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Iberdrola, a través de su filial ScottishPower, ha acordado la venta de sus activos de generación tradicional en Reino Unido a la compañía Drax Smart Generation, filial del grupo Drax, por 702 millones de libras (801 millones de euros).

De este modo, la empresa se convierte en la primera energética integrada del país en ser 100% renovable, al desprenderse de 2.566 megavatios (MW) de potencia de generación tradicional, que incluye principalmente las plantas de ciclo combinado de gas, y tras haber clausurado en los últimos años las últimas centrales de carbón que tenía en el país.

Esta operación -sujeta a las aprobaciones habituales de terceros en este tipo de transacciones- supone un nuevo paso en el compromiso del grupo Iberdrola de avanzar hacia una economía descarbonizada, en la que el sector eléctrico debe jugar un papel clave.

El presidente de la compañía, Ignacio Galán, ha querido destacar el compromiso de Iberdrola con Reino Unido: “Es un mercado clave para nosotros y uno de los pilares presentes y futuros del grupo. Invertiremos en él 5.200 millones de libras hasta 2022, fundamentalmente en incrementar nuestra capacidad renovable, desarrollar más redes y más inteligentes y ofrecer soluciones más personalizadas y eficientes a nuestros clientes”.

De este modo, la compañía seguirá incrementando su peso en Reino Unido, donde ya cuenta con una potencia eólica de 2.700 MW instalados o en construcción, además de una cartera de proyectos superior a los 3.000 MW. De esta capacidad, la mayor parte -2.900 MW- corresponde a proyectos eólicos marinos. Estos nuevos desarrollos se sumarían al parque East Anglia One, actualmente en construcción, que contará con una capacidad de 714 MW y será el mayor parque eólico marino del mundo cuando entre en funcionamiento en el año 2020.

Ignacio Galán, que ha recordado que esta operación forma parte de la “habitual rotación de activos de la empresa”, ha añadido que “el mundo está cambiando” y que “las energéticas deben ser parte de la solución al cambio climático y no parte del problema”.

PLAN DE ROTACIÓN DE ACTIVOS

La desinversión del negocio de generación tradicional en Reino Unido se enmarca dentro del plan de rotación de activos por valor de 3.000 millones de euros que Iberdrola anunció el pasado mes de febrero, con motivo de la presentación de sus Perspectivas Estratégicas 2018-2022.

Esta operación en Reino Unido se suma a la venta del negocio de almacenamiento de gas en Estados Unidos y a la participación minoritaria en Tirme, siendo el importe total de transacciones anunciadas en 2018 superior a los 1.000 millones de euros.

Walmart y EDP Renováveis (“EDPR”) anuncian que han formalizado tres acuerdos de compraventa de electricidad (PPA, por sus siglas en inglés) que permitirán la construcción de tres nuevos parques eólicos a gran escala en los estados de Illinois e Indiana. El desarrollo, la propiedad y las operaciones correrán a cargo de EDPR. La inversión total de 233 megavatios (MW) de Walmart se desglosa como sigue:

•123 MW del parque eólico Bright Stalk (un proyecto de 205 MW en el condado de McLean —Illinois— que se espera que entre en funcionamiento en 2019; este PPA forma parte del anuncio que publicó EDPR el 3 de julio de 2018).

•60 MW del parque eólico Headwaters II (un proyecto de 200 MW en el condado de Randolph —Indiana— que se espera que entre en funcionamiento en 2020; este PPA forma parte del anuncio que publicó EDPR el 3 de julio de 2018).

•50 MW del parque eólico Harvest Ridge, anteriormente Broadlands (un proyecto de 200 MW en el condado de Douglas —Illinois— que se espera que entre en funcionamiento en 2019; este PPA forma parte del anuncio que publicó EDPR el 10 de mayo de 2018).

La adquisición de Walmart por medio de estos acuerdos generará un volumen de electricidad suficiente como para abastecer de energía renovable a más de 60.000 hogares medios en Illinois y 15.000 hogares medios en Indiana cada año. Asimismo, estos parques eólicos conllevarán numerosos beneficios económicos a los estados y regiones en los que se encuentran, en particular en lo referente a la creación de empleo, la retribución de los propietarios de las tierras, los pagos de impuestos y los fondos invertidos en las comunidades locales.

En los últimos años, el abaratamiento de la energía renovable ha dado lugar a un incremento en la contratación de energía limpia por parte de empresas como Walmart. El continuo compromiso que muestran las empresas con la contratación de energía renovable refleja fielmente la importancia y el valor de garantizar unos precios fijos y competitivos a largo plazo.

Hasta la fecha, EDPR opera 797 MW en proyectos de energía eólica en Illinois y, con la incorporación de los parques eólicos de Bright Stalk y Harvest Ridge, la firma seguirá ampliando su presencia en el estado y superará los 1.200 MW (o 1,2 gigavatios, GW) de capacidad operativa para finales del próximo año.

EDPR también opera 801 MW en proyectos de energía eólica en Indiana. Con la finalización de la construcción del parque eólico Meadow Lake VI, de 200 MW, EDPR superará el umbral de los 1.000 MW (o 1 GW) de capacidad operativa para finales de 2018. La firma seguirá ampliando su cartera de energía renovable en el estado en los próximos años con la incorporación del parque eólico Headwaters II y el parque Riverstart Solar Park, de 200 MW, que se espera que estén operativos en 2020 y 2022, respectivamente.

EDP North America opera más de 5.600 MW en proyectos de energía renovable.

De acuerdo con las últimas cifras autorizadas de Bloomberg NEF (BNEF), la inversión global en energía limpia fue de 67.800 M$ en el tercer trimestre de 2018, un 6% menos que en el mismo período del año pasado. El descenso en el trimestre julio-septiembre deja la inversión para el año hasta ahora, con un modesto 2% por debajo de los primeros nueve meses de 2017, lo que deja abierta la posibilidad de que 2018 en conjunto terminará igualando el total del año pasado, especialmente si unas pocas ofertas multimillonarias de energía eólica marina se concluyen antes de Navidad.

BNEF incluye el aumento de capital por parte de compañías especializadas en vehículos eléctricos en sus totales de inversión en energía limpia, y este elemento fue un punto brillante en el último trimestre. Hubo una oferta pública inicial de 1.000 M$ por parte de NIO, una ronda de capital de riesgo Serie C de 585 M$ por Guangzhou Xiaopeng Motors y una ronda de pre-OPI de 294 M$ por Zhejiang Dianka Automobile.

Colin McKerracher, Jefe de Análisis de Transporte Avanzado de BNEF, dijo que hay una cantidad creciente de dinero persiguiendo el auge de los vehículos eléctricos en China. “Estamos viendo que más compañías están recaudando fondos mientras buscan saltar de los vehículos conceptuales a la fabricación en serie. Pero el mercado parece cada vez más abarrotado y la consolidación es probable“, agregó.

En cuanto a las cifras de inversión global del tercer trimestre por tipo, la financiación de activos de proyectos de energía renovable a gran escala ascendió a 49.300 M$, un 15% menos que en el tercer trimestre de 2017, mientras que la compra de sistemas solares de pequeña escala, de menos de 1 MW, totalizó 13.500 M$, un 9% más respecto al año anterior.

La inversión de los mercados públicos en energía limpia aumentó un120% hasta 3.100 M$, gracias a la flotación de NIO mencionada anteriormente, pero también por una emisión convertible de 1.300 M$ del especialista en valorización energética de residuos China Everbright International y una salida a bolsa de 311 M$ del desarrollador estadounidense de pilas de combustible Bloom Energy.

El capital de riesgo y la inversión de capital privado aumentaron aún más bruscamente, en un 378% hasta 2.400 M$. Las financiaciones de VC/PE de empresas especializadas de energía limpia han alcanzado los 7.500 M$ en los primeros nueve meses de 2018, lo que hace que este año sea el más fuerte desde al menos 2011. Las seis mayores ofertas de capital de VC/PE de 2018 hasta ahora han involucrado a todas las empresas chinas de vehículos eléctricos, incluidas las dos mencionadas anteriormente durante el tercer trimestre

Las tres mayores financiaciones de activos de energía renovable en el trimestre fueron el proyecto de 860 MW Triton Knoll en aguas de Reino Unido con un coste de inversión de 2.600 M$, la cartera de 706 MW de Enel Green Power South Africa, con 1.400 M$, y la cuarta fase del parque eólico marino Guohua Dongtai, de 300 MW, en aguas chinas, a un estimado de 1.200 M$.

Una división por país de las cifras generales muestra a China nuevamente como el mayor inversor en energía limpia en el tercer trimestre con 26.700 M$, ligeramente por encima de las cifras para el mismo período de 2017. Sin embargo, hubo otras señales de un cambio importante y esperado: un enfriamiento -después de la oleada de instalación solar del país, ante la acción deliberada de los responsables políticos. En el tercer trimestre, la inversión solar en China fue de 14.200 M$, un 23% menos que el año anterior.

Otros países y bloques comerciales que invirtieron en energía limpia por más de 1.000 M$ en el tercer trimestre de 2018 fueron:

  • Europa: 13.400 M$, un 1% más
  • Alemania: 1.300 M$, un 49% menos
  • India: 1.500 M$, un 14% más
  • Japón: 4.000 M$, un 21%
  • Holanda: 1.100 M$, casi cuatro veces más
  • Sudáfrica: 2.600 M$, 90 veces más, lo que hace que la inversión en 2018 sea la más alta en cinco años
  • España: 1.900 M$, 11 veces más, lo que hace que la inversión en 2018 sea la más alta desde 2011
  • Turquía: 1.200 M$, un 25% más
  • Reino Unido: 2.900 M$ ,un 46% menos.
  • UU.: 11.400 M$, un 20% menos en comparación con el tercer trimestre de 2017

En el nuevo proyecto MethQuest, financiado por el Ministerio de Asuntos Económicos y Energía de Alemania (BMWi), se desarrollarán tecnologías que respaldarán la transición energética de Alemania utilizando combustibles a base de metano provenientes de fuentes renovables. El enfoque también será el acoplamiento sectorial, es decir, la conexión de los sectores energético y transporte.

Un total de 27 socios científicos, industriales y comerciales colaborarán en el trabajo de investigación y desarrollo durante un período de tres años en seis proyectos conjuntos. El coordinador del Gobierno Federal para la industria marítima, Norbert Brackmann, dio el visto bueno en la reunión inicial celebrada el 14 de septiembre en Friedrichshafen. La responsabilidad de la coordinación del proyecto principal conjunto ha sido asignada a Rolls-Royce Power Systems y al Centro de Investigación DVGW en el Engler-Bunte-Institute (EBI) del Instituto de Tecnología de Karlsruhe (KIT).

En el proyecto MethQuest, se desarrollarán y analizarán tecnologías que permitirán que los combustibles a base de metano provenientes de fuentes renovables se usen en aplicaciones móviles y estacionarias y posteriormente se lancen al mercado. Si bien el uso del gas está muy extendido, especialmente para fines de calefacción, su potencial para el transporte de pasajeros, mercancías y marítimo apenas se ha desarrollado hasta la fecha. Su uso en plantas de cogeneración para proporcionar un medio flexible de generación de calor y energía también se ha estancado durante muchos años, a pesar del hecho de que las plantas de cogeneración se consideran un elemento clave de la transición energética.

Tomando el Puerto de Karlsruhe como caso de estudio, se examinarán y simularán las interfaces y sinergias del acoplamiento sectorial. Específicamente, el propósito del estudio es determinar cómo se puede producir localmente según se requiera: electricidad, gas y calor; y suministrarse a los usuarios finales. Estos incluirán la infraestructura local del puerto, además de la flota de autobuses de la ciudad y las barcazas. También se considerarán posibilidades de almacenamiento que permitirían operar la red local de manera independiente.

Como explicó Norbert Brackmann: “Para una transición energética exitosa, es absolutamente esencial que los sectores de energía y transporte estén acoplados y considerados en su conjunto. Al mismo tiempo, los combustibles a base de metano producidos utilizando energía eléctrica que se genera a partir de fuentes renovables (“power-to-gas”) serán un factor importante. Permitirán que las emisiones de gases de efecto invernadero se reduzcan significativamente, lo que ayudará a lograr nuestros objetivos de protección climática. El mayor desarrollo de tecnologías que harán posible el uso eficiente de energía de estos combustibles es una parte integral del proyecto principal de MethQuest“.

El proyecto tiene un valor total de 32 M€, con financiación aportada por el Ministerio de Asuntos Económicos y Energía (BMWi) por un total de 19 M€. Andreas Schell, Director Ejecutivo de Rolls-Royce Power Systems, y el Dr. Frank Graf, Director de Tecnología de Gas en el Centro de Investigación DVGW aceptaron la aprobación oficial de la subvención en nombre de los 27 socios del proyecto.

El consorcio entre Siemens y Mortenson ha completado con éxito las estaciones de conversión de potencia de corriente continua de alta tensión (HVDC) de 500 kV Bipole III para el cliente Manitoba Hydro. Las estaciones de conversión de HVDC son una parte integral del proyecto de transmisión Manitoba Hydro Bipole III. Toda la línea de transmisión actuará como una “autopista de electricidad”, reforzando la fiabilidad del suministro de electricidad de Manitoba al reducir la dependencia de las líneas de transmisión HVDC existentes, al tiempo que garantiza un transporte de baja pérdida de energía renovable desde las estaciones generadoras del norte para satisfacer los crecientes requerimientos de energía. Las estaciones de conversión de HVDC son subestaciones especializadas que admiten la conversión de energía eléctrica de corriente alterna de alta tensión (HVAC) a corriente continua de alta tensión (HVDC) o viceversa, un componente crítico para interconectar sistemas de energía independientes.

Las estaciones de conversión Bipole III incluyen la estación de conversión Keewatinohk en el norte de Manitoba, cerca de la bahía de Hudson, y la estación de conversión de Riel, cerca de Winnipeg, en la región sur de la provincia. Las estaciones de conversión tienen una capacidad de transmisión de 2.000 MW, suficiente para satisfacer más del 40% de la demanda de electricidad máxima de la provincia. La transmisión HVDC es la tecnología ideal para implementar cuando la electricidad debe transportarse a grandes distancias, desde áreas remotas donde se produce a centros urbanos e industriales donde es necesaria, ya que la transmisión HVDC sufre pérdidas de electricidad mucho más bajas que la transmisión AC estándar.

El consorcio entre Siemens y Mortenson fue responsable del suministro del equipo convertidor HVDC y las instalaciones asociadas, Siemens proporcionó el diseño del sistema, la fabricación, el suministro y la puesta en marcha de la tecnología central HVDC, mientras que Mortenson brindó ayuda en el diseño y en los servicios de construcción para la infraestructura de soporte, incluida la construcción de la estación de conversión, filtros de aire acondicionado y subestaciones transformadoras de corriente continua. La ubicación remota de la estación de conversión Keewatinohk y las condiciones extremas del clima invernal, presentes en ambos sitios, supusieron interesantes desafíos de logística y construcción para el equipo.

La energía renovable se está volviendo cada vez más importante para los hogares y las industrias en toda Europa, según las estadísticas publicadas recientemente por la Asociación de Organismos Emisores (AIB) y analizadas por ECOHZ. Al comparar la oferta y la demanda de Garantías de Origen (GO) para 2018 y 2017 se muestra que el suministro aumentó en 45 TWh, mientras que la demanda aumentó en 34 TWh.

Históricamente, el mercado de Garantías de Origen (GO) ha tenido una mayor oferta que demanda anual. Ahora esta tendencia está cambiando rápidamente, y el excedente de mercado ha disminuido significativamente en los últimos dos años. Detrás de este aumento de la demanda están los consumidores europeos y las empresas responsables con el cambio climático, que están cumpliendo cada vez más sus objetivos de energía verde mediante la documentación de sus compras renovables.

Tanto Italia como Suiza alcanzaron niveles récord para la demanda de GO. Los hogares y las empresas italianas tienen el volumen más alto de todos los tiempos, y en 2018 ya han comprado 44,9 TWh, en comparación con los 39,5 TWh del segundo trimestre de 2017, un aumento del 13,7%. Suiza también supera su propio récord con 56,8 TWh en lo que va de año en comparación con 51,1 TWh del 2T de 2017, un aumento del 11,2%.

Aunque es un mercado mucho más pequeño, Islandia también ha tenido un impresionante aumento del 38,5% en la demanda de GO en 2018 (3,6 TWh), en comparación con el 2T de 2017 (2,6 TWh).

Noruega fue uno de los primeros miembros de la AIB, y su gran producción hidroeléctrica dominó el lado de la oferta del mercado de GO durante algunos años. Si bien la producción de Noruega y el suministro de GO han sido muy estables (140 TWh en 2017), muchos países nuevos han contribuido con fuertes aumentos en el suministro global de GO. Esto ha resultado en una caída significativa de la participación de Noruega en los GO emitidos, cayendo de alrededor del 60% en 2008 al 27% en 2017.

Eólica y solar aportan el mayor incremento de suministro

La energía hidroeléctrica ha sido durante mucho tiempo la tecnología más común de los GO emitidos en Europa. Todavía tiene una importante participación, pero están ocurriendo cambios rápidamente. La participación en la oferta de energía hidroeléctrica cayó del 79% en 2015 al 64% en 2017. Este cambio puede explicarse principalmente por la mayor disponibilidad de energías solar y eólica. La eólica está aumentando rápidamente, del 11% en 2015 al 21% en 2017. La participación de la solar sigue siendo pequeña, pero ha crecido del 1% en 2015 al 5% en 2017.

Muchos países actualmente limitan la emisión de GO de plantas de energía que han recibido apoyo nacional. Como muchas de estas plantas de energía son eólicas o solares, el resultado es un suministro restringido de GO a partir de las tecnologías más recientes. Esta práctica puede cambiar, ya sea como resultado de un cambio de política, pero también debido a que en muchos países se han desmantelado los sistemas de apoyo.

También vale la pena señalar que muchos de los países actualmente con una política que permite la emisión de GO de centrales eléctricas que reciben contribuciones de esquemas nacionales como Holanda y los países nórdicos, también se encuentran entre los mercados de PPA más atractivos de Europa en la actualidad.

Se espera que más países miembros se unan

AIB, el mercado paneuropeo conectado al centro electrónico de GO de AIB, tiene actualmente un total de 20 miembros. Lituania, Letonia y Grecia aspiran a ser aprobadas como nuevos miembros de AIB, muy probablemente a finales de 2018 o principios de 2019. Polonia, Serbia y Bosnia podrían ser las siguientes en la lista, pero la membresía plena de la AIB no sucederá hasta más adelante en 2019.

Cada nuevo país miembro que se une al sistema AIB aporta más demanda y oferta al mercado de energía renovable en Europa. Estos países miembros adicionales representarían una expansión significativa para el sistema europeo de GO. Su membresía hará que el mercado común sea aún más robusto mediante la agregación de la oferta y demanda paneuropea de energía renovable.

El mercado mundial de cimentaciones de aerogeneradores registró un valor de mercado de 5.700 M$ en 2017 y se espera que alcance 7.200 M$ en 2022, impulsado principalmente por las subastas de energía renovable, políticas gubernamentales de apoyo, los costes decrecientes de operación y mantenimiento y las tarifas de alimentación, según GlobalData.

El último informe de la compañía: ‘Wind Turbine Foundations, Update 2018’ indica que el valor global del mercado de cimentaciones para aerogeneradores terrestres se estima en 3.050 M$ en 2022. Asimismo, se espera que el valor de mercado anual de las cimentaciones para aerogeneradores marinos alcance 4.160 M$ en 2022.

La mayoría de las instalaciones eólicas marinas en todo el mundo hasta la fecha han utilizado cimientos monopilote, estructuras cilíndricas clavadas en el lecho marino y unidas a la parte inferior de la torre del aerogenerador. Sin embargo, los aerogeneradores marinos son cada vez más grandes, lo que complica el uso de cimentaciones monopilote. A medida que los proyectos de energía eólica marina se alejan de la costa, las estructuras tipo jacket, que normalmente consisten en cuatro patas conectadas mediante tirantes, son cada vez más comunes, ya que utilizan una estructura de celosía para soportar el peso mientras usan menos acero.

Durante el período de pronóstico, se estima que se instalarán 98.750 cimentaciones eólicas terrestres y 5.449 cimentaciones eólicas marinas, lo que representa instalaciones con respecto a la capacidad que actualmente se encuentran en las etapas de construcción y permisos.

China es el mayor centro de fabricación de aerogeneradores y sus componentes. Entre 2018 y 2022, se estima que el mercado de cimentaciones terrestres alcance un valor de 865,2 M$ en el país. Asimismo, se estima que el mercado de equipos de cimentaciones marinas alcanzará 504 M$ durante el mismo período.

Actualmente, en China, los monopilotes son la elección de cimentación más popular, pero también se han instalado una variedad de cimentaciones, que incluyen jackets, pilotes múltiples, cimentaciones de gravedad y tipo suction bucket, con la mayoría de las cimentaciones desplegadas en zonas intermareales. Si bien la zona intermareal ha proporcionado un campo de pruebas útil para diferentes tipos de cimentaciones, existe una clara necesidad de probar más cimentaciones en alta mar para identificar cuáles son los más apropiadas para las aguas chinas.

EE.UU. es el único país de América que tenía energía eólica marina instalada en 2017. Más del 58% de la energía eólica marina de EE.UU. se encuentra en zonas de aguas profundas donde no se utilizan estructuras convencionales, como piezas de transición o monopilotes . Por tanto, teniendo en cuenta esta condición, las empresas estadounidenses están desarrollando plataformas eólicas flotantes innovadoras para uso en aguas profundas que ayudarán a proporcionar un mercado para proyectos eólicos marinos innovadores en EE.UU.

La empresa pública de vivienda y urbanismo del Gobierno de Navarra ha iniciado ya los trámites para licitar la puesta en marcha y explotación de la Central de Calor de la Txantrea, un novedoso y ambicioso proyecto vinculado a la rehabilitación energética de este barrio pamplonés, que dará suministro a las redes de calor y agua caliente de más de 4.500 viviendas y varios edificios dotacionales, utilizando además la biomasa forestal como fuente de energía renovable.

El proyecto de Nasuvinsa está impulsado y arropado de forma transversal por tres equipos del Gobierno de Navarra –los departamentos de Desarrollo Económico, Derechos Sociales y Desarrollo Rural y Medio Ambiente que dirigen Manu Ayerdi, Miguel Laparra e Isabel Elizalde-, en cuanto que supone una innovadora iniciativa en materia de transición energética, rehabilitación de vivienda y sostenibilidad medioambiental, respectivamente.

En este sentido, la utilización de la biomasa forestal como fuente renovable de origen local, la introducción de la eficiencia energética en la rehabilitación de edificios o la reducción en un 80% de emisiones de gases de efecto invernadero en este ámbito son algunos de los factores que convierten a la Central de Calor de la Txantrea en un proyecto pionero en el Estado.

La sociedad pública de vivienda y urbanismo del Gobierno de Navarra ha publicado en el Boletín Oficial de Navarra (BON) el período de información pública, durante un mes, del anteproyecto de construcción y explotación de la red de calor en el barrio de la Txantrea, así como del estudio de viabilidad del posterior contrato de concesión.

Un proyecto vinculado a Efidistrict

Nasuvinsa ha pilotado en la Txantrea, en colaboración con el Ayuntamiento de Pamplona, el pionero proyecto Efidistrict de rehabilitación y regeneración energética integral –envolventes térmicas y renovación de redes-, cuyas primeras obras arrancaron hace ahora un año en una veintena de edificios de las agrupaciones de vivienda social de Orvina y que ahora ha duplicado su ámbito de actuación, extendiéndose a otras zonas del barrio. Esta novedosa intervención urbanística global, que contribuirá a transformar el barrio de la Txantrea, se complementa ahora con la licitación, instalación y explotación de una Central de Calor de inversión público-privada.

La central térmica estará ubicada en el acceso a Orvina por la Ronda Norte (PA-30) –en tres parcelas compartidas por los municipios de Pamplona y Burlada, que han sido elegidas por su ubicación y ser de titularidad pública- y, tras el proceso de licitación del proyecto, adjudicación de las obras y período de construcción, estará ya en pleno rendimiento en 2020, ampliándose a una segunda fase a partir de 2023. En la primera fase tendrá una capacidad de producción térmica de 14,5 MW y tres años después se duplicará hasta alcanzar los 29 MW.

Esta infraestructura alimentará inicialmente las redes de calefacción y agua caliente de más de la mitad de las 8.000 viviendas que integran la Txantrea, con vocación de extender también el suministro al resto del barrio y al municipio colindante de Burlada, así como a varios edificios asistenciales y de servicios situados en el entorno de la central, como el Centro Psicogeriátrico San Francisco Javier.

La central de la Txantrea implica en su conjunto una inversión total de más de 13,6 M€ entre las dos fases. La sociedad pública Nasuvinsa invertirá 6,4 M€ en obras y urbanización para poner en marcha el proyecto –con 3 M€ procedentes del fondo europeo Feder- y el resto de la inversión –otros 7,2 M€ en dos fases- correrá a cargo de la empresa que resulte adjudicataria en el procedimiento de licitación que se abrirá después del verano, que regulará el contrato de concesión para la construcción y explotación de la central por un período de 25 años. La concesionaria será retribuida directamente por medio del precio que abonen los vecinos usuarios de su servicio y, a su vez, abonará a Nasuvinsa un canon anual por la explotación.

Los beneficios del uso de la biomasa

El proyecto destaca especialmente por la utilización de la biomasa forestal como combustible de generación energética en un 90% -el máximo en este tipo de instalaciones- y la central se servirá de gas natural únicamente en el 10% restante, de forma subsidiaria y como alternativa para cubrir los principales picos de demanda. La biomasa como fuente de energía renovable, alternativa a los actuales combustibles fósiles como el gasóleo o el gas, permite disminuir la dependencia energética exterior, además de considerarse neutra en emisiones de CO2 y de facilitar la generación de empleo local en el ámbito rural.

El uso de la biomasa como combustible proporcionará una calificación energética A para todas aquellas viviendas que se conecten a la red de calor de esta nueva central, lo que supone, teniendo en cuenta que los edificios de este ámbito fueron construidos antes de 1980, la mejora de al menos una letra en la escala.

Además, el volumen de biomasa que se estima requerirá la central térmica de la Txantrea para su funcionamiento rondará entre las 6.000 y 13.000 toneladas anuales, lo que va a permitir la creación de una cadena logística estable que garantizará unos ingresos importantes a las entidades locales suministradoras de recursos forestales implicadas en el proyecto.

En cuanto a los beneficios ambientales, la centralización de la producción térmica de la Txantrea en una sola infraestructura va a permitir la supresión de 15 puntos de emisión de GEI situados entre las viviendas del interior del barrio –reduciéndolas a 13.000 tCO2eq, lo que supone una disminución del 80%-, además de otras ventajas relacionadas por la gestión del ahorro de consumo energético o la utilización de una fuente renovable.

En cuanto a la red de distribución de calor, el proyecto de la Txantrea contempla desplegar 4,5 km de trazado, que puede ir ampliándose en función de la demanda, enterrado en una zanja que transportará la energía desde la central de producción hasta los puntos de intercambio en los edificios o grupos de calor existentes. La misma zanja dispondrá de canalizaciones para el paso de cableado de fibra óptica que permitirá monitorizar el funcionamiento de la central, tanto de la red como de los puntos de entrega de energía a los clientes en tiempo real.

La multinacional Kaiserwetter, especialista en gestión digital de activos financieros de energía renovable, ha publicado su ranking de los mayores fondos de inversión que operan exclusivamente en energía renovable en su informe Renewable Energy Assets and Funds Report 2018. El análisis resalta que, a la cifra récord de 280.000 M$ de nueva inversión en el sector el pasado 2017, se suman 114.000 M$ en transacciones de activos, lo que da una idea de la cantidad de dinero que mueven estas energías.

En el ranking se cuelan algunos fondos cotizados muy apetecibles para el inversor medio, tanto por su revalorización como por sus dividendos crecientes. De acuerdo a Kaiserwetter la inversión en energía renovable tiene las características de convertirse en un valor seguro, más rentable y estable que el oro o la deuda soberana de los países desarrollados.

El análisis señala que los mayores fondos del sector manejan activos valorados entre los 1.079 y 113 M$. A la cabeza está el New Energy Fund de BlackRock (con Enel, Kingspan o Vestas como principales posiciones), con el europeo Pictet Clean Energy en segunda posición y RobecoSAM en tercera. Las principales regiones de inversión del fondo de Black Rock son la Zona Euro (37%) y EE.UU. (28%). Por su parte, Pictet Clean Energy invierte en EE.UU., la Zona Euro y China, mientras que RobecoSAM lo hace en Europa y Singapur. Esto señala cómo, a pesar de que los fondos siguen enfocándose en Europa y EE.UU., Asia está convirtiéndose poco a poco en un mercado atractivo.

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El análisis de Kaiserwetter refleja la revalorización interanual de los mayores fondos del sector de las renovables, cuyo retorno de inversión es muy elevado. La mitad de los fondos de la lista exceden el retorno anual del 8%, siendo el americano PowerShares WilderHill Clean Energy el líder en retorno (15,63%). En segundo lugar se encuentra Guggenheim Solar, siguiéndole de cerca en retorno con un 13,74%. Éste es el mayor fondo cotizado de la lista, accesible por tanto al inversor medio. Guggenheim Solar es además el más activo en España, su mercado de inversión favorito tras EE.UU., China y Alemania. Sus principales posiciones son First Solar Inc y SolarEdge Technologies (8,92% y 7,31% del fondo respectivamente).

En cuanto al tipo de activos en que invierten, los principales fondos renovables se decantan por activos de tecnologías de la información aplicadas al sector, seguidos por los industriales. Guggenheim Solar ETF, por ejemplo, es un fondo eminentemente tecnológico (57% de sus activos). También Pictet-Clean y PowerShares WilderHill Clean Energy Portfolio apuesta por este tipo de activos (40%). Otros grandes fondos como PowerShares Cleantech (con Kingspan y Siemens como principales posiciones) invierten principalmente en activos industriales (55%) seguidos por los de tecnología de la información e innovación (25%).

El análisis apunta a que entre estas tecnologías se encuentran el Smart Data Analytics y tecnologías digitales punteras como el Internet de las Cosas (IoT). De hecho, la investigación y desarrollo corporativo en energías limpias alcanzó el pasado 2017 la cifra de 4.800 M$, un aumento del 12% con respecto al año anterior y la mayor cifra registrada en la historia.

En este sentido, Hanno Schoklitsch, CEO de Kaiserwetter, declara: “Nuestra investigación confirma la tendencia inversora en las renovables y, en concreto, en activos tecnológicos y digitales aplicados al sector. El consenso es que el aumento de la inversión en la transición a fuentes limpias actúa como motor económico. El futuro de las renovables como valor inversor seguro pasa por plataformas digitales como ARISTOTELES de Kaiserwetter, que ofrece Data as a Service a fondos e instituciones financieras con activos en el sector para minimzar riesgos y maximiza el retorno“.

Un nuevo informe, ‘The Power of Onshore Wind‘ de los consultores de energía renovable BVG Associates (BVGA) ha demostrado que adjudicar contratos por 5 GW de nueva energía eólica terrestre entre 2019 y 2025 podría ofrecer un retorno neto a los consumidores de Reino Unido de 1.600 M£. El informe cuenta con el respaldo de ScottishPower Renewables, Vattenfall, Innogy y Statkraft.

El análisis considera cinco subastas nuevas de Contratos por Diferencia (CfD, por sus siglas en inglés) realizadas a partir de 2019 y a intervalos de 18 meses a partir de entonces. Cada una de una capacidad máxima de 1 GW.

Las previsiones muestran que los costes de los nuevos proyectos eólicos en tierra caerán por debajo del precio de electricidad mayorista pronosticado por el Gobierno a partir de 2023, ofreciendo un beneficio neto para los consumidores de electricidad de Reino Unido.

En las cinco subastas, se espera que el 86% de los proyectos por capacidad se construirán en Escocia y el 12% en Gales. En Inglaterra se construirá menos del 2% compuesto por proyectos de pequeña escala (menos de 50 MW) de un tipo desarrollado típicamente por las comunidades.

Alrededor de 18.000 empleos cualificados serán generados durante los años pico de la construcción, con 8.500 personas empleadas en empleos cualificados a largo plazo cuando todos los parques eólicos estén funcionando. Se prevé que el 60% de los empleos se crearán en Escocia, el 17% en Gales y el 23% en Inglaterra.

Un claro compromiso con cinco subastas estimularía la inversión en la cadena de suministro, aumentando la ya elevada proporción de contenido de Reino Unido en los proyectos a casi el 70%. Las mayores oportunidades se encuentran en la fabricación de torres y palas, la renovación parcial y el desarrollo de equipos de instalación en Reino Unido.