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El pasado viernes 28 de febrero, el BOE publicó la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, donde se actualizan los parámetros retributivos para instalaciones de energía renovable, cogeneración y residuos para su aplicación durante el período retributivo que comenzó el 1 de enero de 2020.
A partir de ahora, el límite de horas de producción con derecho a retribución a la operación se amplia a 7.500 h al año, favoreciendo una rentabilidad razonable a más largo plazo.

Esta Orden rectifica un error de concepto contenido en la Ley 24/2013 que limitaba, sin una base fundamentada, a 6.500 horas al año el tiempo máximo de operación con derecho a retribución de las plantas de generación de energía eléctrica a partir de biomasa.

Desde AVEBIOM aplauden este cambio normativo que, a su juicio, retoma la dirección correcta para facilitar el desarrollo de una actividad que tanto tiene que aportar a nuestra sociedad, como garantizar una transición energética justa o luchar contra la despoblación de las áreas rurales.

Mayor eficiencia y otras ventajas

Las instalaciones de generación eléctrica con biomasa son capaces, en general, de alcanzar disponibilidades anuales cercanas a las 8000 horas, por lo que la limitación que ahora se corrige suponía una clara ineficiencia en el uso de las infraestructuras existentes.

Por otro lado, el aumento de disponibilidad impulsará también la necesaria valorización de subproductos agrícolas y forestales, lo que calculamos que conllevará un incremento anual de la renta agraria superior a 50 millones de euros durante los próximos 20 años.

Para el cálculo hemos asumido que el incremento de consumo de biomasa se cubre con un 60% de biomasa primaria (b6) y un 40% de biomasa secundaria (b8) y aplicamos los rendimientos y costes promedio publicados por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Además de los generadores de energía eléctrica con biomasa, también están de enhorabuena el sector forestal, que se beneficiará de un aumento de los aprovechamientos forestales sostenibles, y la sociedad en su conjunto, pues menos biomasa en el monte significa menos incendios forestales y menos virulentos en caso de producirse.

El aumento de horas de producción contribuirá, por otra parte, a reducir las emisiones de CO2 del sector energético y a mejorar la gestionabilidad de la red eléctrica de forma sostenible y con el respaldo de una energía renovable.

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Las empresas del sector de la biomasa agradecen al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico que se haya corregido, en la Orden de Parámetros, una grave limitación a la producción eléctrica con fuentes biomásicas. La generación eléctrica con biomasa sólida, biogás y la Fracción Orgánica de Residuos Sólidos Urbanos (FORSU) estaba limitada a 6.500 horas cuando estas plantas pueden funcionar 24 horas al día y 365 días al año. Esta decisión permite aumentar la producción de electricidad renovable gestionable y firme en un 15% sin acometer inversiones adicionales en las plantas.

En un entorno de reducción de centrales térmicas fósiles, la Orden de Parámetros Retributivos (enlace a la Orden TED/171/2020), ha aumentado a 7.500 horas el límite de producción con derecho a percibir retribución a la operación (Ro) de las plantas de biomasa (grupos b.7 y b.8). En la práctica, esto permitirá a las instalaciones existentes incrementar su generación eléctrica en un 15%.

Un mix renovable diverso y gestionable

La generación eléctrica con biomasa debe tener un papel fundamental en nuestro futuro renovable debido, principalmente, a tres razones: la capacidad de esta tecnología de proporcionar electricidad renovable gestionable; ser una herramienta fundamental para combatir los efectos de la España Vaciada; y contribuir a la mejora medioambiental y la bioeconomía circular mediante el uso de subproductos y residuos agrícolas, forestales y ganaderos, así como de industrias transformadoras de los mismos.

El borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) marca un incremento, en la próxima década, de cerca de 800 MW de biomasa para generación de energía eléctrica. El incremento de horas publicado en la Orden facilitará la puesta en marcha de nuevos proyectos al eliminar una limitación horaria injusta.

Grandes beneficios para España

España es el tercer país europeo en recursos absolutos de biomasa forestal (superficie forestal de 27.664.474 hectáreas) y séptimo en términos per cápita, el principal productor de aceite de oliva del mundo (1.404.600 t en la campaña 2015-2016) y el primer productor de ganado porcino en Europa (que generan más de 50 Mt de purines). Estas cifras nos dan una idea del potencial biomásico de nuestro país.

A pesar de los ingentes recursos biomásicos, España se sitúa a la cola en el ranking europeo de aprovechamiento de recursos forestales y agroganaderos. La biomasa representa un porcentaje muy modesto en el mix de generación eléctrica: la biomasa, el biogás y la fracción orgánica de residuos municipales (FORM) apenas llega en conjunto al 2% de la electricidad generada.

Si combinamos el potencial de recurso biomásico, la necesidad de creación de empleo y riqueza en zonas rurales, y las tecnologías disponibles de aprovechamiento biomásico, vemos que existe una gran oportunidad para el desarrollo de la economía nacional gracias a la biomasa.

Según el Estudio “Balance socioeconómico de las biomasas en España 2017-2021”, elaborado por AFI para Unión por la Biomasa, un rediseño del modelo de subastas y de provisión de incentivos a la inversión, podría generar 12.596 nuevos empleos (hasta un total de 45.541 puestos de trabajo) y beneficios superiores a los 13.000 M€ para nuestra economía con inversiones del orden de 2.600 M€, lo que arrojaría un balance positivo de 10.247 M€.

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La energía termosolar ha vuelto a superar los 5 TWh de generación eléctrica al sumar 5.166 GWh en 2019, lo que representa un incremento del 16,8% sobre 2018 y un 3,8% respecto a la media de los últimos cinco años. Un año más, la generación termosolar en España ha demostrado su fiabilidad, al alcanzar contribuciones puntuales de cerca del 10% y un 2,1% del total de generación eléctrica en España en 2019, consolidando su imagen de tecnología fiable tras más de 10 años de operación de parte de su flota.

La termosolar ha reforzado durante el pasado año su posicionamiento como tecnología imprescindible para afrontar la transición energética, gracias al almacenamiento térmico del que estarán provistas todas las futuras centrales, que podrán comenzar a despachar a partir del atardecer reemplazando parte de la producción fotovoltaica y reduciendo la necesidad de respaldo fósil durante la noche.

Protermosolar destaca que las actuales instalaciones termosolares, algunas de ellas con más de una década de operación, siguen operando sin dar señales de degradación e incorporando experiencias de funcionamiento que las hacen más eficientes.

Según Protermosolar, España cuenta, a diferencia de otros países europeos, con la posibilidad de desplegar, por la disponibilidad de emplazamientos y capacidad de sus empresas, una tecnología renovable, gestionable y con almacenamiento, como son las centrales termosolares, que facilitará la consecución del objetivo de renovables y descarbonización previsto en el PNIEC a 2030.

Para Protermosolar, estos datos ponen de manifiesto la confianza que debe tenerse en esta tecnología y lo acertado de plantear un despliegue, como el previsto en el PNIEC, en esta próxima década para alcanzar los objetivos a 2030. En este sentido, implantar sistemas de almacenamiento en aquellas centrales que actualmente no disponen de él o hibridar algunas centrales con biomasa, reforzarían su valor para el sistema. Asimismo, el incorporar el autoconsumo fotovoltaico en las centrales actuales incrementaría su producción síncrona y gestionable. Respecto a la flota futura, su despacho complementario a la fotovoltaica contribuiría a la integración de energía renovable en el sistema, optimizando las infraestructuras de transmisión, existentes y futuras, y contribuyendo a la estabilidad de la red.

Las nuevas centrales termosolares, provistas de grandes sistemas de almacenamiento y despachando la electricidad a partir del atardecer, aliviarían las rampas que provocarían diariamente la caída de producción de la fotovoltaica por la tarde y evitarían, en gran medida, las emisiones que, de otra forma, irían asociadas a la combustión de gas en los ciclos combinados. Pero, además, los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares podrían utilizarse para captar los vertidos de las tecnologías eólica y fotovoltaica, evitando inversiones superiores a los 20.000 millones de euros en sistemas de baterías o nuevas instalaciones de bombeo. Las centrales termosolares podrían actuar incluso de reserva estratégica a disposición del operador del sistema para los momentos de máxima demanda al poder mantener una parte importante de su capacidad durante días, semanas o meses, para cuando fuese requerido con disponibilidad absoluta.

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El pasado mes de septiembre ha sido probablemente el mes más ventoso de los últimos cinco años. El aprovechamiento del viento deja cifras de generación eléctrica insólitas en UE y en España. Por una parte, en la UE + Noruega la eólica ha pasado de cubrir un 10,9% en septiembre del año pasado a un 12,5% en septiembre de este año.

Este mayor aprovechamiento del recurso eólico en la UE ha supuesto una importante reducción de las emisiones de CO2. Con los 29,5 TWh generados con el viento en el mes (suficientes para cubrir con creces el consumo mensual español de 21 TWh) se ha evitado la emisión a la atmósfera de al menos 24,5 millones de toneladas de CO2. En España, las emisiones evitadas gracias al viento son 3,7 millones de toneladas de CO2.

Mientras, en España, gracias al viento, se ha cubierto un 18,4% de la demanda eléctrica en el pasado mes (en 2018, en el mismo mes se cubrió un 12,2%). Desde el año 2012, no se producía tanta electricidad en septiembre gracias a la energía eólica.

Como se puede ver en el gráfico, ha sido durante la primera quincena del mes cuando se ha generado electricidad con el viento muy por encima de lo que se había hecho en los últimos 5 años, llegando a establecer un nuevo récord horario el 10 de septiembre.

La energía eólica ha contribuido también a reducir el precio de los mercados eléctricos europeos. En Alemania, con una cobertura de la demanda eólica del 23,8% frente al 17,1% del año pasado, el precio del mercado eléctrico ha bajado en un 35%; En Reino Unido un 38%, en Francia un 43% y en España un 34,5%.

La instalación de potencia eólica en España puede suponer un importante factor de equilibrio para el incipiente mercado único europeo de la electricidad, puesto que, como se puede ver en el gráfico, la generación eólica española suele no estar correlacionada con la generación eólica alemana, de tal manera que cuando hay viento en la península, puede no haber viento en el norte de Alemania, y viceversa.

También hay que considerar las interconexiones necesarias con Francia y Portugal, puesto que con nuestro vecino de la península además compartimos mercado eléctrico, y por otra parte los Pirineos son la salida hacia los consumidores de Centroeuropa, que pone en valor la electricidad renovable de la península. A la hora de interpretar el gráfico hay que tener en cuenta que en Alemania hay 60 GW de eólica mientras que en España sólo 23,5 GW. Es llamativo el dato para Alemania del 29 de septiembre, cuando se alcanzó un 62% de cobertura con eólica.

España tiene una importante ventaja sobre muchos países europeos en cuanto al recurso eólico, ya que tiene también diferentes regímenes de viento. Por ejemplo, como se puede ver en el gráfico, donde se compara la generación eólica horaria en enero de 2018 en las provincias de A Coruña y Cádiz, el viento no es homogéneo en toda la península, por lo que cuando no hay viento en una parte de la península puede haberlo en otra. Gracias a la posición geográfica y orografía de nuestro país, el desarrollo de la eólica en todo el territorio permite que en el sistema eléctrico español en más de un 95% de las horas del año siempre esté asegurada una aportación superior al 9% de la potencia eólica total instalada.

Por la importancia que ya tiene en el mix español y sobre la cual se ha construido el PNIEC, el cumplimiento de los objetivos de eólica en el mismo son conditio sine qua non para cumplir con los objetivos de descarbonización y transición energética a 2030. Además, a nivel de la UE, teniendo en cuenta que el objetivo de renovables es único para su conjunto, el viento español es también un factor indispensable para cumplir con los objetivos de la UE para 2020 y 2030.

Para que el mercado único eléctrico de la UE pueda ser eficiente económicamente, los recursos renovables del sur de Europa (en especial de la península ibérica donde son abundantes y variados) se tienen que aprovechar para cubrir la demanda eléctrica europea.

El borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), aprobado en el Consejo de Ministros del 22 de febrero y presentado a la Unión Europea, prevé una ambiciosa transformación del sistema energético mediante la reducción de emisiones, eficiencia energética y potenciación de las energías renovables con una inversión de 236.000 M€ hasta 2030. Los objetivos de este plan, que comprende el periodo 2021-2030, incluyen la reducción en un 21% de las emisiones con respecto a 1990, que la energía final renovable se sitúe en el 42% y que el 74% de la generación eléctrica sea renovable.

El nivel de inversión propuesto supone una media de 23.600 M€ al año que cubriría energías renovables, almacenamiento, redes de transporte, eficiencia de los edificios y calefacción, entre otros. El 80% de esta inversión debería ser asumida por el sector privado. Asimismo, se contempla que entre 2020 y 2030 disminuya en un 25% la cogeneración con gas natural, una de las formas más eficientes de producir calor industrial, y se prevé el cierre de las centrales de carbón, 9 en 2020 y otras 5 antes de 2030, y de las centrales nucleares, 4 en el período 2025-2030 y 3 en el período 2030-2035. Además, se destaca el cambio en movilidad aumentando el número de vehículos eléctricos desde los 58.000 actuales hasta los cinco millones en 2030, en sustitución de forma paulatina de los de gasolina y diesel.

El Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Madrid (COIIM) considera que el borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima propuesto por el Gobierno debería completarse con un calendario planificado y consensuado con todos los sectores que garantice la continuidad del suministro eléctrico y la estabilidad en los precios.

Dependiendo del ritmo real de cierre, sería necesario sustituir entre 2020 y 2030 los 80.081 GWh/año que dejarían de generar las centrales de carbón y nucleares; éstas últimas aportan 32.886 GWh/año sin emisiones de CO2. Este plan de cierre solo sería viable si la adición de los 65.456 MW de generación eólica y solar, incluyendo fotovoltaica y termosolar, que contempla el documento hasta 2030 contara en los plazos previstos con suficiente capacidad de sistemas de almacenamiento y respaldo, tanto de corta duración como de carácter estacional. Además, el ritmo anual de instalación debería ser de 5.950 MW/año, lo que supone multiplicar casi por 4 las realizadas en los años de mayor crecimiento del sector (1.600 MW/año entre 1998 y 2011).

Poniendo en contexto estas cifras, actualmente la inversión total anual del sector industrial en España es de 23.000 M€, un 1,9% del PIB; el nivel de inversión de todo el sector de producción eléctrica representa el 0,3% del PIB, 3.630 M€ al año. La inversión anual total propuesta en el PNIEC es de 23.600 M€ La inversión anual propuesta en el plan para renovables, redes y electrificación es de 14.348 M€, multiplica por cuatro la inversión anual del sector eléctrico. Por otra parte, no abordar dichas inversiones, podría incrementar el riesgo de incumplimientos y multas por parte de la Unión Europea.

Además de las medidas indicadas, el Colegio considera interesantes otras acciones como actualizar tecnológicamente las plantas renovables existentes, aumentar las interconexiones con el resto de Europa y África, instalar nuevos equipos de bombeo en centrales hidroeléctricas existentes o repotenciarlas, aumentar la eficiencia energética de los procesos en la industria, transporte y edificación, con mejoras del aislamiento y los sistemas de climatización o la producción distribuida para favorecer la autogeneración. Por otra parte, se sugiere que el plan definitivo considere pérdidas y eventuales limitaciones a la generación debidos a elementos de la red interna del sistema peninsular, incluyendo posibles riesgos para la estabilidad de la red ante fallos de algún generador, como consecuencia de la eliminación de un gran número de centrales con alta capacidad de regulación primaria.

El Colegio, reitera su ofrecimiento al Gobierno para realizar aportaciones al PNIEC y ayudar a plantear alternativas que presenten mejores perspectivas de ser ejecutadas en los plazos previstos, iguales o mejores resultados en cuanto a costes y reducción de emisiones y menores riesgos de suministro.

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Fuente: REE y elaboración AEE

La transición energética es una realidad en la mayoría de las Comunidades Autónomas gracias a la instalación de los parques eólicos durante las dos últimas décadas. Frente a un objetivo nacional de alcanzar un 74% de aportación renovable a la generación eléctrica nacional en 2030, Castilla y León ya superó esa cifra en 2018 sólo con su generación eólica, alcanzando un 80% de la cobertura de la demanda gracias al viento. Si se le añade el resto de renovables, Castilla y León generó el año pasado el equivalente al 144% de su demanda eléctrica con renovables.

Las otras dos Comunidades Autónomas que superaron el 50% de cobertura equivalente de la demanda eléctrica con eólica fueron Castilla la Mancha, con un 68,6% y la Rioja, con un 53%.

En términos de generación mensual, durante el mes de marzo del año pasado, que fue muy ventoso ya que a nivel nacional se alcanzó un 33,1% de generación eólica, tanto Castilla la Mancha como Castilla y León superaron el 100% de la cobertura de la demanda con eólica.

El viento en estas Comunidades Autónomas contribuyó a descarbonizar el consumo de comunidades limítrofes, como Madrid y País Vasco, que son grandes consumidoras de electricidad y tienen que importar electricidad de territorios vecinos. En el siguiente gráfico se puede ver la evolución mensual en 2018 de la cobertura de la demanda con eólica en las cinco Comunidades Autónomas con más penetración de energía eólica.

Por otra parte, las Comunidades con más viento en 2018 fueron Galicia, Navarra y Aragón, todas con un aprovechamiento del recurso eólico por MW instalado claramente superior a la media nacional.

Todas estas cifras, reafirman el potencial de la energía eólica en el mix energético español, con una suma total de 23.484 MW eólicos instalados en todo el territorio nacional. España tiene 1.123 parques eólicos presentes en 807 municipios, con más de 20.000 aerogeneradores instalados, que cubren el 19% del consumo eléctrico. Asimismo, hay 207 centros de fabricación en dieciséis de las diecisiete comunidades autónomas.

De la nueva potencia eólica ya instalada en 2018, 190 MW (el 48,5% del total) corresponden a parques en las Islas Canarias. El resto de los megavatios instalados -unos 200 MW- corresponden 90 MW en Aragón, 68 MW en Galicia, 30 MW en Andalucía, 10,37 MW en Castilla La Mancha y 2,35 MW en Cataluña.

La Comunidad Autónoma con mayor potencia instalada también continúa siendo Castilla y León. Le siguen Castilla-La Mancha y Galicia en el ranking de potencia instalada. A la cola están Madrid, Ceuta, Melilla, Baleares y Extremadura. Esta última comunidad autónoma acaba de inaugurar en el mes de febrero pasado su primer parque eólico con 40 MW de potencia. Por lo tanto, para este año ya son 16 las Comunidades Autónomas que están produciendo electricidad con el viento. Ya sólo quedaría Madrid y las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla sin esta tecnología de generación limpia y renovable.

Central Ilanga -1 de 100 MW con 5 horas de almacenamiento en Upington, Sudáfrica. Cortesía de Emvelo y Cobra | 100 MW Ilanga I CSP plant with 5 hours of storage in Upington, South Africa. Courtesy of Emvelo and Cobra

Protermosolar ha actualizado su estudio Transición del Sector Eléctrico: Horizonte 2030 incorporando los datos de 2018 a su serie histórica y confirma el papel fundamental de la energía termosolar en el proceso de transición energética y descarbonizacion de la economía.

En un futuro proyectado a 2030, según el mix propuesto por la patronal, la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica sería del 84 % a un coste por debajo de 5c€/kWh, confirmando los resultados del informe anterior. Además, esta elevada contribución de las renovables a la generación de electricidad que plantea Protermosolar permitiría alcanzar el objetivo del 35 % de consumo de energías renovables en 2030, cumpliendo con los objetivos de la UE.

El reparto equilibrado de la potencia solar entre energía fotovoltaica y termosolar es la clave del mix propuesto en el informe. Para ello, la patronal recomienda planificar con perfiles de despacho diferenciados a las tecnologías renovables apostando por su complementariedad estacional y horaria, al tiempo que se prescinde del carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados.
Además, este mix permitiría también una reducción significativa de los precios, puesto que los sistemas termosolares resultarían más competitivos frente al coste de gas y de las emisiones de los próximos años, así como una reducción significativa de las emisiones de CO2 y de vertidos de renovables.

Estas conclusiones son coincidentes con las que se habían obtenido con la serie histórica hasta 2017, a pesar de que 2018 fue el peor año meteorológicamente hablando para la energía solar. Sin embargo, los resultados todavía tendrían mayor solidez si se tuvieran en cuenta ciertos grados de libertad, que no se han incluido en este estudio, como el uso de contratos de interrumpibilidad, que podrían usarse como parámetros de seguridad frente al proceso de descarbonización ordenado, o la correcta gestión de la energía hidráulica en función de la estacionalidad, para la reducción de emisiones, así como una gestión proactiva de la demanda. Todo ello reforzaría las conclusiones del estudio.

Las centrales termosolares aportan otro conjunto de ventajas adicionales para la economía como el incremento de PIB, del empleo y de la convergencia regional, contribuyendo además a una Transición Energética justa, gracias al suministro de componentes, equipos y servicios desde Asturias, País Vasco, Cataluña,… a las instalaciones en el sur del país.

¿Cómo llegar a 2030?

El mix que propone Protermoslar pretende ser una respuesta solida frente al reto de la transición energética. Para la patronal, una de las líneas básicas de actuación para alcanzar dicho objetivo pasa porque la energía fotovoltaica sea la tecnología que experimente un crecimiento exponencial en los próximos años y que, a medida que se vayan cerrando las centrales convencionales las centrales termosolares tomen el relevo, acompañadas por un crecimiento más constante de la potencia eólica y de biomasa.

No obstante, aunque su papel no sería esencial hasta pasados unos años, deberían establecerse subastas específicas de algunos cientos de MW termosolares para mantener a la tecnología española en la vanguardia mundial y poder participar activamente en el emergente mercado exterior.

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A pesar de una caída en su participación, la región Asia-Pacífico (APAC), con su gran base de población y su fuerte demanda de capacidad de generación eléctrica, continuará influyendo en el mercado global de módulos fotovoltaicos durante el período 2018-2022, según un nuevo informe de GlobalData.

El informe, “Solar PV Module, Update 2018”, revela que la saturación del mercado, la reducción de subsidios y la disminución de los costes de las tecnologías son los principales factores que afectan el mercado mundial de módulos fotovoltaicos. Afirma que se estima que el volumen del mercado mundial disminuirá a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) negativa del 2,8% desde 87,5 GW en 2018 hasta 78,13 GW en 2022.

Es probable que grandes mercados como China, India, Japón y EE.UU. se contraigan, debido a los cambios en sus mercados energéticos. En 2017, APAC constituyó el 73,6% del valor de mercado debido a los movimientos significativos en el mercado chino.

La disminución de los precios de los módulos fotovoltaicos y otras tecnologías auxiliares, como los inversores, se ha traducido en menores costes de proyecto; beneficiando a los desarrolladores de proyectos y permitiendo la proliferación en mercados sensibles al precio. La tendencia a la baja de los precios será fundamental para que el valor del mercado mundial baje a 23.700 M$ en 2022.

Los diversos niveles de progreso económico exhibidos por los países dentro de la región APAC ayudarán a sostener el mercado de módulos fotovoltaicos, a pesar de una caída en el mercado chino. Es probable que China, el mayor mercado para la energía solar fotovoltaica, vea una disminución en su valor de mercado, a una CAGR negativa del 14,8% durante el período de pronóstico. Para contrarrestar el despliegue de capacidad redundante de energía solar, que se ha transformado en una carga económica, el gobierno propuso eliminar los subsidios para proyectos a gran escala y avanzar hacia un mercado de licitaciones competitivas. Otros países en APAC, en particular en el sureste, impulsarán el mercado, que se estima en 13.400 M$ en 2022.

Durante el período de pronóstico, se estima que la región EMEA tenga la tasa de crecimiento de instalación fotovoltaica más alta, con un 7,5%. Se prevé que el mercado europeo se mantenga estable durante el período de pronóstico, con Alemania, Francia y Turquía contribuyendo a la incorporación de capacidad.

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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.

Isotrol y Genneia han llegado a un acuerdo por el cual la compañía española integrará todos los activos de Genneia en su centro de control. Isotrol implantará Bluence, su plataforma de soluciones para empresas de energías renovables, con la que Genneia aumentará la productividad y la rentabilidad de sus plantas de generación. Para este proyecto Isotrol cuenta con la colaboración de su partner en Argentina, los expertos en tecnología de la información Grupo SI.

Genneia es una compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sostenibles y uno de los principales inversores en proyectos de energías renovables en el país. Es propietaria y operadora de 10 plantas de generación térmica (640 MW); de los parques eólicos Rawson (101 MW) y Trelew (51 MW); y tiene en ejecución otros 10 proyectos eólicos y uno de Biomasa en etapa de desarrollo. Cuando todos sus activos entren en operación, contará con una potencia superior a 1,4 GW.

La confianza de un cliente de tal envergadura no sólo prueba la capacidad tecnológica de Bluence, también evidencia la solidez de la actividad internacional de Isotrol. En este caso, de los 25 GW que la compañía monitoriza en todo el mundo, 3.2 GW están ubicados en Sudamérica.

Los equipos técnicos de Isotrol y su partner Grupo SI han iniciado ya la integración de los activos de Genneia en el nuevo centro de control, concebido como asistencia en la gestión y explotación centralizada de todas las plantas y tecnologías implicadas de Genneia; y desde donde se gestionarán grandes volúmenes de información también de naturaleza financiera. El proyecto, que se ha estructurado en tres fases, abre la puerta a otros contratos en la región.

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