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La industria minera se enfrenta a una paradoja interesante. Es el eje central de la transición a una economía baja en carbono, ya que proporciona los materiales para las nuevas redes y vehículos eléctricos, pero los procesos de extracción de la minería consumen grandes cantidades de energía. La minería representan el 6% de la demanda mundial de energía y la mayor parte se cubre con combustibles fósiles.

La minería, que representan el 22% de las emisiones industriales mundiales, se enfrentan a más presión que nunca antes para descarbonizarse por parte de: los inversores, los clientes en las industrias de tecnología y automotriz, e incluso los consumidores más adelante. Las empresas reconocen los riesgos de sus operaciones para el cambio climático y continúan reafirmando su compromiso con la sostenibilidad. Unas 21 empresas mineras, incluidas Glencore, Rio Tinto, BHP, Vale y Anglo American, son miembros del Grupo de trabajo sobre divulgaciones financieras relacionadas con el clima, o TCFD. Esto significa que su información financiera revela riesgos y oportunidades del cambio climático. El siguiente paso para muchas de estas empresas es implementar cambios para impulsar la descarbonización directa, una tarea abrumadora.

Pero las cosas están empezando a cambiar y rápido

Las compañías mineras han visto que parte de la solución radica en aprovechar las energías renovables. La compra de energía limpia por parte de las empresas mineras se ha acelerado a niveles sin precedentes en los últimos dos años, ya que la caída de costes de las energías eólica y solar ha hecho de éste un camino cada vez más atractivo para descarbonizar las operaciones. Las empresas mineras han contratado 5,9 GW de energía limpia en la última década, tres cuartos de ellos en los últimos dos años.

Los grandes conglomerados han impulsado esta actividad, como BHP, que el año pasado dijo que las energías renovables impulsarán el 100% de sus mayores operaciones de cobre en Chile para 2025. Rio Tinto tiene ambiciones similares, y anunció un plan el mes pasado para invertir 1.500 M$ para alcanzar cero emisiones de alcance 1 y 2 para 2050.

mineria

Un largo camino por recorrer

A pesar de este impulso, la energía solar y eólica siguen siendo solo una pequeña fracción de la energía utilizada por la industria hoy en día. La minería ha sido mucho más lenta en la adopción de energías renovables que otras empresas. Por ejemplo, solo Google ha adquirido más energía limpia que todo el sector minero en la última década.

Los inversores desempeñarán un papel importante en la aceleración de la actividad. El mercado de deuda sostenible ahora vale más de 1.000 M$, y los principales administradores de activos e inversores institucionales como Blackrock se comprometen a desinvertir en compañías que no están alineadas con una transición baja en carbono. Cada vez más, las compañías mineras tienen que participar en la descarbonización para acceder al capital.

¿Cómo se ve el camino hacia la energía 100% limpia en el sector minero?

La energía solar y eólica son las formas más baratas de nueva capacidad de generación en dos tercios del mundo. Esto significa que la minería puede negociar acuerdos de compra de energía a largo plazo fuera del sitio, o PPAs, a precios más bajos que la generación térmica. También les permite eludir la volatilidad de los mercados energéticos.

Los PPAs son el mecanismo preferido de adquisición de energía limpia para la minería. Muchos acuerdos están estructurados como los llamados contratos sleeved, en los que una empresa de servicios públicos o minorista de energía compra de una cartera de proyectos de energía limpia para entregar electricidad las 24 horas a las minas. Este modelo ha demostrado ser efectivo en Chile, el país líder en energía renovable en minas. Permite que compañías como BHP o Anglo American cumplan con objetivos de energía 100% renovable sin perder fiabilidad.

Alternativamente, la minería también pueden instalar energías renovables en el sitio en sus operaciones. Las minas podrían ahorrar hasta un 25% de sus costes totales de electricidad al aprovechar energía solar, eólica o baterías en el sitio, según los modelos de BNEF. Las energías renovables en el sitio atraerán a las minas donde el acceso a la red o al combustible es difícil, caro o poco fiable, un tema común en mercados como Sudáfrica, Zimbabwe y Australia.

Iberdrola refuerza su plan de movilidad sostenible, destinando más inversiones -un total de 150 M€- a intensificar el despliegue de puntos de recarga de vehículo eléctrico en los próximos cinco años

Iberdrola ha incluido la electrificación del transporte en su estrategia de transición hacia una economía descarbonizada, basada en energías renovables y redes inteligentes, y para ello acelerará su plan de instalación de infraestructura de recarga en España, principalmente, y ampliará sus actuaciones a otros mercados donde opera, como es el caso de Reino Unido, Portugal e Italia. El nuevo plan de movilidad sostenible prevé el despliegue de cerca de 150.000 puntos de recarga para vehículo eléctrico -multiplica por seis el plan inicial-, tanto en hogares, como en empresas, así como en vía urbana, en ciudades y en las principales carreteras y autovías en los próximos cinco años.

El desarrollo de la infraestructura en vía pública responderá a las necesidades de recarga eléctrica, atendiendo a los sistemas de predicción de la compañía y la red principal de carreteras y autovías en España. En base a ello, Iberdrola apostará por el despliegue de cargadores de carga rápida y pondrá a disposición estaciones ultrarrápidas (350 kW) cada 200 km, súperrápidas (150 kW) cada 100 km y rápidas (50 kW), cada 50 km.

Los usuarios de vehículo eléctrico que usan la infraestructura de movilidad sostenible de Iberdrola, recargan con energía 100% verde, proveniente de fuentes de generación limpia, que cuentan con certificados de garantía de origen renovable (GdOs).

Balance actual: 2.000 cargadores rápidos operativos y en desarrollo en vía pública

El nuevo Plan de Movilidad Sostenible a cinco años de Iberdrola supera la ambición de su programa hasta 2021, que preveía la instalación de hasta 25.000 puntos de recarga (residencial, empresas y pública, tanto urbana como en carretera y autovías) en España.

Hasta el momento, Iberdrola ha instalado 5.000 cargadores eléctricos en el país. De estos, 400 son puntos de recarga rápida operativos en carreteras y autovías. Asimismo, la compañía cuenta con otros cerca de 1.600 cargadores en diferentes etapas de desarrollo en vía pública: de estos últimos, más de 300 estarán operativos próximamente.

El balance de los primeros 18 meses del plan de movilidad de Iberdrola se completa con la firma de más de 30 acuerdos de despliegue de infraestructura alcanzados con los principales agentes implicados en la movilidad, desde administraciones a instituciones, empresas, estaciones de servicio, concesionarios y fabricantes de vehículos eléctricos.

En este sentido, la empresa ha puesto en marcha el primer parking sostenible con Ifema Feria de Madrid; ha alcanzado acuerdos con la práctica totalidad de fabricantes de vehículos, así como con asociaciones y concesionarios; está desplegando un ambicioso plan de puntos de recarga rápida en estaciones de servicios de marcas como AVIA, Ballenoil y Valcarcel; colabora en los planes de movilidad sostenible de empresas como Ikea, McDonald’s, Telefónica, REE, Auchán, etc; impulsa infraestructura de movilidad eléctrica en centros comerciales, cadenas de restauración y hoteles y se ha sumado a la iniciativa Zity para el desarrollo de servicios de movilidad eléctrica en distintas ciudades españolas.

El plan de movilidad sostenible de Iberdrola tiene entre sus objetivos acelerar la transición al vehículo eléctrico en sus flotas. En 2019, la compañía se ha convertido en la primera empresa española en suscribir la iniciativa EV100 de The Climate Group, comprometiéndose a electrificar toda su flota de vehículos de sus negocios en España y Reino Unido a 2030.

Primera APP de recarga en vía pública en España con 3.000 cargadores eléctricos

La estrategia de movilidad eléctrica de Iberdrola pasa también por impulsar soluciones digitales integrales que faciliten la recarga del vehículo eléctrico.

En este sentido, Iberdrola ha actualizado su App de Recarga Pública, que incorpora información actualizada de todos los cargadores de vehículo eléctrico en España: en la actualidad, más de 3.000, tanto de la compañía como de terceros.

La aplicación digital, desde la que se puede geolocalizar, reservar un punto de recarga gestionado por Iberdrola y pagar a través del móvil -siendo o no cliente de la eléctrica-, es la única que incorpora, por primera vez, todos los puntos de recarga operativos en España, tanto los instalados por Iberdrola, como por el resto de los operadores de movilidad.

Para completar la primera App de Recarga Pública en España, Iberdrola ha trabajado en los últimos meses en la localización de todas las instalaciones en vía pública en nuestro país, verificando su existencia y operatividad.

El mapa se seguirá actualizando con los nuevos puntos de recarga eléctrica que entren en operación, tanto de Iberdrola como de terceros.

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El Instituto Tecnológico de Canarias, la ingeniería energética Genia Global Energy y el Grupo Cobra están diseñando y construyendo una planta piloto de biodigestión anaerobia para la producción de biogás con fines de investigación a partir de la basura orgánica para la Université des Sciences, de Technologie et de Médecine (USTM) de Nuachok, capital de Mauritania. Esta acción forma parte del proyecto ENERMAC dirigido a promover las energías renovables y la eficiencia energética para el desarrollo sostenible de las islas de la Macaronesia (las portuguesas Azores, Madeira y Salvajes, además de Cabo Verde y Canarias) y el África Occidental.

El proyecto ENERMAC incluye una línea de actividad para la valorización energética de residuos, que prevé la construcción de dos plantas piloto de biogás, una en Canarias y ésta de Mauritania, en las que se analizarán los procesos más adecuados para la obtención de metano en función de la composición de los residuos orgánicos disponibles en cada territorio. Además permitirá la formación de técnicos en esta tecnología para impulsar el desarrollo de proyectos de biogás en el país.

Los archipiélagos que componen la Macaronesia, incluidas las Islas Canarias, tienen unos problemas energéticos comunes, como una alta dependencia energética y serias limitaciones a sistemas clásicos de gestión de residuos como el almacenamiento en vertederos. En estas circunstancias, la fermentación en ausencia de oxígeno de los residuos orgánicos (biodigestión anaerobia) se presenta como una de las soluciones para la independencia energética (junto con otras fuentes renovables como el viento o el sol), pues es capaz de producir una gran cantidad de gas metano renovable (la única energía proveniente de fuentes renovables que puede almacenarse y utilizarse para producir calor, electricidad o para la movilidad, independientemente de las condiciones de sol y viento) y ofrece, además, una solución a la gestión ecológica de residuos orgánicos urbanos, agrícolas, ganaderos o industriales.

De los datos que se obtengan con esta planta piloto y la de Canarias se podrán determinar los procesos más eficientes para la obtención de gas a partir de los residuos orgánicos más comunes en cada territorio, obteniendo de ellos un mayor valor en forma de gas renovable, compost y fertilizante biológico, contribuyendo a la sostenibilidad energética y medioambiental.

La planta de biogás, que estará instalada y en funcionamiento en el mes de abril, además de producir gas con potencial para ser valorizado en forma de energía, convierte la basura en compost y fertilizante orgánicos, todos ellos productos con valor económico y que además vuelven al ciclo de la agricultura y la industria, por lo que introducen el concepto de economía circular en la gestión de residuos, especialmente importante en estos territorios.

FuturENERGY Febrero 2020

Enercapital Developments es una compañía especializada en el desarrollo integral de proyectos de energías renovables (eólica y fotovoltaica). Con más de 15 años de experiencia y cientos de proyectos realizados en todo el mundo, más de 5 GW solo en proyectos fotovoltaicos, orienta su actividad al desarrollo de proyectos para llevarlos al estado RTB (ready to build), desde el simple asesoramiento hasta la ejecución de éstos, siendo un referente en el sector. Actualmente Enercapital está desarrollando cerca de 1,5 GW de proyectos fotovoltaicos en España, entre ellos una parte importante de la cartera de Audax Renovables…

FuturENERGY Febrero 2020

La energía eólica es uno de los temas más estudiados en el ecosistema de las energías renovables. en las últimas décadas, el enfoque se ha centrado especialmente en diferentes aspectos del modelado y análisis de los aerogeneradores terrestres. actualmente, un grupo de investigadores dirigido por el profesor Alexandre Simos, del Departamento de Ingeniería Naval y Oceánica de la Escuela Politécnica de la Universidad de São Paulo (EPUSP) en Brasil, y gracias a la financiación proporcionada por la Oficina Global de Investigación Científica de la Armada de los Estados Unidos (ONR Global), está estudiando formas de aumentar la capacidad de generación eólica de Brasil, liderando un esfuerzo para reducir el peso estructural de los nuevos diseños de aerogeneradores marinos flotantes (FOWT, por sus siglas en inglés)…

 

FuturENERGY Febrero 2020

Tamoin es en la actualidad un Proveedor Independiente de Servicios (ISP, por sus siglas en inglés) referente en el mercado eólico europeo y mundial. Su división de ingeniería de mantenimiento ofrece productos de alto valor y soluciones tecnológicas para parques eólicos, manteniendo más de 6,5 GW eólicos de diferentes tecnologías, incluyendo los aerogeneradores de los principales fabricantes del mercado. Entre sus propuestas de valor la compañía ofrece: contratos de mantenimiento integrales, suministro de repuestos y mejoras de diseño…

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Es la planta undimotriz más longeva en funcionamiento ininterrumpido, la que más electricidad ha producido y la que más horas de funcionamiento acumula. Un referente mundial de las energías marinas.

Inaugurada en 2011, esta instalación comercial produce ininterrumpidamente electricidad aprovechando el vaivén de las olas, energía que se vierte en su totalidad a la red, y que equivale al consumo anual de cerca de cien familias. Es la planta de energía de las olas más longeva del mundo, la que más energía ha generado y vendido a la red, y la que más horas de funcionamiento y disponibilidad acumula. Este nuevo hito se suma a los anteriormente logrados, ya que en el año 2016, coincidiendo con el quinto aniversario de su puesta en marcha, Mutriku alcanzaba el primer Gigavatio producido en el mundo por una instalación de este tipo.

Esta producción marina es modesta en comparación con otras tecnologías de generación eléctrica ya maduras (como la eólica, o los ciclos combinados) pero hasta la fecha no había sido lograda por ninguna otra planta de generación mediante olas.

La planta se ubica en el dique de abrigo que protege la bocana del puerto de Mutriku, localidad costera vasca que pone nombre a la instalación. Está compuesta por una cámara de turbinas que contiene 16 unidades de tecnología OWC (Columna de Agua Oscilante en sus siglas en inglés) fabricadas en Euskadi, y con una potencia total instalada de 296 kW. La inversión necesaria para su puesta en marcha fue de 2,3 millones de euros.

Centro de ensayos

Desde el pasado 2019 la planta de Mutriku está integrada en BiMEP (Biscay Marine Energy Platform), el centro de ensayos de energías marinas de Euskadi que cuenta también con instalaciones en mar abierto para la prueba de dispositivos flotantes –tanto boyas como sistemas eólicos- frente a la costa de Armintza.

Así, una de sus principales funciones -junto a la propia producción energética- es el ensayo de nuevas tecnologías en materia de turbinas y sistemas de control. Las tecnologías marinas están en fase de desarrollo y mejora para lograr sistemas más eficaces que produzcan más, de forma más eficiente, y con menores costes. Por ello, Mutriku ha acogido hasta el momento ensayos internacionales de dos nuevos modelos de turbina para estudiar su rendimiento como paso previo a su prueba en mar abierto, en las instalaciones de BiMEP en Armintza. Con ello, se han obtenido datos de gran valor para mejorar el diseño, y se han reducido los costes de la investigación al ser instalaciones cercanas a la costa.

Visitas a la planta

Una de las máximas de la gestión de Mutriku es la visibilidad para dar a conocer la utilidad y posibilidades futuras de la energía del mar. Gracias a la colaboración con el Ayuntamiento de Mutriku, se puede visitar el interior de la sala de turbinas en el espigón de Mutriku a través de visitas concertadas con la oficina de turismo local, ya que forma parte de los puntos de interés técnico y turístico de este municipio. Más de 7.500 personas han visitado ya la instalación que cada año acoge más grupos de visita, tanto de turistas como de estudiantes.

Wärtsilä ha completado la entrega de una solución energética basada en una microrred en Graciosa en las Azores. El pedido de Graciólica, anunciado en enero de 2018, fue realizado por la empresa portuguesa de proyectos Graciolica Lda y respaldado por su accionista mayoritario, Recharge A/S con sede en Dinamarca. La inauguración de la central eléctrica renovable híbrida de Graciosa tuvo lugar en Graciosa el 20 de febrero de 2020. El objetivo de la microrred es reducir el consumo de combustible diésel y maximizar la energía renovable para los más de 4.000 habitantes de la isla. El uso de energías renovables se incrementará del 15% al 65% con la nueva solución tecnológica de Wärtsilä.

El almacenamiento de energía es necesario para superar la intermitencia de las fuentes renovables, gestionar la frecuencia y la calidad de la energía suministrada y proporcionar energía de respaldo para satisfacer los picos de demanda. La planta de energía incluye un sistema de almacenamiento de energía que permite un sistema energético más resistente y sostenible como activo de red crítico.

La gestión de la energía de toda la isla es monitorizada, integrada y optimizada por el GEMS de Wärtsilä, un sistema de software avanzado de gestión energética. El software GEMS utiliza inteligencia artificial y tecnología de aprendizaje automático para optimizar múltiples activos de generación de energía, en base a patrones de carga y pronósticos del tiempo. La tecnología y lógica informática de GEMS también se adapta a las fuentes intermitentes renovables de la isla, como la solar y la eólica.

Particularmente exclusivo del proyecto es que el GEMS realiza tanto el control de activos individuales como el equilibrio del sistema para maximizar la penetración de energía renovable, algo que tradicionalmente realizan los operadores del sistema. GEMS ha permitido que el sistema de la isla tenga el mejor rendimiento, al tiempo que disminuye el coste de la generación de energía a partir de diésel. Wärtsilä también proporcionará servicios de mantenimiento del software bajo un acuerdo de cinco años.

Demostrando el potencial del almacenamiento de energía en las islas

Las redes de islas presentan un conjunto único de desafíos, particularmente la fuerte dependencia de las importaciones de combustible líquido, junto con una creciente preocupación por el cambio climático y la necesidad de energía fiable para satisfacer las necesidades críticas de energía. El almacenamiento de energía es una alternativa sostenible. La solución de red de isla de Wärtsilä permite la máxima penetración renovable, reduce la dependencia de los combustibles líquidos importados y reduce significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero. La planta de energía renovable híbrida Graciosa tiene el potencial de eliminar aproximadamente 190,000 litros de combustible diésel por mes.

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Alter Enersun ha inaugurado la planta fotovoltaica Huelva 2020, ubicada en la localidad de Gibraleón, y que ha sido construida por el proveedor de soluciones de energías renovables GES. La planta que posee una capacidad instalada de 50 MWp, entró en producción en diciembre de 2019, y logrará reducir las emisiones de CO2 en 100 millones de toneladas al año. GES ha sido la responsable del EPC completo incluyendo la ingeniería de detalle, la logística de los materiales, así como la construcción y puesta en marcha de la planta. Alter Enersun ha anunciado ya la ampliación de la planta en 50 MWp, en la que volverá a contar con GES para la ejecución del proyecto.

Planta fotovoltaica Huelva 2020

La planta fotovoltaica Huelva 2020 está situada en Gibraleón, cuenta con una potencia de 49,9 MWp y producirá 101.317 kW hora al año, lo que supone el consumo de 29.056 hogares (fuente IDAE). Huelva 2020 ocupa una superficie de 100 Ha y se han instalado en ella 133.056 paneles solares.

La planta comenzó a producir en diciembre y se calcula que reducirá las emisiones de CO2 en 100 millones de toneladas al año. Alter Enersun cuenta ya con permisos para una ampliación de otros 50 MW, que construirá durante este año. GES será la responsable de la ejecución de la ingeniería, aprovisionamiento y construcción de la planta.

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En 2018 se invirtieron 2.800 M$ en proyectos de energías renovables en África subsahariana (excluyendo Sudáfrica), un récord regional y unos 600 M$ más que el año anterior, según un nuevo informe publicado por BloombergNEF (BNEF). Más inversión renovable que nunca está fluyendo a los países del África subsahariana, lo que da testimonio de cómo la tecnología más barata, la familiaridad de los inversores y los esquemas de subsidios están ayudando a que la energía limpia se extienda por todo el continente.

A medida que los inversores proyectan una red más amplia, los proyectos se están construyendo fuera de mercados maduros como Sudáfrica. Se están desarrollando muchos proyectos solares a gran escala en países que hasta la fecha no han construido mucha infraestructura de energías renovables. Se espera que unos 1,2 GW de energía fotovoltaica entren en funcionamiento en 2021 fuera de Sudáfrica, es decir, más del doble de la cantidad puesta en servicio en 2018.

Los objetivos e incentivos a nivel de país están respaldados por la asistencia de organismos multilaterales, que siguen siendo una fuente clave de financiación y han ayudado a implementar programas de subastas de energía renovable. El programa Scaling Solar del Banco Mundial, por ejemplo, otorgó algo menos de 400 MW de capacidad fotovoltaica durante 2015-18, lo que equivale al 39% del total instalado fuera de Sudáfrica durante el mismo período. Dichas subastas han arrojado algunos de los precios más bajos del mundo para la energía solar: varios proyectos han ganado capacidad a precios inferiores a 0,04 $/kWh.

Pero dichas subastas son de doble filo. Por un lado, demuestran que las energías renovables a gran escala se pueden adquirir en toda la región y ayudan a desarrollar la familiaridad local con la energía limpia. Muchos incluyen funciones diseñadas para reducir los costes y riesgos de los proyectos, como los sitios pre-asegurados. Sin embargo, como señala el analista de BNEF Antoine Vagneur-Jones, “eso ayuda a bajar los precios, pero también puede hacer que los gobiernos esperen obtener energía a las mismas tarifas para proyectos que no están respaldados por dichos marcos”.

Quedan otros obstáculos por superar. Varios países del África subsahariana tienen un aparente excedente de capacidad de generación. Tomado al pie de la letra, esto puede debilitar el caso para agregar energías renovables. Pero los problemas de disponibilidad de las plantas y las restricciones de transmisión significan que la brecha entre la oferta y la demanda a menudo es menos clara de lo que parece.

Mientras tanto, la predominancia de contratos take-or-pay significa que los productores son remunerados por la energía que no se consume. Ya sea al intentar rescindir o renegociar contratos, los gobiernos se esfuerzan por reducir sus obligaciones en países como Ghana, Kenia y Sudáfrica. Lograr claridad sobre cómo equilibrar futuras inversiones en energía limpia con acuerdos de adquisición será vital para que la energía limpia crezca a escala.

El desarrollo de los mercados energéticos regionales permitirá a los países ir más allá de dichos acuerdos bilaterales. La energía se ha comercializado durante mucho tiempo en el sur de África, y los mercados energéticos incipientes en África oriental y occidental permitirán a los países intercambiar electricidad excedente a través de sus fronteras. Pero la falta de inversión privada en infraestructura de transmisión, los mercados energéticos concentrados y las flotas de generación pequeñas obstaculizarán su crecimiento.

Los desarrolladores que tienen acceso a garantías y divisas reducen las barreras a la inversión, pero las percepciones de riesgo son tales que el acceso al financiación local para energías renovables a gran escala sigue siendo una perspectiva lejana. Sin embargo, la escasez recurrente de energía hidroeléctrica y la menor financiación al carbón por parte de patrocinadores como el Banco Africano de Desarrollo están aumentando el atractivo de la energía limpia.

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