación ‘cero emisiones’, facilitando la transición al vehículo eléctrico.

La alianza se sustenta en proyectos claves para los próximos tres años, tanto en el segmento de la recarga en hogar, como en el despliegue de la red de recarga pública.

De esta forma, Mercedes-Benz incluirá las soluciones de movilidad de Iberdrola -recarga en hogar y pública- en el proceso de comercialización de sus vehículos eléctricos en España. En el hogar, suministrará e instalará puntos de recarga a todos los clientes de la nueva gama EQ y furgonetas eléctricas de Mercedes-Benz en un paquete con tarifa plana, con independencia de las características de la vivienda.

Asimismo, Iberdrola facilitará el acceso a la red de recarga pública realizada por la compañía en condiciones muy especiales, las que establece su Paquete de Energía, además de contar con recargas gratis durante 6 meses.

Ángeles Santamaría, CEO de Iberdrola España explica que “la electrificación del transporte, sumado al incremento imparable de la energía eléctrica procedente de fuentes renovables, contribuirán de forma decisiva a la reducción de la contaminación y al incremento de la eficiencia energética”.

Roland Schell, presidente de Mercedes-Benz España, declara que “Daimler reafirma su apuesta por la movilidad eléctrica a través de la creación de la marca EQ y con el lanzamiento de su modelo EQC inicia su camino al futuro. Nuestro objetivo es favorecer la transición del motor de combustión al vehículo eléctrico facilitando la instalación del punto de carga en el proceso de venta. La firma de este acuerdo permitirá a Iberdrola y a Mercedes-Benz España combinar intereses comunes para construir las bases sólidas de una cooperación de éxito y estratégicamente fuerte de cara a un futuro sostenible”.

Energía verde y soluciones digitales

El acuerdo de colaboración permite a ambas compañías aunar esfuerzos con una oferta que simplifica y facilita la decisión al cliente para sumarse a la movilidad eléctrica, permitiéndole disfrutar de todas las ventajas de un vehículo eléctrico desde el instante de la compra.

Los clientes de la nueva gama EQ y furgonetas de Mercedes-Benz, además, recargarán la batería de sus vehículos eléctricos, tanto en el hogar como en la red de puntos en vía pública desplegada por Iberdrola, con energía 100% verde, procedente de fuentes de generación limpia, con certificados de garantía de origen renovable (GdOs).
Asimismo, podrán realizar la recarga de forma sencilla con su móvil a través de las aplicaciones de recarga para el hogar y la recarga pública de Iberdrola, desde la que -en este último caso- los conductores de vehículos eléctricos pueden geolocalizar, reservar y abonar sus recargas.

Iberdrola y la movilidad sostenible

La compañía desarrolla un Plan de Movilidad Sostenible, que contempla el despliegue de 25.000 puntos de recarga de vehículo eléctrico en España hasta 2021, dirigido a hogares, empresas, así como en zonas urbanas e interurbanas de acceso público. El plan incluye la instalación de estaciones de recarga rápida, súper rápida y ultra rápida -al menos cada 100km- en las principales autovías y corredores del país durante 2019, llegando a todas capitales de provincia y permitiendo recorrer España de punta a punta.

Iberdrola trabaja en diferentes iniciativas para ‘movilizar’ a todos los actores implicados en el desarrollo de la movilidad sostenible, desde administraciones a instituciones, empresas y fabricantes de vehículos eléctricos.

Recientemente, la compañía se ha convertido en la primera empresa española en suscribir la iniciativa EV100 de The Climate Group, con el objetivo de acelerar la transición hacia los vehículos eléctricos, comprometiéndose a electrificar toda su flota de vehículos y facilitar la recarga al personal en sus negocios en España y Reino Unido a 2030.

Con motivo de la presentación de su Informe Anual, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha compartido las principales cifras de evolución del sector fotovoltaico durante 2018, las cuales ponen de manifiesto que esta tecnología ya es la forma más barata de producir electricidad para aquellos países con buen recurso solar.

Su liderazgo dentro de las energías renovables se debe sobre todo a su continuo aumento de competitividad económica, que ha reducido sus costes hasta un 95% en la última década y que todavía tiene margen para seguir abaratándolos en los próximos años.

Este factor ha supuesto un nuevo récord mundial de nueva potencia fotovoltaica instalada en 2018, que ha alcanzado los 94,2 GW, un 0,5% más de lo instalado en 2017 y un 31% más respecto a 2016. En el panorama internacional, que ya cuenta con un total de 480 GW de potencia fotovoltaica acumulada, China sigue siendo el motor fotovoltaico del mundo.

Nuevo marco legislativo europeo

A nivel europeo, el sector consolidó su tendencia de crecimiento en 2018 con 11,3 GW nuevos instalados, lo que supone un 23% más respecto a 2017 y que permite alcanzar la cifra de 125,8 GW de potencia fotovoltaica total acumulada. El país que más potencia instaló fue Alemania (+ 2,95 GW) y en cuanto al total de potencia acumulada, los países que se encuentran en el top 5 son: Alemania (45,9 GW), Italia (20,11 GW), Reino Unido (13,4 GW), Francia (9,4 GW) y España (5,1 GW).

En ámbito de política energética, cabe destacar la aprobación de las directivas y reglamentos del Paquete de medidas “Energía Limpia para todos los Europeos”, en las cuales se aumentaron los objetivos a 2030 al 32% para las energías renovables y hasta el 32,5% para eficiencia energética; se reconoció el derecho al autoconsumo sin cargos, la eliminación de las barreras administrativas y regulatorias a estas instalaciones y a los PPAs y la prohibición de la retroactividad.

Sector fotovoltaico en España y la transición ecológica

En nuestro país la fotovoltaica continúa creciendo de la mano del autoconsumo: de los 262 MW nuevos instalados en 2018, el 90% corresponde a este tipo de instalaciones, mientras que el 10% restante (26 MW) proviene de plantas fotovoltaicas conectadas a la red.

En comparación con el año 2017, cuando se instalaron 135 MW nuevos, la potencia fotovoltaica instalada en 2018 ha aumentado un 94%. Así, España ya alcanza los 5,1 GW de potencia fotovoltaica acumulada, situándose como el quinto país de Europa con más GW.

Este crecimiento del sector fotovoltaico ha generado un impacto positivo también a nivel económico y social. La contribución del sector fotovoltaico al PIB nacional ha crecido un 19% con respecto a 2017, situándose en 5.119 millones de euros, y el número total de empleos generados por el sector superó los 29.000, registrando un aumento del 19% con respecto al año anterior.

En ámbito de política energética, los hitos a destacar de 2018 son la presentación del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que establece un objetivo de 27 GW nuevos de potencia fotovoltaica a instalar a 2030, y la aprobación del Real Decreto-Ley 15/2018, que ha supuesto un cambio radical de paradigma para el autoconsumo, al reconocer el derecho a autoconsumir energía eléctrica sin cargos, el derecho al autoconsumo compartido, la simplificación administrativa y técnica, la seguridad jurídica y la no retroactividad.

Perspectivas y desafíos para las plantas fotovoltaicas de generación

En 2019 se espera la instalación de entre 3 y 4 GW de proyectos fotovoltaico y actualmente, de todos los proyectos fotovoltaicos que han solicitado los permisos de acceso y conexión a la red, hay 43,6 GW autorizados y 69,1 GW en proceso de tramitación, según los datos de REE.

De cara a la instalación de esta nueva potencia, el sector ha reafirmado su compromiso para tomar las acciones necesarias para reducir su impacto en el medioambiente e incluso revertirlo en acciones positivas a nivel local y global.

Mirando al futuro, UNEF ha remarcado la importancia de contar con un procedimiento de acceso y conexión a la red transparente, ágil y que garantice igualdad de condiciones para todos los actores. Para conseguirlo, ha marcado unas actuaciones clave, que incluyen liberar más capacidad de conexión a la red, revisar el criterio de potencia de cortocircuito, e introducir requisitos previos como el derecho de uso de los terrenos e hitos administrativos posteriores.

Asimismo, ha señalado como necesaria la revisión de la remuneración de la generación para dar señales a largo plazo que atraigan la inversión, facilitando la firma de contratos PPA, revisando el diseño del mercado marginalista e introduciendo subastas homologables internacionalmente.

Además, se remarcó la importancia de blindar la rentabilidad razonable de las plantas existentes en el 7,398% actual, lo que trasladaría un mensaje de estabilidad regulatoria.

Las asignaturas pendientes para el autoconsumo

El autoconsumo va a seguir creciendo a ritmo sostenido. Bajo el nuevo marco regulatorio liberalizado, sin las barreras del RD 900/2015, se espera que se instalen unos 300 – 400 MW/año

A este respecto, se hace necesaria la finalización de la regulación de detalle de la compensación de excedentes y del autoconsumo colectivo y la implantación de su registro, así como la regulación de la conexión a red para facilitar los trámites de las instalaciones y, en especial, de aquellas sin excedentes.

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Parque eólico marino East Anglia One (I)

Iberdrola ha conectado a la red eléctrica británica el parque eólico marino East Anglia One, que construye en aguas del Mar del Norte, a unos 50 km de la costa del condado inglés de Suffolk, y cuya puesta en marcha está prevista para el próximo año.

En concreto, el primero de sus 102 aerogeneradores, denominado WTG E19, ya ha suministrado energía eléctrica limpia a la subestación terrestre ubicada en la localidad de Burstall. Su filial ScottishPower Renewables, que ya ha instalado 25 turbinas en el emplazamiento a lo largo de este verano, irá conectándolas a la red paulatinamente.

Con una inversión aproximada de 2.500 M£ y cubriendo área de 300 km2, East Anglia One es uno de los proyectos en desarrollo más relevantes de Iberdrola y la mayor iniciativa renovable promovida nunca por una empresa española.

Cuando entre en operación, en 2020, el parque será el mayor del mundo, al contar con una capacidad instalada de 714 MW, con la que abastecerá de energía limpia a 630.000 hogares británicos.

La construcción de East Anglia One está impulsando la industria eólica marina en Europa, dando ocupación a más 1.300 personas en varios países (España, Reino Unido, Países Bajos y Emiratos Árabes Unidos) y siendo clave para varios sectores, como el naval.

El proyecto ha tenido un gran efecto tractor en España, ya que Iberdrola ha contado con la participación empresas locales como Navantia, Windar o Siemens-Gamesa para el desarrollo de buena parte de los componentes claves del parque.

Características técnicas de East Anglia One

  • 102 aerogeneradores de Siemens Gamesa componen el parque, cada uno con una capacidad de 7 MW. Una vez instalados tendrán una altura total de 167 m.
  • Una subestación marina (Andalucía II), fabricada por Navantia en Puerto Real (Cádiz), será la encargada de recoger la electricidad producida por los aerogeneradores y transformar la tensión para poder trasladarla a la costa, de lo que se encargan dos cables de exportación en el fondo del mar, cada uno de cerca de 85 km.
  • Estos cables se unen a otros seis subterráneos en tierra de unos 37 km., desde Bawdsey hasta un nuevo transformador terrestre en Burstall, que conecta el parque eólico marino a la red nacional.
  • De las 102 cimentaciones tipo jacket, Navantia ha fabricado 42 en Fene (España) y Windar ha construido los pilotes en Avilés (Asturias). Las otras 60 cimentaciones las han fabricado Lamprell en los Emiratos Árabes Unidos y Harland & Wolff en Belfast.

Iberdrola, firme apuesta por la eólica marina

Durante los próximos años, Iberdrola redoblará su apuesta por la energía eólica marina, con el desarrollo de una cartera de proyectos superior a los 10.000 MW. Este crecimiento se articulará, fundamentalmente, en torno a tres ejes: el Mar del Norte, el Mar Báltico y Estados Unidos.

De este modo, la generación limpia en el mar será un pilar fundamental de la estrategia de la compañía, que prevé destinar al negocio renovable un 39% de los 34.000 M€ de inversión contemplados para el periodo 2018-2022: 13.260 M€.

Actualmente, el grupo ya tiene en operación dos parques eólicos marinos: West of Duddon Sands, puesto en marcha en 2014 en el Mar de Irlanda; y Wikinger, en aguas alemanas del Mar Báltico y en funcionamiento desde diciembre de 2017.

En Estados Unidos, Iberdrola ya está promoviendo el mayor parque eólico marino a gran escala del país: Vineyard Wind. Situado frente a las costas del estado de Massachusetts, sus 800 MW de potencia serán capaces de atender las necesidades energéticas de 1 M de hogares.

En Alemania, la empresa se adjudicó, en abril de 2018, dos nuevas instalaciones en el Báltico con una potencia total de 486 MW: Baltic Eagle y Wikinger Süd.

A estos nuevos parques se sumará Saint-Brieuc, en aguas francesas, cuya entrada en operación se prevé para 2022. Tendrá una potencia de 496 MW y estará ubicado frente a la costa de la Bretaña francesa, 20 km mar adentro.

Con los proyectos en marcha, la compañía habrá instalado 2.000 MW eólicos marinos a finales de 2022, a los que se añadirán otros 1.000 más allá de ese año.

Iberdrola se encuentra ante una gran oportunidad de crecimiento, puesto que tanto en Reino Unido como en Estados Unidos existen ambiciosos objetivos de nueva potencia eólica marina para los próximos años: 30.000 MW para 2030 en el primero y 25.000 MW en el segundo, con diferentes horizontes temporales.

Se espera que la capacidad instalada de energía renovable en Colombia aumente del 2% en 2018 al 14% en 2025, con un aumento adicional al 21% en 2030. Se prevé que la capacidad renovable del país se quintuplique hasta alcanzar los 5,9 GW con una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 24,4%. Este crecimiento puede atribuirse a las nuevas políticas gubernamentales que facilitan los fondos para proyectos de energía renovable, las medidas de eficiencia energética y el anuncio de subastas de energía renovable en 2018, dice GlobalData.

Sin embargo, el último informe de GlobalData, “Colombia Power Market Outlook to 2030, Update 2019 – Market Trends, Regulations and Competitive Landscape” (Perspectivas del mercado de energía eléctrica en Colombia hasta 2030, actualización de 2019 – Tendencias del mercado, regulaciones y panorama competitivo), también revela que la capacidad del país basada en el carbón aumentará en un 43% entre 2018 y 2030 para alcanzar los 2,4 GW, mientras que la energía basada en el gas aportará el 14% de la capacidad total.

Los proyectos de energía renovable y eficiencia energética se encargarán de la gestión de la demanda en un futuro próximo. Se espera que la capacidad eólica terrestre del país aumente de 19,5 MW en 2018 a 3,4 GW en 2030, lo que representa el mayor crecimiento del país entre sus fuentes renovables. Se espera que la capacidad fotovoltaica alcance los 1,7 GW en 2030, frente a los 172,6 MW de 2019 con una CAGR del 23%, mientras que en el segmento de la bioenergía se espera un crecimiento del 7% para alcanzar los 719 MW. Hasta la fecha, Colombia no tiene ninguna capacidad geotérmica instalada, pero se espera que tenga 50 MW instalados para el año 2024, lo que llevará a una capacidad de 115 MW en 2030, creciendo a una tasa de crecimiento del 15% CAGR”.

Se espera que el Plan de Expansión de Generación y Transmisión 2015-2029 de Colombia dé lugar, en un futuro cercano, a grandes volúmenes de energía renovable. La expansión y modernización prevista de la red de 4,2 GW a 6,7 GW, que tiene por objeto apoyar 1 GW de carbón y 1,5 GW de energía hidroeléctrica, supondrá una enorme inversión en la industria de la infraestructura de la red. Esto, a su vez, es probable que abra nuevos mercados para el almacenamiento de energía y los sistemas de eficiencia energética que permitan un suministro constante de energía cuando no se disponga de renovable.

En el marco del segundo día de actividades de Intersolar Mexico, el tema del desarrollo y el futuro de la energía solar fotovoltaica en México, fue analizado por expertos provenientes de organizaciones como Asolmex, Cosmo Consulting, UNAM, IER, Energía Hoy y Tractebel Engineering.

Durante su ponencia, Viridiana Vázquez Guerrero, Gerente General en Asolmex, enfatizó el resultado de las tres subastas de energía, donde se asignaron 37 proyectos solares con una inversión de 5 MM$, que entrarán en operación en el periodo de 2018 a 2020.

Por su parte, Nairo León, investigador de la UNAM, comentó que con los datos del Instituto Mexicano de la Competitividad en México, nuestro país se posiciona como el número uno en pérdidas económicas en transmisión y distribución de energía a nivel mundial.

En cuanto al financiamiento de la energía solar, donde participaron Bancomext, Suneco, First Solar, Inc. y la SHCP; los conferencistas abordaron temas entorno a las oportunidades de inversión en sistemas fotovoltaicos y cómo pueden ser financiadas estas inversiones. Los expertos coincidieron en que uno de los principales desafíos en México es el apoyo financiero para las empresas por lo que el desarrollo de un mercado con reglas y estructuras claras es indispensable.

El último bloque de conferencias, moderado por Solar Promotion International, mostró el escenario que debe predominar para el correcto almacenamiento de energía eléctrica, el potencial de integración de energías intermitentes en México así como las redes inteligentes que son clave para una mayor integración de las energías renovables.

Sobre InterSolar Mexico
Intersolar Mexico hace su debut en 2019 como la fuente de referencia de la industria para las tendencias de tecnología más importantes y los mejores contactos B2B en el prometedor mercado solar mexicano. El evento se presentará en el Pepsi Center del World Trade Center Ciudad de México, del 3 al 5 de septiembre de 2019 y está co-ubicado de manera simultánea con THE GREEN EXPO®, ambos eventos serán la reunión más grande de fabricantes, distribuidores y profesionales internacionales que buscan reunirse con compradores y socios regionales en los campos de energía solar, energías renovables y tecnologías limpias. Se espera que más de 250 expositores y 13,000 visitantes de más de 35 países participen en los eventos este año.

Parque de Aracati

Se espera que la capacidad total de energía renovable en Brasil crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 6%, de 31 GW en 2018 a 60,8 GW en 2030, según GlobalData.

El último informe de GlobalData revela que el aumento de las subastas de energía renovable, la promoción de proyectos híbridos de energía renovable y otras iniciativas gubernamentales tales como incentivos fiscales, medición inteligente, objetivos de energía renovable y políticas favorables de acceso a la red para la energía renovable probablemente darán lugar a la expansión de las energías renovables para 2030.

Entre 2019 y 2030, se espera que los segmentos de energía solar fotovoltaica y eólica terrestre crezcan a una tasa de crecimiento del 14% y el 6%, respectivamente. El aumento significativo de estas dos tecnologías hará que la energía renovable sea el segundo mayor contribuyente a la combinación energética del país para el año 2030.

La conexión de más de 25.000 sistemas de energía, en su mayoría solares fotovoltaicos, a la red brasileña a mediados de 2018 bajo el esquema de medición neta, refuerza aún más el patrón de crecimiento de las energías renovables durante el período previsto.

Los principales desafíos para el sector energético de Brasil son su excesiva dependencia de la energía hidroeléctrica barata para la capacidad de carga base y la falta de una infraestructura de red eléctrica robusta. En 2018, la energía hidroeléctrica representaba el 62,7% de la capacidad instalada total del país. En caso de sequía, el agotamiento de los embalses de las presas podría provocar una escasez de energía y el paso a una costosa energía térmica, lo que aumentaría los precios de la electricidad.

A largo plazo, se espera que la capacidad hidroeléctrica disminuya y sea compensada con un aumento de la capacidad de energía renovable. Por otro lado, se prevé que las capacidades térmicas y renovables aumenten y aporten el 28% y el 18%, respectivamente, de la capacidad instalada en 2030.

El Brasil está avanzando hacia una combinación de fuentes de energía equilibrada mientras se prepara para duplicar su capacidad de energía renovable no hidroeléctrica para 2030. Con un aumento de casi 10 GW en la capacidad de energía térmica para 2030 en comparación con 2018, el país está en camino de gestionar mejor los picos de demanda, reducir la dependencia de la energía hidroeléctrica y mantener una red saludable.

La instalación de almacenamiento térmico de energía eléctrica (ETES) desarrollada por Siemens Gamesa
ya está en funcionamiento. Con este innovador sistema de almacenamiento, el primero del mundo de este
tipo, la compañía da respuesta a uno de los principales retos de la transición energética: cómo almacenar grandes cantidades de energía de manera competitiva y, por tanto, desvincular generación de electricidad y consumo.

A la inauguración asisitieron el secretario de estado del ministerio alemán de Economía y Energía, Andreas Feicht, y el alcalde de Hamburgo, Peter Tschentscher, junto con Markus Tacke, Consejero Delegado de Siemens Gamesa. Asimismo, han estado presentes miembros del Instituto de Dinámica de Termofluidos de la Universidad Técnica de Hamburgo-Harburg (TUHH) y del proveedor de energía Hamburg Energie, socios de Siemens Gamesa en este proyecto.

La instalación cuenta con unas mil toneladas de piedra volcánica que almacenan la energía. Se alimenta de energía eléctrica convertida en aire caliente a través de un calentador por resistencia y un insuflador de aire, que calienta las rocas hasta alcanzar los 750 ºC. Durante los picos de demanda, ETES emplea una turbina de vapor para la re-electrificación de la energía almacenada. De esta manera, la planta piloto ETES puede almacenar hasta 130 MWh de energía térmica durante una semana. Además, la capacidad de almacenamiento del sistema se mantiene constante durante los ciclos de carga.

Este proyecto piloto quiere demostrar cómo se integra este sistema en la red de manera regular y probar el almacenamiento térmico a gran escala. En un próximo paso, Siemens Gamesa planea utilizar la tecnología de almacenamiento en proyectos comerciales y escalar la capacidad de almacenamiento y su potencia. El objetivo es almacenar energía en el rango de varios GWh en el futuro próximo. 1 GWh es el equivalente al consumo diario de electricidad de unos 50.000 hogares.

Este proyecto, financiado por el Ministerio alemán de Economía y Energía, ha contado con el apoyo de
científicos del Instituto de Dinámica de Termofluidos de la Universidad Técnica de Hamburgo (TUHH) -que
se han encargado de la investigación sobre los fundamentales termodinámicos- y del proveedor municipal
de energía Hamburg Energie que, además de vender la energía almacenada, ha desarrollado una
plataforma informática a la que se conecta la instalación para garantizar el máximo beneficio posible
mediante un uso optimizado del almacenamiento.

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