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La empresa soriana Rebi ha solicitado el procedimiento de licitación de una parcela municipal en el ayuntamiento de Alcorcón para construir su sexta Red de Calor de distribución de energía térmica de biomasa para abastecer de calor y agua caliente sanitaria a más de 16.000 viviendas y más de un centenar de edificios públicos. El pasado jueves 7 de marzo el consejero delegado del Grupo Amatex-Rebi, Alberto Gómez Arenas, registró el proyecto en el consistorio, “llevamos desde febrero de 2017 trabajando con la Oficina de Inversor del Ayuntamiento de Alcorcón con muy buena acogida, por lo que ahora solo nos falta mantenernos a la espera del procedimiento abierto y del resultado de la declaración de impacto ambiental por parte de la Comunidad de Madrid”, explica Gómez Arenas.

Se plantea la incorporación de 36 MW de potencia térmica instalada en la central de nueva construcción, con tres calderas de biomasa de 12 MW cada una y un depósito de inercia de 10.000 m3 de agua y 238 MWh. La instalación tendrá capacidad para producir 150 GWh de energía térmica. Se trata de un proyecto que contempla 32 km de red en constante evolución bajo las calles de Alcorcón compuesta de tubos preaislados en doble dirección que trasportan la energía térmica a través de agua caliente a 90 ºC en su interior. Para la combustión de las calderas serán necesarias 37.500 t de biomasa en forma de astilla.

Los edificios conectados, en caso de conseguir la adjudicación de la parcela, dejarán de emitir 38.000 toneladas de CO2 a la atmósfera y los clientes de la Red podrán disfrutar de un ahorro económico de en torno a un 15%. La previsión de arranque de la infraestructura se sitúa a finales de 2020 o principios del año 2021, siempre y cuando la adjudicación del terreno y las licencias se resuelvan a favor de Rebi.

La pretensión del proyecto es extender la red de calefacción centralizada a lo largo de las zonas del parque de Lisboa, avenida Cantarranas, avenida de Lisboa y su alrededores, así como el parque Ondarreta.

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El sector de energía renovable será el sector de más rápido crecimiento en India, impulsado por las energías solar y eólica, aunque la energía térmica continuará dominando, según el último informe de GlobalData, India Power Market Outlook to 2030, Update 2018 – Market Trends, Regulations, and Competitive Landscape.

El informe revela que, aunque se espera que la potencia renovable no hidroeléctrica instalada y los niveles de generación se aceleren a altas tasas de crecimiento anual compuesto (CAGR) del 12% y 13,2%, respectivamente, durante el período de pronóstico (2018-2030); esto no bastará para desbancar el dominio de la potencia térmica, que aún se espera que represente casi la mitad del mix de generación en 2030.

Durante el período de pronóstico, se espera que la potencia instalada acumulada aumente a una CAGR del 5%. Se espera que la potencia nuclear instalada muestre una mayor tasa de crecimiento que el período histórico, con un 9,7%, precedida de cerca por la potencia renovable con un 12%. Se espera que la potencia térmica e hidroeléctrica muestren tasas de crecimiento del 2,1% y 3,4%, respectivamente, durante este período.

Se espera que las energías renovables no hidroeléctricas contribuyan a casi el 40% de la potencia instalada y con un poco más del 14% de la generación en 2030.

Se espera que la energía térmica siga contribuyendo a cerca del 48% de la potencia instalada en 2030, mientras que el carbón contribuye a casi el 85% de la potencia térmica instalada, similar al escenario en 2017.

Sin embargo, se espera que la contribución del carbón a la potencia total instalada disminuya del 57,9% en 2017 a alrededor del 40% en 2030, principalmente debido a un aumento en la contribución de la eólica, que se espera que aumente del 8,6% al 14,9%, y de la solar fotovoltaica, cuya participación se prevé que aumente del 5,6% al 20,8% durante el mismo período.

Las altas proyecciones para la energía eólica y solar se atribuyen en particular al alto potencial de estas fuentes de energía en India, así como a la disminución de los precios de las materias primas, que a su vez conducen a una caída dramática de las tarifas de estas fuentes de energía.

En 2016, la tarifa más baja d en las subastas de solar fotovoltaica fue de 0,065 $/kWh, que bajó a 0,038 $/kWh en 2017. En las subastas de energía eólica, la primera de las cuales se realizó en febrero de 2017, el valor más bajo registrado fue de 0,051 $/kWh y éste se redujo a 0,038 $ kWh en una subasta realizada en septiembre de 2018.

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Italia obtuvo la mayor parte de su electricidad de la energía térmica en 2017, con una contribución del 50,7% de su potencia instalada, y el gas natural solo representó el 41%, según GlobalData. Un reciente informe de la compañía, Italy Power Market Outlook to 2030, Update 2018 – Market Trends, Regulations, and Competitive Landscape revela que la política del gobierno está orientada a eliminar la potencia basada en carbón entre 2025 y 2030, mientras que las subastas de energía renovable, que se iniciarán en 2020, ayudarán a compensar esta pérdida.

La energía renovable es la fuente de energía de más rápido crecimiento en Italia, debido al referéndum de 2011 que cerró cualquier opción para que el gobierno reinicie la generación nuclear, y la creciente necesidad de garantizar la seguridad energética. La energía solar fotovoltaica y eólica son las principales fuentes renovables.

La potencia renovable no hidroeléctrica instalada aumentó de 1,7 GW en 2000 a 34,5 GW en 2017. Italia registró un progreso notable con respecto al desarrollo de la potencia solar instalada, que pasó de 19 MW en 2000 a alrededor de 19,7 GW en 2017. El mercado eólico terrestre también creció exponencialmente, de 364 MW a 9,8 GW, debido al fuerte apoyo de las políticas del gobierno en forma de tarifas de inyección a red. De 2018 a 2030, se espera que la potencia renovable instalada aumente a 63,4 GW en 2030.

Las continuas modificaciones a los esquemas de apoyo disuaden a la planificación de inversiones a largo plazo y dificultan el acceso a la financiación y las reglas fiscales poco claras también son una barrera importante, especialmente para los biocombustibles.

El informe de GlobalData también encuentra que se espera que las potencias a base de gas y petróleo se mantengan estables en el país, y se espera que parte de su capacidad a base de petróleo se convierta en gas. Se espera que la capacidad basada en carbón desaparezca a partir de 2024, debido a la clausura de las centrales eléctricas existentes basadas en el carbón.

La potencia térmica instalada aumentó de 53,5 GW en 2000 a 58,8 GW en 2017 con una CAGR del 0,6%. La potencia térmica representó el 50,7% de la potencia instalada en 2017, de la cual el gas contribuyó con el 41%, mientras que el carbón y el petróleo contribuyeron con sus cuotas respectivas del 7,5% y 2,2%. De 2018 a 2030, se espera que la capacidad térmica instalada disminuya a 51.1 GW, con un CAGR negativo de 1.1%.

Italia importa más del 90% de sus necesidades de carbón desde Sudáfrica, Australia, Indonesia, Colombia y EE.UU. Posee pequeños depósitos de reservas de carbón, la mayoría de los cuales se encuentran en el sur de Cerdeña. También importa gas, principalmente de Argelia y Rusia. Aunque posee reservas de gas económicamente accesibles, desde mediados de la década de 1990 se observa una tendencia a la baja en la producción de gas, causada por políticas energéticas nacionales formuladas por el gobierno que no apoyan la producción de gas. Sin embargo, el gobierno está aumentando la proporción de fuentes de energía renovables por las preocupaciones sobre la seguridad energética.

Se espera que la participación de la energía térmica se vea eclipsada por la energía renovable no hidroeléctrica, y su participación en la potencia instalada disminuya al 36,9%. Se espera que la proporción de la potencia renovable no hidráulica aumente al 45,8% para 2030.

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Junto con otros proveedores de tecnología innovadora que desarrollan un sistema de almacenamiento de energía térmica, la empresa de tecnología limpia y con sede en Noruega, EnergyNest, es actualmente uno de los socios seleccionados por la multinacional energética Enel para el análisis de los beneficios e impactos de la integración de su tecnología en uno de los numerosos activos de generación de energía de Enel. Según EnergyNest, su tecnología de almacenamiento de energía térmica más reciente podría ofrecer cifras económicas y climáticas impresionantes al integrarla a gran escala: reducción anual de CO2 de hasta 45.000 t, 14 millones de litros de fuelóleo ahorrados por año y amortización del proyecto en menos de tres años.

La colaboración lanzada con EnergyNest ofrece a Enel la oportunidad de evaluar la solución Thermal Energy Battery de EnergyNest en condiciones reales e identificar aplicaciones empresariales a gran escala para la tecnología integrada en centrales térmicas. El objetivo del proyecto innovador es demostrar cómo la recuperación del calor residual en el almacenamiento de energía térmica puede aumentar la flexibilidad y la sostenibilidad de las centrales térmicas. Esta actividad permitirá a Enel evaluar la solidez de la tecnología, su posible contribución al aumento de la eficiencia y su impacto ambiental positivo.

EnergyNest ha presentado oficialmente su primer Módulo de Batería Térmica producido en su nuevo centro de fabricación en Europoort, Rotterdam. Se espera que la fabricación de dos proyectos comerciales comience a finales de año. Los innovadores módulos de batería de EnergyNest consisten en materiales reciclables de origen local: tubos de acero enmarcados con Heatcrete, un cemento de alto rendimiento para almacenamiento de energía térmica desarrollado en colaboración con HeidelbergCement, la multinacional alemana de materiales para edificios.

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El presidente de Protermosolar, Luis Crespo, ha presentado en la sesión plenaria del congreso SolarPACES, la ponencia CSP: Supporting Mitigation of Climate Change, en el que se detalla como la energía termosolar permite reducir las necesidades de respaldo de combustibles fósiles y, por tanto, mitigar y frenar el cambio climático.

Para Protermosolar es obvio que toda la nueva capacidad que se instale en España como respuesta tanto al incremento de la demanda como al progresivo cierre de las centrales convencionales (carbón a corto plazo y nucleares a medio) será renovable, por lo que se hace necesario contar con la termosolar para generar electricidad cuando la fotovoltaica deja de hacerlo (desde la caída del sol hasta el amanecer).

Las centrales termosolares pueden comenzar a despachar la energía recogida durante el día en toda la franja horaria que no puede la fotovoltaica, su generación es síncrona y tiene un programa firme y sin desvíos hasta vaciar su tanque caliente de almacenamiento, con pérdidas de energía despreciables durante las horas de espera.

Protermosolar también ha participado en una de las sesiones paralelas, denominada Policy & Marketing, en la que ha expuesto la presentación de la metodología y resultados del Informe Transición del Sector Eléctrico. Horizonte 2030, en el que se proyecta un escenario para ese año sin centrales de carbón ni nucleares y con un menor respaldo de los ciclos combinados. El estudio es una proyección realizada a partir de los datos horarios de generación reales de los últimos cuatro años.

Tras la celebración del congreso tuvo lugar una visita al complejo termosolar más grande mundo, ubicado en Ouarzazate (Marruecos). Este complejo está formado por más de 550 MW de potencia instalada con dos tecnologías, termosolar (510MW) y fotovoltaica (70MW), con alta participación de empresas españolas en el EPC. Son tres las centrales termosolares, teniendo todas ellas en común maximizar la generación de electricidad en horas pico de demanda. Estas horas pico tienen lugar tras la puesta de sol, motivo por el cual, el almacenamiento de estas centrales tiene un papel esencial en su estrategia de operación.

La primera de las centrales, ya en operación, es NOORo I, de 150MW, tecnología cilindro parabólica y tres horas de almacenamiento; la segunda central es NOORo II, de 200MW, tecnología cilindro parabólica y siete horas de almacenamiento, y la última es NOORo III, de 150MW, tecnología de torre y 7 siete horas de almacenamiento.

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

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

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

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

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

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

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Veolia ha firmado un contrato con la empresa Juncà Gelatines S.A. para el servicio de suministro de energía térmica y electricidad con cogeneración en las instalaciones del cliente en Banyoles, Girona. Mediante este acuerdo, Veolia Serveis Catalunya, la delegación de Veolia en la región, gestionará las instalaciones de Juncà Gelatines por un periodo de siete años.

Debido a la reciente estrategia de modernización de la compañía, Juncà Gelatines ha confiado en Veolia Serveis Catalunya para llevar a cabo un plan a medio plazo centrado en incrementar la producción de gelatinas, actualizar las instalaciones de producción, reducir los costes energéticos y minimizar el impacto medioambiental derivado de sus actividades.

Con este contrato, Veolia Serveis Catalunya renovará las instalaciones de cogeneración con el objetivo de conseguir un ahorro de más del 13% en la factura energética del cliente garantizando la máxima productividad. Además, el proyecto evitará la emisión de 25.000 toneladas de CO2 al medio ambiente durante los siete años de contrato. La inversión estará financiada por Veolia de acuerdo con el compromiso de servicio que ofrece la compañía, centrada en aportar soluciones innovadoras y de financiación adaptadas a las necesidades de sus clientes. Este método consolida a Veolia como un partner estratégico para lograr los objetivos de Juncà Gelatines en materia de eficiencia, reducción de coste energético y optimización de recursos.

“Esta colaboración conjunta pone de manifiesto la apuesta por la innovación y por la mejora del medio ambiente de Juncà Gelatines, dos aspectos en los que Veolia Serveis Catalunya interviene en base a su amplia experiencia. Nuestro objetivo siempre es ofrecer soluciones que, además de ser beneficiosas para nuestro cliente, sean medioambientalmente sostenibles”, afirma Ferran Abad, director de desarrollo de Veolia Serveis Catalunya.

 

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Los expertos recomiendan introducir incentivos económicos e institucionales a largo plazo para impulsar el ahorro energético y facilitar la inversión en tecnologías renovables eficientes

El cumplimiento de los objetivos de descarbonización establecidos para 2030 es relativamente sencillo para España bajo escenarios económicos y políticos diversos. Sin embargo, alcanzar un modelo libre de combustibles fósiles en 2050 plantea numerosos retos tecnológicos, regulatorios, de inversión y de configuración de un mix energético eficiente y sostenible. Entre ellos, destaca alcanzar soluciones que hagan viable la electrificación –y su alimentación con fuentes renovables en lugar de fósiles–, junto con el suministro necesario de energía térmica para la industria al margen del carbón, el petróleo y el gas.

Estas son algunas de las conclusiones recogidas en el último informe del Centro de Investigación Economics for Energy, presentado por sus directores, Pedro Linares y Xavier Labandeira, en la Fundación Ramón Areces, en Madrid. La decisión sobre el grado de descarbonización deseable de la economía española dentro de lo que permiten los acuerdos internacionales– implica decisiones que la sociedad en su conjunto (administraciones públicas, empresas y consumidores) debe valorar de manera informada para lograr una transición energética que permita responder a retos tan evidentes y urgentes como el cambio climático.

Con el fin de contribuir a este proceso, en el informe se detallan las consecuencias económicas, ambientales y tecnológicas que implicarían para el sector energético español cuatro escenarios de evolución diferentes: descarbonización, mantenimiento de las políticas energéticas actuales, avance tecnológico acelerado y estancamiento económico a largo plazo.

La electricidad, protagonista

La descarbonización en el horizonte de 2050 implica que para entonces los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas) habrán de desaparecer del mix energético español. En su lugar, la electricidad con origen en fuentes renovables sería la protagonista absoluta del nuevo mix. La electrificación del suministro en el proceso de transición energética conlleva en términos generales un incremento significativo de la demanda de electricidad, que ha de resolverse al margen de los combustibles fósiles. Excepto en el escenario en el que la reducción de emisiones es menos ambiciosa, la generación de electricidad se descarboniza totalmente en 2050 gracias a las energías renovables (eólica y solar, fundamentalmente). Esto implica retos importantes relacionados con la necesidad de acoplar la generación variable a la demanda (y viceversa) mediante sistemas de almacenamiento a gran escala o con el respaldo de otras fuentes libres de emisiones de CO2.

En el caso concreto de la industria y del transporte pesado, lograr un alto grado de descarbonización implica necesariamente desarrollar nuevas tecnologías o abaratar las existentes para proporcionar energía térmica de alta temperatura a la industria y combustibles para el transporte pesado libres de emisiones. Sea como sea, el petróleo desaparece de la matriz energética en casi todos los escenarios
para 2050.

En términos generales, la importancia de tomar decisiones de inversión mediante una visión a largo plazo radica en garantizar que las alternativas para acelerar la transición hacia una economía descarbonizada sean sostenibles en todos los aspectos, sobre todo teniendo en cuenta que el coste de disminución de emisiones de CO2 aumenta exponencialmente conforme se endurece el objetivo de reducción.
En este contexto, la restricción de emisiones contaminantes en 2030 pivota en gran medida en la instalación de nueva potencia eléctrica alimentada con gas natural, que, en su calidad de combustible fósil, no podría seguir existiendo en el contexto de descarbonización total de 2050. Esto plantea importantes retos relativos tanto a la remuneración de estas nuevas inversiones como al mantenimiento de las existentes, lo que urge una previsión sobre las medidas que permitan corregir o reconducir posibles incoherencias de este tipo.

Además, en todos los supuestos, es fundamental potenciar el ahorro y la eficiencia energética. Estos son aspectos imprescindibles para lograr los objetivos de descarbonización a un coste razonable, por lo que es muy importante la eliminación de barreras a la penetración de las tecnologías eficientes en el
mercado, en especial las relativas a la electrificación de los consumos finales.

Cuatro posibles escenarios

Todos estos retos son comunes, en mayor o menor medida, a los cuatro escenarios contemplados en el informe de Economics for Energy. El primero de ellos, el de descarbonización, asume que el compromiso de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero es firme tanto por parte de los países de la UE como de otros con más reticencias. El crecimiento económico es sostenido, lo que favorece la financiación del proceso de descarbonización, y las tecnologías de eficiencia energética experimentan un importante impulso. El proceso de electrificación es intenso, fundamentalmente en el transporte y el
sector terciario. En 2030 la nuclear permanece y el gas protagoniza el mix energético, mientras que en 2050 el protagonismo se desplaza radicalmente a las renovables (eólica y solar), con el gran reto de contar con fuentes capaces de surtir de energía térmica a la industria.

En un segundo contexto, caracterizado por la continuidad de las políticas actuales, se asume cierta tibieza por parte de los países en el cumplimiento de los compromisos del Acuerdo de París y falta de presión ciudadana, lo que en España se traduciría en la imposibilidad de alcanzar un modelo descarbonizado en 2050. La menor exigencia en la reducción de emisiones se refleja en un menor grado de
electrificación y, aunque aumenta la presencia de las renovables, el petróleo y, en menor medida, el carbón, siguen presentes en el mix energético incluso en 2050.

Si nos situamos en un escenario de avance tecnológico acelerado, gracias a la innovación la economía crece y los costes de la generación de energía renovable se reducen drásticamente. La combinación de estos factores provoca un efecto rebote sobre la demanda, que aumenta significativamente dado que ya no es tan necesario, ni desde el punto de vista del coste ni de las emisiones, ahorrar tanta energía: la demanda de electricidad aumenta en 2050 a más del doble de la actual.

El problema del gas aparece aquí con especial intensidad, ya que la mayor demanda enrgética implica contar más con él en 2030 para suplir la limitación de la cantidad instalable de renovables. Es por esto que en 2050 aparece en el mix energético de este escenario la energía nuclear, que desaparecería en caso de que se ampliasen los potenciales de renovables.

Por último, se plantea el supuesto de que se produzca un estancamiento económico a largo plazo, acompañado de una menor capacidad de innovación y una mayor desigualdad socioeconómica, germen de un contexto político inestable. En 2050, continúa una fuerte dependencia de los combustibles fósiles (el petróleo mantiene un 20% de la cuota) y la contribución de las renovables es muy limitada, aunque la demanda de energía (y, en consecuencia, las emisiones contaminantes) se habrá reducido de forma muy importante a causa de la ralentización económica.

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La ciudad de Madrid inaugurará en la primavera de 2018 una nueva instalación para aprovechar el colector de aguas residuales que discurre cercano al polideportivo de Moratalaz, con el objetivo de obtener energía térmica para climatizar la piscina y, además, agua caliente sanitaria para el resto del complejo deportivo. Según los cálculos que realizan desde el Ayuntamiento de Madrid, a quien pertenecen ambas infraestructuras, el potencial de ahorro económico que proporcionará este proyecto rondará el 39%. Y, además, se reducirán en un 37% las emisiones de CO2 a la atmósfera. Una instalación innovadora en el aprovechamiento energético de las redes de agua subterránea que “si proporciona los rendimientos energéticos calculados, podría ser replicado en otras instalaciones a lo largo de la ciudad”, ha dicho Beatriz Martín de Alcázar, responsable técnica de la obra durante su presentación en el II Congreso Internacional de Madrid Subterra.

Una jornada también práctica en la que los asistentes han tenido la oportunidad de visitar y comprobar el funcionamiento de la microturbina instalada por el Canal de Isabel II en la red de abastecimiento de agua de Plaza de Castilla. Esta instalación se utiliza, hoy por hoy, para autoconsumo de la propia infraestructura pero según las estimaciones realizadas por Marta Castillo, una de las responsables de ingeniería de Canal, su utilización en condiciones de funcionamiento estándar podría cubrir las necesidades de consumo eléctrico de 115 viviendas. Por supuesto, esta microturbina no es la única que la empresa madrileña tiene instalada en su extensa red subterránea y es utilizada energéticamente.

Esta tecnología es también empleada en su vasta experiencia en la generación hidráulica en redes de distribución por la empresa Suez que, durante este II Congreso y a través de su responsable de ingeniería, Juan Antonio Imbernón, ha trasladado a los asistentes algunos de los proyectos implementados dentro y fuera de España para generar energía aprovechando las infraestructuras subterráneas de distribución.

Trabas legales

Un asunto en el que han coincidido casi todos los ponentes ha sido en la necesidad de simplificar y facilitar los arduos y complejos trámites administrativos.

Sobre eso y acerca de la necesidad de promover e incentivar el potencial energético del subsuelo ha hablado Celestino García de la Noceda, ingeniero de Minas y responsable del Instituto Geológico y Minero de España que ha explicado las enormes posibilidades geotérmicas del acuífero detrítico de la ciudad de Madrid.

La experiencia de Helsinki

El aprovechamiento del potencial energético procedente del subsuelo es común en latitudes del norte de Europa. En este II Congreso organizado por Madrid Subterra, se ha presentado la experiencia llevada a cabo en la ciudad de Helsinki, en donde se genera el 100% de la energía que se consume, aprovechando, por ejemplo, las aguas residuales. Así funciona el district heating de Katri Vala, una de las mayores bombas de calor del mundo con 1.300 kilómetros de redes que, según ha explicado su responsable, Irma Karjalainen se utiliza para calefactar y climatizar este barrio de la capital finlandesa en red. Entre los objetivos más importantes de Helsinki, Karjalainen ha destacado la reducción de sus emisiones en un 60% antes de 2030 o que la ciudad sea “carbono neutral” en 2035.

Aula o Cátedra Madrid Subterra

El objetivo de Madrid Subterra desde su creación en 2014 ha sido promover el aprovechamiento de energía alternativa, limpia y no utilizada del subsuelo urbano y, además, atraer el talento y la innovación a este ámbito. Por eso, entre sus proyectos más ambiciosos, el presidente de la asociación, Antonio Gutiérrez ha anunciado esta mañana la creación en 2018 de un Aula o Cátedra que con el nombre Madrid Subterra se dedique a la generación de conocimiento en torno a los recursos energéticos del subsuelo.

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El grupo Neoelectra ha adquirido la planta de cogeneración de energía eléctrica y vapor en base a biomasa que la multinacional chilena Masisa posee en su principal complejo industrial ubicado en el municipio de Cabrero (Chile). El acuerdo incluye la prestación durante 15 años de los servicios de suministro de la energía eléctrica para el complejo industrial, y la energía térmica necesaria para el proceso de secado de la madera procedente de la planta industrial de Masisa.

El activo está ubicado dentro del Complejo Industrial de Masisa, situado en el municipio de Cabrero (Región del Bío-Bío, Chile) en el que la multinacional fabrica el 68% del total de producción de tableros en Chile.

 

Más diversificada en servicios y más especializada en el cliente industrial, Neoelectra inicia la gestión de una planta de cogeneración de energía eléctrica y vapor en base a biomasa, con una potencia bruta máxima instalada de 11,1 MW y una capacidad de generación de vapor de hasta 70 toneladas hora.

Estrategia de Neoelectra en Chile

Con esta operación, el grupo empresarial español, especializado en aportar soluciones energéticas eficientes a la industria, inicia su proceso de internacionalización en Latinoamérica y amplía su porfolio de activos de cogeneración, biomasa y recuperación de CO2 alimentario, para situarse como primera compañía independiente en España.

La presencia del grupo industrial en Chile le permitirá disponer de una plataforma para el análisis de nuevas oportunidades de mercado y para el desarrollo de nuevos negocios, y contribuir así al objetivo estratégico de Neoelectra de disponer de un porfolio de activos de generación diversificados por tecnología y por geografía.

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