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Mayflower Wind Energy LLC (Mayflower) es la adjudicataria provisional del bloque 0521 en la subasta de energía eólica marina celebrada el 14 de diciembre por la Agencia para la Gestión de la Energía Oceánica de EE. UU. (Bureau of Ocean Energy Management, BOEM). Mayflower presentó una oferta de 135 M$ para obtener los derechos exclusivos para explotar la superficie que albergará el proyecto comercial federal de energía eólica.

Mayflower es una joint venture al 50% entre EDP Offshore North America LLC (EDPR) y Shell New Energies US LLC (Shell). Una vez completado el desarrollo de la superficie arrendada ésta podría albergar una capacidad de generación total de energía de aproximadamente 1,6 GW: suficiente energía para abastecer a más de 680.000 hogares medios de Massachusetts con energía limpia cada año.

El aumento de la población y la mejora de la calidad de vida, junto con la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, exigirán efectuar cambios en el sistema energético. En vista de este panorama energético cambiante, Shell está buscando oportunidades comerciales para ampliar su cuota actual de energía generada a base de fuentes renovables, incluyendo la energía eólica marina, para brindar a sus clientes más energía con menores niveles de contaminación.

Este anuncio permite a EDPR aumentar sus vías de crecimiento en el atractivo segmento de la electricidad eólica marina, lo que contribuye a la mejora y la diversificación de las opciones de crecimiento sostenible a largo plazo de la empresa, manteniendo al mismo tiempo un perfil de riesgo equilibrado.

Mayflower comenzará a elaborar un plan de evaluación del emplazamiento, dará comienzo a de forma oficial a las actividades de desarrollo y, con sujeción a la confirmación final en el plano de la inversión, podría comenzar a explotar el parque eólico a mediados de 2020.

Representantes de WindEurope, Asociación Europea de Energía Eólica, EVE-Ente Vasco de la Energía, Clúster de Energía, AEE-Asociación Empresarial Eólica, IDAE-Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, así como miembros de las empresas embajadoras del evento, Siemens Gamesa Renewable Energy e Iberdrola, y Bilbao Exhibition Centre se han reunido esta mañana en las instalaciones del recinto vasco, que acogerá la celebración de “WindEurope Conference & Exhibition” los días 2 a 4 de abril de 2019.

Los principales puntos que han conformado la agenda del Comité Directivo han sido la identificación de nuevos colaboradores para el evento, la definición del país invitado no europeo y el cierre de la temática de su programación.

Las perspectivas para WindEurope 2019 son muy buenas, y las inscripciones para visitantes profesionales se abrirán en breve. En total se prevé la asistencia de alrededor de 7.000 personas, procedentes de Europa y del resto del mundo. El evento pondrá el foco tanto en la energía eólica terrestre como martina, por lo que resultará de interés para los distintos agentes de la industria eólica en su totalidad.

Después de un periodo complejo, las perspectivas para la energía eólica en España se presentan más positivas. España está construyendo más de 4 GW de energía eólica en tierra para 2020 y el Gobierno quiere construir una energía eólica de 2,5 GW al año hasta 2030. Su cadena de suministro eólico emplea a 22.000 personas.

Las instituciones también están estudiando el desarrollo de la energía eólica marina, incluida la flotante. Euskadi es un centro clave para esto y un magnífico ejemplo de cómo la industria eólica apoya los empleos locales, la inversión y el crecimiento. Por ello, los organizadores consideran que se trata del lugar y el momento idóneos para que la industria eólica se reúna en el evento anual de referencia, WindEurope.

Generación de enero a noviembre de 2018

La producción eólica en el mes de noviembre en España ha alcanzado los 4.578 GWh, un 15,7% superior a la del mismo periodo de 2017, y que ha supuesto el 21,6% de la producción total. Con esta cifra, la eólica ha sido la tecnología líder de generación en este mes, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Además, durante algunos días del mes de noviembre, la eólica ha alcanzado un 28% de cobertura siendo la primera fuente de generación.

En lo que va de año 2018, la eólica es la segunda tecnología del sistema, por detrás de la nuclear. En el acumulado de los once meses transcurridos de este año, la eólica ha cubierto el 19,7% de la demanda eléctrica peninsular.

En noviembre la generación procedente de fuentes de energía renovable representa el 35,4% de la producción. El 54,1% de la producción eléctrica de este mes procede de tecnologías que no emiten CO2.

Respecto a la demanda peninsular de energía eléctrica, en el mes de noviembre ha sido de 20.939 GWh, un 0,2% superior a la registrada en el mismo mes del año anterior. Teniendo en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha disminuido un 0,8% con respecto a noviembre del 2017.

En los once meses del 2018, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 232.337 GWh, un 0,9% más que en el 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica ha crecido un 0,8% respecto al mismo periodo del año anterior.

La aportación a la economía española se incrementa en todos los indicadores

Pocos sectores de la economía española pueden estar tan orgullosos de su adaptación al cambio como el sector eólico y de su capacidad de superación” ha manifestado Rocío Sicre, presidenta de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) en la presentación de la nueva edición del Estudio Macroeconómico del Impacto del Sector Eólico en España. El informe, elaborado por la firma de consultoría Deloitte, analiza en detalle los dos últimos años del sector eólico en España, 2016 y 2017, junto con el período anterior 2012-2015.

El sector eólico, como demuestran los datos del informe, es un sector relevante para la economía española. En 2017, los principales datos son: contribución total al PIB (3.394 M€), generación de empleo (22.578 profesionales empleados), mejora de la balanza de pagos, reducción en la dependencia energética y en los gastos en importaciones de combustibles fósiles (9,2 mtep), reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (en 25 mt de CO2), y reducción en los precios de la electricidad.

• En lo que se refiere a la contribución al PIB, el sector eólico alcanzó en 2017 los 3.394 M€. Este valor supone un 0,31% entre contribución directa e indirecta. El incremento en su contribución al PIB se basa en un cambio en los modelos de negocio con dos vertientes: por un lado, enfocándose a la exportación de la mayor parte de su producción, y por otra en la prestación de servicios de operación y mantenimiento y el suministro de repuestos a los parques eólicos existentes en España.
• En 2017, las exportaciones del sector eólico ascendieron a 2.391 M€, frente a unas importaciones de 890,5 M€. Como consecuencia, las exportaciones netas supusieron 1.500,4 M€, un 65% de la contribución directa al PIB del sector. Las exportaciones del sector eólico son comparables con las de sectores de gran importancia para la economía española, como el vino o el calzado.
• Respecto al empleo, en 2017, el sector empleaba a 22.578 personas. El sector eólico ha contribuido a la recuperación del empleo que se observa en España durante los últimos años.
• En cuanto a las emisiones de gases de efecto invernadero evitadas por la sustitución de combustibles fósiles, se mitigaron 25 mt de CO2 en 2016 y 2017 (en cada uno de los años). Y se evitaron en importaciones de combustibles fósiles 9,2 mtep (valoradas en 1.506 M€)
A finales de 2017, España contaba con 23.092 MW y la generación eólica en ese año fue de 47.628 GWh, lo que supone una cobertura de la demanda del 18%.

El futuro del sector eólico en el mundo y en España

El sector eólico español está bien situado para aprovechar las oportunidades que surgen a nivel mundial. España mantiene una quinta posición en potencia instalada con un 4%, tras China (35%), Estados Unidos (17%), Alemania (10%) e India (6%). Según las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), la potencia eólica instalada en el mundo ascenderá a 1.305 GW en 2040, lo que supondría un incremento del 142% (de 765 GW) respecto a 2017. A 2025, se espera una potencia instalada de 842 GW, con un incremento de 302 GW.

Tras la subasta de 2016 y las dos de 2017, el sector eólico tiene el compromiso de instalar 4.600 MW en península más el cupo canario a 2020. La instalación de esta potencia es una oportunidad para el crecimiento del mercado y tendrá un efecto positivo. Más allá de los compromisos a 2020, para hacer posible un crecimiento lineal es preciso avanzar teniendo en cuenta 5 claves, que no dependen del sector eólico, pero afectarán a su desarrollo:

1. Un marco regulatorio estable con consenso político y que perdure.
2. Visibilidad a largo plazo para generar confianza, atraer a los inversores y tomar decisiones industriales.
3. Formulación de un sistema adecuado que garantice una rentabilidad razonable que perdure durante la vida útil de las instalaciones.
4. Un sistema de subastas sencillo, bien diseñado, similar al de otros países de nuestro entorno, y con un calendario establecido.
5. Reglas que incentiven la repotenciación de los parques eólicos más antiguos y situados en los emplazamientos con mejor recurso, así como una regulación que permita extender la vida útil de los parques en las condiciones más óptimas posibles, al objeto de mantener la capacidad de generación eólica actual e incrementarla de la forma más eficiente posible.

El borrador del Anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética recoge para 2030 el objetivo de un 70% de electricidad renovable y un 35% de renovables en energía final. La media de crecimiento anual prevista para la eólica es de 1.700 MW hasta 2020 y como mínimo de 1.200 MW desde 2020 a 2030 para lograr los objetivos a 2030, y acercarnos a 2050 con un mix energético formado sólo por energías renovables.

Rocío Sicre ha concluido la presentación indicando que “las cifras de incremento de la eólica en España para los próximos años ofrecen una visión objetiva del papel que esta tecnología tiene hoy y tendrá en el futuro. El sector eólico español se encuentra, seguramente, entre los mayores casos de éxito en la economía española y, desde sus inicios y en la actualidad, es un sector significativo para nuestra economía“.

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.

Cada seis meses, BloombergNEF ejecuta su análisis del Coste Nivelado de la Electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés), una evaluación mundial de la competitividad en costes de diferentes tecnologías de generación y almacenamiento de energía, excluyendo los subsidios. La caída de los costes de la tecnología significa que las energías solar y/o eólica terrestre no subvencionadas son actualmente la fuente más barata de nueva energía mayorista en todas las economías importantes, excepto Japón, según el informe 2H 2018 LCOE de BloombergNEF. Este análisis cubre casi 7.000 proyectos de 20 tecnologías y en 46 países en todo el mundo.

Estos son los resultados clave, de alto nivel:

  • Las energías solar y/o eólica son ahora la nueva fuente de generación más barata en todas las economías importantes, excepto Japón. Esto incluye a China e India, donde no hace mucho el carbón era el rey. En India, las mejores plantas solares y eólicas representan actualmente la mitad del coste de las nuevas plantas de carbón.
  • El mercado fotovoltaico a gran escala en China se ha contraído en más de un tercio en 2018 debido a las revisiones de políticas en ese país. Esto, a su vez, ha creado una ola global de equipos baratos que ha reducido el coste normalizado global de referencia global de la nueva fotovoltaica (sin seguimiento) a 60 $/MWh en el segundo semestre de 2018, una caída del 13% respecto al primer semestre de 2018.
  • El coste normalizado global de referencia de BloombergNEF para la energía eólica terrestre se sitúa en $ 52 / MWh, un 6% menos que en el análisis de la compañía del primer semestre de 2018. Esto se debe a aerogeneradores más baratos y un dólar estadounidense más fuerte. La eólica terrestre ahora es tan barata como 27 $/MWh en India y Texas, sin subsidios.
  • En la mayoría de emplazamientos de EE. UU., la eólica supera a las centrales de gas en ciclo combinado alimentadas por gas de esquisto barato como fuente de nueva generación mayorista. Si el precio del gas sube por encima de 3 $/MMBtu, el análisis de BloombergNEF sugiere que tanto las nuevas centrales de ciclo combinado a gas, como las ya existentes, correrán el riesgo de ser superadas rápidamente por solar y eólica. Esto significa menos horas de funcionamiento y un caso más sólido para tecnologías flexibles, como plantas de gas de recorte de picos y baterías, que funcionan bien con una menor utilización (factor de capacidad).
  • Las altas tasas de interés en China y EE. UU. han ejercido, en los últimos dos años, una presión al alza sobre los costes de financiación de las energías fotovoltaica y eólica, pero estos han sido compensados por los menores costes de los equipos.
Fuente/Source: BloombergNEF. Para las plantas térmicas, la gama captura una variedad de factores de capacidad y costes e incluye un precio del carbono en el caso del carbón y el gas. Para los sistemas de almacenamiento más renovables, BNEF asume almacenamiento en baterías de iones de litio de cuatro horas y la gama captura la diversidad de factores de capacidad en el país, así como diferentes relaciones de capacidad entre el almacenamiento y el activo de generación (25% -100 %). Todos los LCOE son sin subsidios./ For thermal plants, the range captures a variety of capacity factors and costs and includes a carbon price in the case of coal and gas. For renewable-plus-storage systems, BNEF assumes a four-hour lithium-ion battery storage and the range captures the diversity of capacity factors in the country, as well as different capacity ratios between the storage and the generating asset (25%-100%). All LCOEs are unsubsidized.
Fuente/Source: BloombergNEF. Para las plantas térmicas, la gama captura una variedad de factores de capacidad y costes e incluye un precio del carbono en el caso del carbón y el gas. Para los sistemas de almacenamiento más renovables, BNEF asume almacenamiento en baterías de iones de litio de cuatro horas y la gama captura la diversidad de factores de capacidad en el país, así como diferentes relaciones de capacidad entre el almacenamiento y el activo de generación (25% -100 %). Todos los LCOE son sin subsidios./ For thermal plants, the range captures a variety of capacity factors and costs and includes a carbon price in the case of coal and gas. For renewable-plus-storage systems, BNEF assumes a four-hour lithium-ion battery storage and the range captures the diversity of capacity factors in the country, as well as different capacity ratios between the storage and the generating asset (25%-100%). All LCOEs are unsubsidized.
  • En Asia-Pacífico, las importaciones de gas más caras significan que las plantas de gas de ciclo combinado de nueva construcción con un coste nivelado de 70-117 $/MWh continúan siendo menos competitivas que la nueva energía a partir de carbón, a 59-81 $/MWh. Este sigue siendo un obstáculo importante para reducir la intensidad de carbono de la generación de electricidad en esta parte del mundo.
  • Las baterías de corta duración son hoy en día la fuente más barata de nuevas capacidades de respuesta rápida y pico en todas las principales economías, excepto en EE. UU., donde el gas barato le da una ventaja a las plantas de gas de recorte de picos. Según el análisis de BloombergNEF, a medida que aumenta la fabricación de vehículos eléctricos, los costes de las baterías bajarán otro 66% para 2030. Esto, a su vez, significa un almacenamiento en baterías más económico para el sector eléctrico, lo que reduce el coste de la potencia máxima y la capacidad flexible a niveles nunca antes alcanzados por las plantas convencionales de combustible fósil de recorte de picos.
  • Las baterías acopladas con energía fotovoltaica o eólica son cada vez más comunes. El análisis de BloombergNEF sugiere que la nueva construcción de solar y eólica combinadas con sistemas de almacenamiento de baterías de cuatro horas ya puede ser competitiva en costes, sin subsidios, como fuente de generación despachable en comparación con las nuevas plantas de carbón y gas en Australia e India.

La secretaría de Energía del Ministerio de Hacienda de la Nación ha informado de que el 15 de Noviembre se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 100/2018 por la cual se convoca a los interesados a presentar ofertas para MiniRen/Ronda 3 del Programa RenovAr, con el objetivo de licitar 400 MW nuevos de potencia instalada de generación eléctrica de fuentes renovables.

Esta ronda tendrá como principal característica el aprovechamiento de las capacidades disponibles en redes de media tensión y el fomento del desarrollo regional del país.

El programa RenovAr MiniRen ofrecerá 400 MW de potencia en todo el país, para ser conectados en redes de media tensión de 13,2 kV, 33 kV y 66 kV. La potencia máxima permitida por proyecto será de 10 MW, mientras que la mínima de 0,5 MW.

La distribución por tecnología será de 350 MW para eólica y solar fotovoltaica, que competirán juntas con cupos por regiones y provincias; mientras que para pequeños aprovechamientos hidroeléctricos habrá disponibles 10 MW, para biomasa 25 MW, para biogás 10 MW y para biogás de relleno sanitario habrá 5 MW, sin región.

Al mismo tiempo, regirá un cupo máximo de 20 MW por provincia, excepto para Buenos Aires donde será de 60 MW. Es importante señalar que para esta Ronda no se permiten ampliaciones de centrales existentes.

Esta nueva etapa del Programa RenovAr apunta a sumar al desarrollo de los proyectos renovables el capital de actores no tradicionales del sector y obtener una ventaja económica para el sistema, gracias al ahorro en pérdidas por transporte y distribución de energía eléctrica y al desplazamiento de generación forzada con combustible alternativo (no gas). Al mismo tiempo, se produce una ventaja técnica eléctrica por la mejora general de calidad en líneas débiles.

Cronograma

El 27 de marzo de 2019 se hará la presentación de ofertas; el 7 de mayo se hará la calificación de las mismas y el 17 del mismo mes será el turno de la adjudicación de proyectos. Está previsto que la firma de contratos se realice en el período comprendido entre el 20 de mayo y el 8 de noviembre de 2019.

Los proyectos adjudicados firmarán un contrato de abastecimiento de energía eléctrica (PPA) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), del mismo modo que en las rondas anteriores, pero en esta oportunidad el acuerdo de adhesión al Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) garantizará tres meses de facturación para los proyectos contratados.

El viento, que ha soplado con bastante intensidad en octubre (nuevo récord para este mes: 4,33 TWh), ha contribuido a contener el precio del mercado eléctrico mayorista, que ha pasado de 71,27 €/MWh en septiembre a 65,08 €/MWh en octubre. Una disminución del 8,7%, gracias en gran parte al aumento de la generación eólica que ha pasado de cubrir un 12,2% de la demanda total peninsular el septiembre a un 20,6% en octubre. Esto se ha traducido en un ahorro en la tarifa PVPC del 5,3%, respecto al mes anterior.

En la península, las emisiones mensuales de CO2 del sector eléctrico han sido las más bajas desde 2010 para un mes de octubre.

Por otra parte, en Canarias, las nuevas instalaciones eólicas que se han puesto en marcha entre el 2017 y lo que llevamos de 2018, han contribuido a que el viento haya batido todos sus récords de generación. Para finales de julio ya se había superado la producción anual del año pasado; en ese mismo mes se había registrado un nuevo máximo de generación mensual con un 12,5% de cobertura de la demanda Canaria (primera vez que se superaba el umbral del 10% mensual); y durante varios días de ese mes se superó el 15% de cobertura de la demanda, con un máximo del 16,2% el 15 de julio. Hasta finales de octubre se ha conseguido cubrir un 7,4% de la demanda en las islas con el viento frente al 4,5% del mismo periodo (enero-octubre) del año pasado.

Esta mayor aportación de la eólica se ha traducido en una reducción de la generación con combustibles fósiles de un 4% en el periodo. Al ser la generación con el viento más barata que con hidrocarburos en las islas, la generación con fuel y gasoil evitadas han supuesto un ahorro de más de 25 millones de euros para los consumidores eléctricos (descontando los incentivos que perciben las nuevas instalaciones y algunas de las antiguas) en lo que va de año.

También ha mejorado considerablemente la sostenibilidad de las islas: las emisiones de CO2 del sector eléctrico canario se han reducido en un 16,3% en lo que va de año.

El grupo tecnológico Wärtsilä ha entregado con éxito dos nuevas plantas de motores a gas ordenadas por Centrica. El proyecto está en línea con la estrategia de la compañía para la producción de energía descentralizada y facilitará la integración de capacidad renovable intermitente, en particular solar y eólica. Wärtsilä fue seleccionada para entregar soluciones EPCpara ambos sitios, ubicadas en Brigg y Peterborough en Reino Unido. Los pedidos fueron reservados en enero de 2017.

Las dos plantas de 50 MW equilibrarán la estabilidad de la red y juntas generarán suficiente electricidad para abastecer a 100.000 hogares. La flexibilidad de arranque rápido en dos minutos de la solución Wärtsilä apoyará los picos locales de demanda y las inevitables fluctuaciones en el suministro de fuentes renovables. La flexibilidad operativa proporcionada por Wärtsilä garantiza tener energía disponible cuando el suministro de fuentes renovables disminuye.

Estas dos nuevas plantas, que ayudarán a satisfacer las cambiantes necesidades de energía de Reino Unido y, en última instancia, respaldarán la transición a un futuro con bajas emisiones de carbono, brindarán un importante respaldo a la generación renovable.

Reino Unido es el país líder en la conformación de los mercados de electricidad y Centrica es uno de sus operadores líderes. Hoy en día, las fuentes de energía renovable proporcionan aproximadamente una cuarta parte de la capacidad de generación total del país, en comparación con el 5% en 2006, y la proporción está aumentando continuamente. Para apoyar esta tendencia, es esencial una generación flexible y de arranque rápido.

Las dos plantas utilizarán cada una cinco motores Wärtsilä 34SG que funcionan con gas natural y ya han entrado en operación comercial.

“Mantener la capacidad de generación eólica en las mejores condiciones es vital para la salud del mix energético de nuestro país con una senda de precios competitiva y para el cumplimiento de los objetivos europeos a 2030’’ afirmó el pasado día 9 Rocío Sicre, presidenta de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), en el acto de inauguración de la III Jornada Internacional sobre Extensión de Vida de Parques Eólicos. “La estabilidad y regulación facilitarán la toma de decisión empresarial por la extensión de vida o la repotenciación, por lo que es importante que se sienten las bases para que este mercado despegue en España” apuntó Sicre.

‘’El objetivo del sector eólico de dar respuesta a una necesidad real en el medio plazo ha estimulado a fabricantes de componentes e industria a avanzar en el desarrollo de tecnologías innovadoras que garanticen la extensión de vida de los parques existentes en España y en el mundo’’ indicó la presidenta de AEE, y ‘’por ello nos hemos reunido en esta nueva edición de la jornada para analizar los retos pendientes, las oportunidades e intercambiar experiencias’’.

A continuación, Sicre resumió los principales retos tecnológicos que existen en el campo de la mejora operativa y la extensión de vida del parque eólico español, y que serán el hilo argumental de las diferentes conferencias que se celebrarán durante la jornada: el incremento de producción de los parques existentes y las soluciones de bajo coste, las mejoras del mantenimiento y las mejoras operativas de los parques eólicos, la operación de los parques como elemento diferencial entre extensión y repotenciación, soluciones específicas para la mejora de la transmisión y los sistemas de control del paso, así como las implicaciones en la gestión empresarial para extender la vida útil de los parques.

El Director General de Industria y de la PYME, Galo Gutiérrez, que participó en la inauguración de la III Jornada Internacional sobre Extensión de Vida de Parques Eólicos, destacó que “la Dirección General de Industria y Pyme, dentro del marco estratégico 20/30 que está preparando el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, está trabajando en un borrador de Agenda Sectorial de la Industria Eólica que recoge medidas y actuaciones a medio plazo con el fin de mejorar la competitividad y la capacidad productiva del sector eólico y del sector industrial que se dedica a fabricar las estructuras y generadores que demanda la eólica”.

España, como uno de los países pioneros en la implantación de parques eólicos, es también uno de los primeros países del mundo que se enfrenta al envejecimiento de los mismos ya que, en 2020, la mitad de sus aerogeneradores habrá superado los quince años. Por ello, la III Jornada Internacional sobre Extensión de Vida de Parques Eólicos ha regresado un año más como el evento de referencia en el sector, un encuentro de alto nivel técnico, reuniendo a más de 200 profesionales y más de 30 ponentes de la industria eólica nacional e internacional, que analizarán y debatirán sobre garantizar la capacidad de producción de los parques eólicos para mantener su eficiencia y rentabilidad a largo plazo. Los asistentes intercambiarán sus propuestas relativas a la mejora operativa y repotenciación de los parques eólicos en España.

Para finalizar la jornada, representantes de las patronales renovables de Francia, Portugal, y de la Agencia nacional de Energía de Dinamarca, junto con el nuevo Director General del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), Joan Herrera, ofrecerán, en la última sesión de la jornada, un intercambio de experiencias de estos países europeos en la extensión de vida de parques eólicos, y en los mecanismos regulatorios existentes y previstos. El futuro de los parques eólicos en operación está muy ligado a las condiciones regulatorias, pero también al recurso y a las tecnologías. En esta sesión, participarán -además de Joan Herrera- Oliver Perot, CEO de la patronal eólica francesa France Energie Eolienne; José Medeiros, Secretario General de la asociación renovable portuguesa APREN; y Jakob Juul, Head of Division de Danish Energy Agency.

La III Jornada Internacional sobre Extensión de Vida de Parques Eólicos cuenta con el patrocinio VIP de Iberdrola y Siemens Gamesa; y la colaboración de Cepsa, Inelec, UL y Moove Lubricantes. Durante la jornada, participan con ‘Rincones corporativos’ las empresas ABB, Green Eagle Solutions, Octocom, Senvion, Sika y Vestas.