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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.

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BP ha presentado en Madrid los resultados del informe Statistical Review of World Energy 2018, una de las publicaciones de referencia del sector energético, que elabora cada año la compañía.

El acto fue dirigido por Luis Aires Dupré, presidente de BP España, quien ha destacado que “es necesario no decaer en los esfuerzos para seguir impulsando una energía limpia y avanzar en la economía baja en carbono, a pesar de que 2017 ha sido un año en el que las emisiones han vuelto a crecer fruto de los cambios coyunturales en el mix energético”. Por su parte, Simon Manley, embajador del Reino Unido en España, quien clausuró el acto, destacó el trabajo de la Embajada, animando a las empresas españolas a aportar su experiencia y tecnología para seguir avanzando en la construcción de un mix óptimo de energía. A este respecto, apuntó que “el avance de las energías renovables y de las redes inteligentes también conducirán a la evolución del sector eléctrico en los próximos años”.

La sequía desploma en España el consumo de energía hidroeléctrica en 2017. El carbón aumenta
su consumo y lleva a un incremento de las emisiones de CO2 de un 6,9%, el ratio más alto desde 2012

El consumo de energía primaria en España continuó la tendencia de crecimiento iniciada en 2015, incrementándose un 1,8% frente al año anterior. Sin embargo, una histórica sequía llevó a un desplome del consumo de energía hidroeléctrica de casi la mitad (49,1%) respecto al año anterior. El consumo de carbón fue el que mayor incremento registró con un 28,5%, seguido del gas natural (10,2%). Las energías renovables, por su parte, experimentaron un crecimiento del 2,2%, mientras que el petróleo aumentó un 1,2% y la energía nuclear disminuyó ligeramente, un 0,6%. De este modo, el mix de consumo de energía quedó de la siguiente manera: petróleo 46,7%, gas natural 19,8%, renovables 11,3%, carbón 9,7%, energía nuclear 9,5% e hidroeléctrica 3%.

La generación eléctrica volvió a crecer en 2017, un 0,6%, tras haber caído el año anterior.

Consecuencia del cambio en el mix de consumo, el peso de cada fuente de generación cambió en la misma línea. Así, la generación a partir de energía hidroeléctrica pasó a representar un 6,7% del mix frente al 13,25% del año anterior. Esta caída se vio compensada con aumentos notables de la electricidad generada a partir del carbón, que creció hasta una cuota del 16,3% (frente al 13,6% del año anterior) y del gas natural (22,9% frente al 19,2% de 2016). Por su parte, renovables, energía nuclear y petróleo mantuvieron un peso similar en el mix al del año anterior.

Fruto de este mayor nivel de consumo de energías menos limpias, las emisiones de CO2 en España crecieron un 6,9%, hasta el mayor ratio desde el año 2012.

La transición hacia una economía de bajas emisiones sigue en marcha, pero factores coyunturales frenaron el avance en 2017

A nivel global, 2017 fue un año en el que las fuerzas estructurales del mercado mundial de la energía
continuaron impulsando la transición hacia una economía con menos emisiones de carbono, pero también los factores cíclicos revirtieron o ralentizaron algunos de los avances de los años anteriores.

Así, el repunte del PIB mundial, de la mano de una mejora en la actividad industrial con una mayor demanda de energía y la ralentización del ritmo de mejora de la intensidad energética, unidos al giro
experimentado en el consumo de carbón, implicaron que las emisiones de CO2 crecieran un 1,6% en 2017. El 63% de este incremento procedió de los países fuera de la OCDE.

En este contexto, la demanda global de energía creció un 2,2%, con un 60% de este incremento procedente del gas natural y de las energías renovables, que crecieron un 3% y un 17% respectivamente, lo que pone de manifiesto una tendencia a largo plazo hacia un modelo energético con menores emisiones. La energía nuclear creció un 1,1%, con incrementos notables en China y Japón, y la hidroeléctrica aumentó un 0,9%, aumento lastrado por la caída de la producción en Europa. Finalmente, el carbón creció por primera vez desde 2013, en un 1%.

La demanda mundial de petróleo aumento un 1,8%, y el hecho de que ésta superase la producción durante la mayor parte del año conllevó una reducción en las reservas y un impacto en el precio del crudo. Así, éste experimentó su primer incremento anual desde 2012 y alcanzó una media en el conjunto del año de 54 dólares por barril.

El gas natural tuvo un año marcado por el aumento del consumo, pero quedó más que compensado por un mayor aumento de la producción, lo que empujó los precios a la baja. La expansión del mercado de GNL así como la mayor movilidad de sus exportaciones ha conducido a un mercado mundial de gas cada vez más integrado con una mayor correlación y una menor volatilidad entre los precios de gas de las distintas regiones.

Con todo ello, el mix energético quedó configurado como sigue: el petróleo mantuvo un peso similar al del año anterior, alrededor del 34%, seguido del carbón (27%) y del gas natural (23%). Las energías no
fósiles supusieron un 15% del mix energético, con la hidroeléctrica representando un 7%, las renovables
un 3,6% y la nuclear un 4,4%.

Por su parte, la generación mundial de electricidad aumentó un 2,8% en 2017, un nivel cercano a la media de la última década. La mayor parte del crecimiento, un 94%, procedió de las economías emergentes, mientras que la generación se ha mantenido a niveles similares en la OCDE desde 2010. De ese crecimiento, las renovables representaron casi la mitad (49%), seguidas del carbón (44%). A pesar de ello, sorprende el hecho de que, a pesar de los esfuerzos políticos para fomentar la sustitución del carbón por combustibles más limpios y con menores emisiones de carbono, apenas se aprecian mejoras en el mix de generación eléctrica durante los últimos 20 años. Así, la cuota del carbón, que fue del 38% en 2017, es exactamente la misma que en 1998.

Por otro lado, el peso de los combustibles no fósiles (nuclear, hidroeléctrica y renovables) en el mix de generación eléctrica estuvo incluso por debajo del que tenían hace 20 años, debido a que el descenso en la generación eléctrica procedente de la energía nuclear no se ha visto compensado, a lo largo de las últimas dos décadas, por el aumento del peso de las renovables. Ello hace necesario, por tanto, un
replanteamiento de las políticas energéticas que sitúe el foco en el sector eléctrico.

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La provincia de Qinghai, ubicada en el noroeste de China, ha funcionado con éxito con energía 100% renovable durante siete días continuos, como parte de una prueba realizada por State Grid Corporation of China. La prueba, que tuvo lugar del 17 al 23 de junio, permitió a toda la provincia generar todas sus necesidades energéticas con fuentes de energía limpia, incluyendo energía solar, eólica e hidroeléctrica. La prueba en la provincia de Qinghai – que tiene una población de alrededor de 6 millones de habitantes – se diseñó para demostrar que los combustibles fósiles no serán necesarios en el futuro, según informes locales.

Quan Shenming, Gerente General de Qinghai Electric Power Corporation, subsidiaria de State Grid Corporation, dijo: “Siendo el primer ensayo de este tipo en el país y un paso importante en la transformación del suministro de energía, será de gran importancia para promocionar el uso de energía limpia en China de una manera sostenible y eficaz.”

 

Durante el período de siete días el consumo de electricidad fue de 1.100 GWh, el equivalente a 535.000 toneladas de carbón. La hidroeléctrica contribuyó con hasta el 72,3% de la electricidad, con nuevas fuentes de energía como la eólica y la energía solar proporcionando el equilibrio.

Qinghai tiene amplios recursos para la generación de energía solar e hidráulica. En mayo de 2017, la red eléctrica de Qinghai tenía una capacidad total instalada de 23,4 GW, alrededor de un 82,8% proveniente de energía solar, eólica e hidroeléctrica. Según el decimotercer plan quinquenal provincial, la provincia de Qinghai planea ampliar su capacidad solar y eólica a 35 GW para 2020 y suministrar 110.000 GWh de electricidad limpia cada año a las partes central y oriental de China.

China planea invertir 2,5 billones de yuanes (366.000 M$) en tecnologías de energía renovable para 2020, creando más de 13 millones de empleos, según la Administración Nacional de Energía (AEN). En el primer trimestre de 2017, China instaló una impresionante nueva potencia solar, 7,21 GW. La capacidad solar instalada total ahora se sitúa en torno a 85 GW – según la NEA.

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A medida que el coste de las tecnologías limpias sigue cayendo, en 2016 se agregaron en todo el mundo niveles sin precedentes de capacidad de energía renovable, con un nivel de inversión un 23% inferior al del año anterior, según un nuevo informe publicado por UN Environment, el Frankfurt School-UNEP Collaborating Centre y Bloomberg New Energy Finance. “Tendencias Mundiales de la Inversión en Energía Renovable 2017”, muestra que eólica, solar, biomasa y valorización energética de residuos, geotérmica, hidroeléctrica y energía marina agregaron 138,5 GW a la potencia mundial en 2016, un 8% más que los 127,5 GW añadidos el año anterior. La capacidad de generación agregada es aproximadamente igual a la de las 16 mayores instalaciones de generación de energía existentes en el mundo.

La inversión en capacidad renovable fue aproximadamente el doble que en generación mediante combustibles fósiles; la correspondiente nueva potencia renovable equivalió al 55% de toda la nueva potencia, la más alta hasta la fecha. La proporción de electricidad procedente de fuentes renovables, excluyendo la hidroeléctrica de gran tamaño, aumentó del 10,3% al 11,3%. Esto evitó la emisión de aproximadamente 1,7 Gt de CO2.

 

La inversión total, excluyendo la gran hidroeléctrica, fue de 241.600 M$, la menor desde 2013. Esto fue resultado, en gran parte, de la caída de costes: el gasto promedio de capital en $/MW para solar fotovoltaica, eólica terrestre y eólica marina, cayó más de un 10%, mejorando la competitividad de estas tecnologías. Mientras que gran parte de la caída de la financiación se debió a la reducción de los costes de las tecnologías, el informe documentó una desaceleración en China, Japón y algunos mercados emergentes durante el año, por una variedad de razones.

Las nuevas inversiones en energía solar en 2016 totalizaron 113.700 M$, un 34% menos que el máximo histórico de 2015, debido principalmente a las fuertes reducciones de costes y a la ralentización real de la actividad en dos de los mercados más grandes, China y Japón. India vio la construcción del complejo solar de Ramanathapuram en Tamil Nadu, considerado el proyecto fotovoltaico más grande del mundo, con unos 648 MW.

La eólica siguió muy de cerca a la solar, con una inversión global de 112.500 M$, un 9% menos a pesar del auge de los proyectos eólicos marinos. Sin embargo, mientras que las adiciones de potencia solar crecieron en el año hasta un record de 75 GW, muy por encima de 56 GW, las adiciones de potencia eólica cayeron de nuevo a 54 GW en 2016, desde el máximo del año anterior de 63 GW.

Los sectores más pequeños de las energías renovables tuvieron una fortuna variada en términos de inversión el año pasado. Los biocombustibles cayeron un 37% a 2.200 M$, la menor durante al menos 13 años; la biomasa y los residuos se mantuvieron estables en 6.800 M$ y la pequeña hidroeléctrica en 3.500 M$; mientras que la geotérmica se recuperó un 17% con 2.700 M$ y la marina cayó un 7% con 194 M$.

La inversión en energía renovable en 2016 mostró tendencias cambiantes entre las regiones, así como entre los países líderes. Las cuotas relativas de inversión mundial en 2016 las principales regiones fueron las siguientes: China representó el 32% de toda la financiación de energías renovables, excluyendo gran hidroeléctrica, y Europa el 25%. EE.UU. representó otro 19% y Asia-Oceanía, excluyendo China e India, se situó en el 11%. India. El resto de América representó un 4% con Brasil, Oriente Medio y África cada una con un 3%.

 

Las inversiones en energía renovable en los países en desarrollo cayeron un 30% con un total de 117.000 M$, mientras que en las economías desarrolladas la inversión cayó un 14%, con 125.000 M$.

 

Las “tres grandes” economías en desarrollo, China, India y Brasil experimentaron un retroceso combinado del 28% en la inversión, con 94.700 M$, pero esto disfraza diferentes tendencias en cada una. China fue de nuevo el lugar donde se comprometieron más dólares, pero su total de 78.300 M$ es un 32% inferior al de 2015 y el más bajo desde 2013. Esto rompió una secuencia de 12 años de aumento de la inversión año tras año. China también invirtió 4.100 M$ en energía eólica marina, su cifra más alta hasta la fecha. India registró una inversión de 9.700 M$ en 2016, igualando 2015 y su promedio desde 2010. Brasil contínua año tras año sin mucha señal de una tendencia al alza, y de hecho la cifra del año pasado de 6.800 M$, es un 4% y la segunda más baja desde 2006.

México, Chile, Uruguay, Sudáfrica y Marruecos registraron caídas del 60% o más, debido al crecimiento más lento de lo esperado en la demanda de electricidad y los retrasos en las subastas y la financiación. Jordania fue uno de los pocos mercados nuevos que resistió la tendencia, con una inversión que aumentó un 148%, llegando a 1.200 M$.

Entre las economías desarrolladas, EE.UU. vio caer la inversión un 10%, a $ 46.400 M$, aproximadamente en línea con su promedio desde 2011, aunque un 10% menos que en 2015, ya que los promotores se tomaron su tiempo para construir proyectos para beneficiarse de los cinco años de ampliación del sistema de crédito tributario.

La inversión en Europa se ha estabilizado en los últimos años tras caer de máximos de más de 100.000 M4/año durante los auges de Alemania e Italia de 2010-11. En 2016, alcanzó los 59.800 M$, un 3% más que el año anterior, liderado por Reino Unido (24.000 M$) y Alemania (13.200 M$). Dos de las principales características fueron la financiación de proyectos eólicos marinos y el nuevo capital suscrito por Innogy al cotizar en el mercado de valores de Frankfurt. La eólica marina (25.900 M$) dominó la inversión de Europa, un 53% más gracias a los mega-proyectos, como el proyecto Hornsea de 1,2 GW en el Mar del Norte, que costará unos 5.700 m$.

El signo más esperanzador en 2016 para el futuro verde del sistema eléctrico mundial fue una sucesión de ofertas ganadoras de energía solar y eólica en subastas en todo el mundo, a tarifas que parecerían inconcebiblemente bajas sólo hace unos años. Los registros establecidos el año pasado fueron de 29,10 $/MWh para la energía solar en Chile y 30/$ MWh para la energía eólica terrestre en Marruecos, pero hubo otros resultados llamativos para las subastas de Dubai a India y de Zambia a México y Perú.

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El mercado mundial de la energía hidroeléctrica tenderá a aumentar de los 70.900 M$ en 2017 a los 86.200 M$ en 2025, representando una tasa compuesta de crecimiento anual del 2,5%, según la firma de investigación y consultoría GlobalData.

El último informe de la empresa afirma que se espera que un gran impulso en la inversión resulte en un mayor número de instalaciones, liderada por países como China, Brasil e India , así como varios países emergentes.

 

Anchal Agarwal, Analista de Energía de GlobalData, explica: “La política de ayudas y las preocupaciones medioambientales por la generación de energía limpia son factores importantes que impulsan el mercado mundial de la energía hidroeléctrica. Los recientemente adoptados Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas, por ejemplo, que sustituyen a los objetivos de desarrollo del milenio, incluyen un objetivo especial relacionado con la energía que impulse los porcentajes de energías renovables para el 2030“.

La demanda energética global también está impulsando el mercado, y se espera que aumente de unos 21,7 millones de GWh en 2017 a más de 27 millones de GWh para 2025. Satisfacer esta demanda requerirá un aumento en el ritmo de las adiciones de capacidad para cumplir con los picos de demanda y con el control de emisiones y proveer una fuente de energía asequible.

Las grandes centrales hidroeléctricas son la fuente principal de energía para proporcionar energía de base, mientras que las centrales de acumulación por bombeo satisfacen los picos de demanda de potencia. Las instalaciones mundiales acumuladas de energía hidroeléctrica sumaron 1.211,3 GW en 2016 y se espera que alcancen los 1.691,8 GW para 2025.

Agarwal continúa: “En cuanto a los distintos países, China continuará dominando la cuota de mercado, con una capacidad instalada de energía hidroeléctrica que se prevé que aumente de los 341 GW de 2016 a los 442 GW para 2020. Para alcanzar sus objetivos en la reducción de carbono, China está explorando tecnologías de generación de bajas emisiones de carbono, incluyendo las energías nuclear, eólica y solar.”

Según GlobalData, China está llevando a cabo proyectos a gran escala incluyendo la planta Wudongde de 10,2 GW, que tiene prevista su finalización en 2020, así como proyectos más pequeños en regiones más alejadas, como el Tíbet.

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Ingeteam ha llevado a cabo con éxito la actualización de los sistemas de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA) de varias centrales hidroeléctricas de Iberdrola. El contrato comprende el suministro de sus nuevos sistemas SCADA para la renovación de 17 centrales hidroeléctricas de la compañía eléctrica. Estas plantas situadas en el norte de España están equipadas con turbinas Francis con una capacidad de entre 1 MW y 4,5 MW. La potencia total renovada en estas centrales es de 46 MW.

El suministro incluye el hardware, software, diseño de sistemas, desarrollo de algoritmos, configuración de sistemas, documentación y formación del personal de las centrales. El sistema utilizado para el nuevo HMI es el INGECON HYDRO Manager, una plataforma desarrollada por Ingeteam basada en el sistema SCADA Ingesys IT, muy utilizado en centrales hidroeléctricas.

 

El software INGECON HYDRO Manager, basado en tecnología OPC cliente/servidor, incluye una base de datos de 1.024 variables (servidor SQL), un servidor de histórico de datos de 128 variables, un servidor de alarmas y eventos de hasta 1.000 alarmas y un módulo que permite exportar informes de datos a una tabla excel.

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La demanda de electricidad renovable en Europa, documentada con Garantías de Origen (GOs), ha crecido significativamente en 2016, un 5% más que en 2015 y alcanzando casi 370 TWh, según las estadísticas de la Asociación de Organismos Emisores (AIB). Detrás de este crecimiento están miles de empresas y millones de hogares en numerosos países europeos que compran electricidad renovable documentada con Garantías de Origen.

“Gran parte de la demanda está impulsada por un mayor sentido de urgencia entre las principales empresas internacionales en su contribución para combatir el cambio climático, pasando de la energía fósil a la energía limpia y renovable“, dice Tom Lindberg, Director General de ECOHZ

 

Este telón de fondo mundial ha inspirado a las empresas líderes de diversas industrias a definir una agenda clara de sostenibilidad como crítica para su competitividad futura. En los últimos dos años han surgido varias iniciativas, muchas con objetivos similares de asegurar el acceso a las energías renovables para impulsar todas las operaciones, en todos los rincones del mundo. Las iniciativas de mayor alcance son WeMeanBusiness y la RE100. La iniciativa RE100 ahora cuenta con 87 miembros corporativos que se han comprometido públicamente a consumir el 100% de energía renovable. La gran mayoría de las empresas se han comprometido a lograrlo en 2020.

De acuerdo con las estadísticas recientes de la AIB, la tendencia de crecimiento de Europa continúa en 2016. De 2011 a 2016 el mercado experimentó un crecimiento anual (CAGR) del 12,5%.

Las estadísticas AIB sólo incluyen Garantías de Origen basadas en la norma EECS. Las GOs EECS son negociables a través de las fronteras nacionales, entre países que se han unido a AIB, y que están conectados al centro eléctronico de garantías de origen de AIB.

Principales desarrollos

• Alemania, Suiza, Suecia y Holanda siguen siendo los mayores mercados de compras de energía renovable en Europa. El mercado holandés continúa creciendo a un ritmo más rápido que el resto, y casi alcanzó los 50 TWh comprados en 2016. El mercado alemán sigue siendo el más grande de Europa, pero su rápido crecimiento impulsado por la demanda se ha detenido. Los volúmenes comprados en 2016 probablemente estarán en línea con las cifras de 2015 – 85-87 TWh.

• Italia y Francia: ambos nuevos entrantes en el mercado siguen mostrando un crecimiento robusto, y sus mercados están adquiriendo mayor importancia.

• España se unió a la AIB en 2016, y aunque tuvo un comienzo lento, ha demostrado una velocidad impresionante en el suministro de nuevos volúmenes de energía renovable al mercado – con la emisión de casi 50 TWh.

• Aunque Reino Unido es ahora el único gran productor de energía renovable que no participa activamente en el mercado europeo, sus nuevos marcos de política en materia de energías renovables permiten importaciones de determinadas GOs EECS europeas para uso doméstico. Esto ha contribuido al crecimiento de la demanda global en 2016, y demuestra la importancia de tener a Reino Unido como un miembro completo de AIB.

• El suministro de energía solar y eólica documentado con GOs EECS, creció en un 300% y 50% respectivamente – proporcionando cerca de 70 TWh al mercado. La energía hidroeléctrica todavía domina el mercado con una cuota de mercado aproximada del 75%, pero el crecimiento se ha desacelerado.

Todavía existen mercados europeos con sistemas nacionales que aún no han adoptado la norma EECS, y que no participan en el mercado paneuropeo. Estos mercados totalizan más de 200 TWh de energía renovable comprada, impulsando así el volumen real del mercado renovable hacia la marca de 600 TWh para 2016. Esto representa el 50% de toda la producción de energía renovable en Europa.

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El año pasado fue extraordinario para las energías renovables; el informe Ren21 Renewables 2016 Global Status Report, muestra las mayores adiciones mundiales de capacidad vistas hasta la fecha. Mientras la inversión en energías solar, eólica e hidroeléctrica siguen aumentando y nuevas tecnologías llegan al mercado, las necesidades de servicio de la industria se encuentran en cambio continuo. Y, en una industria donde el ciclo de vida de una solución es crítico, los servicios se están convirtiendo en una parte cada vez más importante de las operaciones.

Los inversores dan cada vez más importancia a los acuerdos de servicio para garantizar la solvencia de los proyecto. Si surge un problema en un aerogenerador marino o en medio de una planta solar en el desierto, la velocidad en la que se resuelve es crucial, y es por eso que los operadores de todos los sectores están buscando equipos de ingenieros y personal técnico cualificados y experimentados para brindarles apoyo en todos los campos y en todo momento. No es ninguna sorpresa que el servicio sea en estos momentos una pieza importante en el paquete ofertado a los clientes en el proceso de licitación.

 

En los siguientes puntos Alex Michel, Responsable de Servicios para Renovables de la Unidad de Negocio Power Conversion de GE, examina las principales tendencias que están conduciendo a un cambio en el sector de servicios para energías renovables:

1 El requisito de una “ventanilla única” para todos los servicios

Los propietarios están cada vez más interesados en los proveedores de servicios que ofrecen soluciones tipo “ventanilla única”, que tienen la capacidad de servir componentes de cualquier fabricante. Esta tendencia está aumentando debido a que los operadores ven los beneficios de ahorro de costes y tiempo que conlleva. Tomando como ejemplo las plantas solares, los propietarios y operadores no quieren tener que pagar por un equipo que se ocupe de los inversores y otro, de la subestación. Una interfaz de servicio y gestión simplificada, un menor coste y una responsabilidad optimizada, como objetivos, les hace buscar un solo presupuesto para toda su cartera.

No sólo los operadores están viendo los beneficios, los fabricantes de equipos originales (OEM) reconocen las oportunidades de prestar servicios de ciclo de vida completo. Así lo demuestran las recientes adquisiciones de proveedores independientes de servicios por parte de grandes OEMs.

Propietarios y operadores reconocen que, dada la infraestructura ya existente, son los OEMs los que pueden proporcionar un mejor nivel de servicio, ya que en última instancia disponen de las capacidades más completas, tanto para mantenimiento básico, como para gestión de obsolescencias y flota de ingeniería compleja. Teniendo esto en cuenta, trabajar con empresas como GE, que tienen experiencia en toda la cadena de valor y pueden proporcionar y ofrecer el equipo eléctrico completo, presenta una clara ventaja a los operadores.

El rápido crecimiento de la industria también ha significado el auge y caída en el sector de las energías renovables de muchas empresas emergentes. No es inusual incluir en las operaciones, componentes fabricados por una empresa que ya no existe. Y aunque esto puede ser un reto para muchos, está haciendo que el mercado prefiera a OEMs con equipos de mantenimiento competentes, que tienen una presencia duradera en la industria, conocimientos especializados y capacidades flexibles.

2 El reto de mantener el know-how operacional

La industria del servicio se enfrenta a un vacío mundial de capacitación. Con el continuo aumento de la demanda de ingenieros de mantenimiento, a medida que crece la potencia instalada de renovables, mantener el know-how operacional es fundamental. Si bien muchas empresas son capaces de reclutar a graduados, proporcionarles experiencia y así convertirles en valiosos recursos, la retención del personal es más complicada; en especial la de los ingenieros, que son muy demandados y suelen ser persuadidos para ocupar puestos mejores. Esta retención de conocimiento es cada vez más importante, a la vez que el servicio multimarca se convierte en norma, puesto que impone que el nivel de conocimientos necesarios de los ingenieros de mantenimiento, sea mayor que nunca.

Los proveedores de servicios deben encontrar estrategias inteligentes para mantener el conocimiento en su equipo operativo. También es un nuevo reto para las empresas que sus ingenieros tengan la formación necesaria sobre los productos de la competencia. Para contrarrestar esto, la capacidad de los proveedores de servicios para gestionar la subcontratación o para formar un equipo competente con la mayor celeridad, es esencial.

Aunque no parezca evidente de forma inmediata, puede utilizarse software para retener conocimientos y experiencia. Por ejemplo, mediante la construcción de una base de datos completa, manteniendo un mejor registro de los trabajos de mantenimiento y opiniones del cliente e incorporando procesos de mantenimiento en herramientas de software, los conocimientos pueden retenerse, repetida y escalarse a través de páginas de renovables similares después de que el personal haya abandonado su puesto. Los ingenieros, después de todo, se dedican a resolver problemas, y tener acceso a un historial de datos e información puede ayudar a informar de futuras decisiones y solucionar los problemas existentes.

Aunque no podemos resolver la brecha global de conocimientos en una noche, la buena noticia es que la percepción del sector de los servicios está cambiando, y se ha convertido en un sector atractivo para las nuevas incorporaciones jóvenes y talentosas que están dispuestas a asumir este reto.

3 La creciente participación de ingenieros de mantenimiento en el proceso de desarrollo del producto

Este cambio en la percepción ha permitido al sector de servicios avanzar su posición en la cadena de valor. Mientras que anteriormente, los ingenieros se formaban una vez que los productos estaban listos para su salida al mercado, ahora se implican cada vez en el proceso de desarrollo mucho antes.

Esto se debe al hecho de que las empresas se centran en indicadores como el Coste Total de Propiedad (TCO, en sus siglas en inglés) o el Coste Normalizado de la Energía (LCoE, en sus siglas en inglés) cuando se trata de impulsar el crecimiento. Y, es bien sabido, que para lograr el menor TCO, los OEMs deben buscar no sólo el coste inicial del equipo, sino también los gastos continuos de funcionamiento. Es la combinación optimizada de las dos lo que producirá el TCO más bajo. Y para lograr este punto óptimo y reducir los costes continuos de servicio, la experiencia en el campo de servicio y las bases de datos son necesarias.

En la fábrica de GE en Berlín, por ejemplo, los ingenieros dedicados al mantenimiento, se implican ya desde la temprana fase de diseño. Aprovechándose de su valiosa experiencia en el sector, son capaces de definir los requisitos de servicio de nuevos productos y participar en la puesta en marcha del prototipo. Esto no sólo garantiza una mejor manera de desarrollar los productos, sino que también permite a los ingenieros aumentar el conocimiento y la experiencia a partir del producto obtenido y permite a las personas involucradas en la creación del producto instruir a otras una vez el producto se ha finalizado.

4 El aumento de las tecnologías digitales

Con la carencia de ingenieros en el mercado global, la utilización de tecnología de monitorización remota permite que un equipo de ingeniería monitorice la ejecución de la planta y tome decisiones de forma remota, reduciendo el número de ingenieros necesarios en cualquier sitio dado. Esto es particularmente importante en parques eólicos marinos y algunas plantas solares, donde los ingenieros cualificados son muy difíciles de encontrar y las localizaciones son muy lejanas.

El análisis de software digital también puede ayudar a reducir los costes de mantenimiento. Por ejemplo, mediante la construcción de un “digital twin”, un modelo matemático de cualquier pieza de equipo, los OEMs pueden someter el modelo a las mismas condiciones operacionales que el equipo real, lo que les permite estimar la vida útil restante de los componentes del proceso. Esto permite que los OEMs detecten anomalías y, por lo tanto, posibles problemas antes de que incluso aparezcan, ayudando así a reducir el tiempo de inactividad imprevista.

Este uso del control remoto y del análisis de software permite moderadores pasar a un proceso de mantenimiento predictivo y de pronóstico, mediante el cual llevan a cabo el mantenimiento sólo cuando es necesario, reduciendo el riesgo operacional de la planta y ahorrando una significativa cuantía de costes de mantenimiento a la industria.

Entendiendo los grandes beneficios que aporta el mantenimiento predictivo, GE creó la plataforma Predix, que permite a los ingenieros de mantenimiento analizar bases de datos y entregar información en tiempo real para optimizar las operaciones y la infraestructura industrial. Este control remoto ofrece a los clientes de GE acceso al mejor especialista en cualquier campo, sin importar en qué parte del mundo se encuentren.

Si bien la industria podría encontrarse en un proceso de cambio, la importancia del servicio seguirá creciendo. A través del trabajo con un interlocutor global para proporcionar conocimientos de ingeniería y capacidades de servicio, las empresas pueden invertir su dinero y el tiempo de sus empleados en innovar e identificar nuevos productos, soluciones y servicios para llevar al mercado, sabiendo que si surge un problema en un aerogenerador o en una planta solar, será resuelto por un especialista de confianza en el sector, rápidamente.

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Ingeteam, líder en servicios de operación y mantenimiento en México, participa un año más en la cita más destacada del sector eólico en el país: México WindPower 2016 que tendrá lugar los días 24 y 25 de febrero en el Centro Banamex de Ciudad de México. Ingeteam presentará a lo largo de la Feria sus últimos avances en la Gestión Integral y Análisis Avanzado de Parques Eólicos. Además, pondrá a disposición de los visitantes sus novedades en sistemas de almacenamiento de energía y soluciones SCADA.

Esta cita coincide con el anuncio de la adjudicación a Ingeteam Service de los servicios de operación y mantenimiento de las centrales hidroeléctricas de Tacotan y Trigomil, ambas ubicadas en el estado de Jalisco, logrando así su primer contrato en el sector hidroeléctrico mexicano.

Ingeteam Service asume con estos nuevos contratos el mantenimiento de los 15 MW de la potencia total instalada en el parque, y diversifica así su negocio en México entrando en el sector de la energía hidroeléctrica. En México, está presente desde el año 1998 donde se ha consolidado como la primera empresa en prestación de servicios de operación y mantenimiento de parques eólicos. Presta sus servicios de operación y mantenimiento en medio millar de aerogeneradores, con una potencia total mantenida de 1,4 GW.

También es la primera compañía en el sector solar fotovoltaico, gestionando más de la mitad de la potencia solar instalada en el país a través de sus inversores. Precisamente, el pasado 19 de febrero, el presidente de México Enrique Peña Nieto inauguraba el proyecto fotovoltaico SEDENA, en Nuevo León, en la Secretaria de Defensa Nacional. Un gran proyecto de 472 paneles solares que incorpora inversores Ingeteam.

A través de su Unidad de Negocio Power Grid Automation PGA, y las oficinas Técnico y Comerciales que la unidad tiene en la Ciudad de México, Ingeteam sigue reforzando su posición en el mercado eólico mexicano, con su último proyecto PE INGENIO 49,5 MW en el Istmo de Teuhantepec que alcanza una cuota superior a los 950 MW.

La compañía cuenta con más de 300 empleados en México y dispone de oficinas en Oaxaca, en Juchitán de Zaragoza, dedicadas al suministro de servicios de operación y mantenimiento en parques eólicos y fotovoltaicos, y otra oficina en Monterrey. También cuenta con una oficina en la Ciudad de México, dedicada a la distribución de equipos y ejecución de proyectos para la automatización y protección de redes eléctricas de distribución y de subestaciones para evacuación de energías renovables.

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La Secretaría de Energía (SENER) ha firmado un Memorandum de Entendimiento (MOU) con la institución pública Manitoba Hydro Internacional Ltd., el cual permitirá incrementar la cooperación entre México y Canadá a fin de intercambiar experiencias sobre tecnologías de punta y mejores prácticas en el desarrollo de proyectos de energías renovables. En este sentido, México se beneficiará de la experiencia que Manitoba tiene en materia de estrategias para desarrollar pequeñas hidroeléctricas, almacenamiento de energía, requerimientos de infraestructura en línea de alto voltaje, así como en impacto y gestión social.

Durante la firma del MOU, el Subsecretario de Planeación y Transición Energética de la SENER, Leonardo Beltrán Rodríguez, consideró que la firma de este convenio es una oportunidad para aprender de la experiencia canadiense, lo que nos permitirá avanzar en diversos temas de energías renovables, gestión social e infraestructura necesaria para cumplir con las metas de México en materia de sustentabilidad ambiental y social.

Por su parte, el Honorable Jim Carr, Ministro de Recursos Naturales de Canadá señaló: “Creo en el poder de la cooperación positiva y me complace ver cómo Manitoba Hydro International continúa con ese legado y lidera la cooperación continental”. Agregó que  “estos pasos que damos para expandir la relación con nuestros socios norteamericanos nos ayudarán a proteger el medio ambiente y a proveer a Canadá con los empleos en el sector de energías limpias que necesita. Esto también va de acuerdo con los importantes diálogos que he tenido con el Secretario de Energía de México, Pedro Joaquín Coldwell, sobre el trabajo conjunto que fortalece las relaciones energéticas continentales de nuestro país”.

La Reforma Energética despertó el interés de los inversionistas en participar y desarrollar esquemas novedosos y tecnologías de punta en la generación de energía, por ello la SENER busca la realización de alianzas que permitan compartir experiencias exitosas para contar con mejores políticas públicas e instrumentos de promoción de las energías renovables.

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