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En línea con su firme compromiso medioambiental, Iberdrola ha decidido completar el proceso de cierre de todas sus centrales eléctricas de carbón en el mundo, fuente de energía que representa, actualmente, solo el 1,8% de la capacidad total del grupo, que asciende a 48.062 MW, y el 1,5% de la producción eléctrica en los nueve primeros meses del año en curso: 1.596 GWh vs. 102.494 GWh. En este sentido, la compañía ha solicitado en España la autorización de cierre de las centrales térmicas de Lada (Asturias) y Velilla (Palencia) ante el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, plantas que suman una potencia de 874 MW, una decisión mediante la que ratifica su compromiso de reducción de la intensidad de emisiones de CO2 en un 50% en el año 2030 respecto a los niveles de 2007 y de ser neutra en carbono en 2050.

En contraste, y como reflejo de su apuesta por las energías limpias y la sostenibilidad energética, el grupo Iberdrola ya cuenta con 28.778 MW de capacidad operativa a través de fuentes renovables de producción de energía, fundamentalmente eólica, tanto terrestre como marina (15.902 MW), e hidroeléctrica (12.756 MW).

En esta línea, recientemente, y junto a otras relevantes compañías eléctricas europeas, Iberdrola ha pedido a la Comisión y Parlamento Europeo que apruebe unos objetivos medioambientales más ambiciosos para el año 2030, incrementando la cuota de energías renovables hasta el 35% frente a la propuesta actual del 27%.

Tras el cierre de las últimas plantas de carbón operativas de Iberdrola, que no incidirá en la seguridad del suministro eléctrico -la compañía cuenta con 5.695 MW de capacidad de respaldo en ciclos combinados de gas-, el porcentaje de la capacidad de producción de electricidad libre de emisiones del grupo quedará en el 68%, elevándose en España hasta el 76%.

En el caso concreto de las centrales españolas de Lada y Velilla, su cierre no afectará al firme y demostrado compromiso de la compañía con el empleo, ya que Iberdrola recolocará al 100% de la plantilla -90 empleados en Lada y 80 en Velilla- tanto en las labores de desmantelamiento de ambas plantas, que se extenderán durante cuatro años desde la fecha de aprobación de cierre por parte del Ministerio de Energía y supondrán una inversión cercana a los 35 millones de euros, como en otras instalaciones de la empresa. Las zonas ocupadas por Lada y Velilla serán objeto de una restauración paisajística.

Cabe recordar que desde el año 2001 la compañía ha clausurado en todo el mundo centrales térmicas que suman casi 7.500 MW de capacidad instalada -ver cuadro adjunto-. Destacan el cierre en 2013 y 2016, respectivamente, de dos grandes centrales de carbón en Reino Unido, Cockenzie y Longannet, cuya potencia conjunta ascendía a 3.600 MW. Asimismo, el desmantelamiento en este periodo de tiempo de casi 3.200 MW de plantas de fuel oil.

Gracias a la progresiva descarbonización de su mix de generación eléctrica, Iberdrola lleva ya más de 15 años siendo un referente mundial en la lucha contra el cambio climático, tras haber realizado inversiones por 90.000 millones de euros en el periodo.

Esto le ha llevado a ser, a día de hoy, líder mundial por potencia eólica terrestre instalada, al tiempo que ha reducido sus emisiones en Europa en un 75% desde el año 2000, alcanzando niveles que están un 70% por debajo de la media de las empresas europeas del sector.

Compromiso contra el cambio climático

Iberdrola aprobó ya en 2009 una Política corporativa contra el cambio climático mediante la que se comprometió a, entre otras medidas, apoyar un objetivo ambicioso global de reducción de emisiones; impulsar el desarrollo de tecnologías eficientes desde el punto de vista de las emisiones de gases de efecto invernadero; abogar por un mercado global de emisiones integrado y equitativo y fomentar un uso eficiente y responsable de la energía, involucrando a todos los grupos de interés relacionados con la compañía.

Asimismo, Iberdrola considera imprescindible para fomentar la reducción de emisiones que se dé una señal real de los precios del CO2 y que esta afecte a todos los sectores económicos. La empresa entiende, además, que con políticas climáticas adecuadas que den señales consistentes al mercado, la lucha para mitigar las emisiones, así como los procesos de adaptación al calentamiento global pueden ser una oportunidad de crecimiento económico.

Finalmente, cabe destacar que la compañía ha trabajado con Naciones Unidas a través de su Convención Marco sobre Cambio Climático y que, como ya ha hecho en ediciones precedentes, está teniendo una presencia activa en la COP 23 que se celebra en estos días en Bonn, de la que es colaborador oficial.

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Desde el comienzo del año, dos plantas de cogeneración de Rolls-Royce han estado suministrando energía a un nuevo invernadero de tomates operado por Maxburg BVBA en Meer, Bélgica. Los dos grupos electrógenos a gas han suministrado de forma fiable más de 20 MWh de calor y potencia hasta la fecha. Maxburg es ahora el invernadero número 30 para el que Rolls-Royce ha entregado plantas de cogeneración. Desde 2005, no menos de 52 plantas de cogeneración fabricadas por Rolls-Royce han generado una producción eléctrica total de 270 MW para invernaderos en Holanda, Bélgica, Rusia y Reino Unido.

Los grupos electrógenos se basan en los motores B35: 40 V12 AG2 de media velocidad de Rolls-Royce, cada uno de los cuales es capaz de generar una potencia eléctrica de 5.650 kW y una potencia térmica de 6.545 kW, con un nivel de eficiencia de más del 96%. La energía eléctrica se utiliza principalmente para las lámparas de invernadero y, si es necesario, se inyecta a la red pública.

 

El invernadero, que se extiende sobre una superficie de 10,2 hectáreas, se calienta utilizando el calor extraído de los gases de escape y el sistema de refrigeración del motor. Los gases de escape limpios de los motores también se inyectan en los invernaderos para aumentar el nivel de CO2 y aumentar el crecimiento de la planta. El propietario espera lograr una producción anual de 7,5 millones de kg de tomates en el invernadero de Maxburg.

Rolls-Royce ha entregado las plantas de cogeneración completas, que consisten en los grupos electrógenos, los sistemas de gases de escape, incluidos los sistemas SCR y los intercambiadores de calor. Los sistemas de control electrónico también están incluidos en el suministro. El operador John Vermeiren y Rolls-Royce han cerrado un contrato de servicio a largo plazo para las plantas de cogeneración, que cubre aproximadamente 4.500 horas de operación por año durante los próximos 10 años.

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La empresa energética EnBW Energie Baden-Württemberg AG ha encargado a MAN Diesel & Turbo la construcción de una planta de cogeneración de 30 MW en su planta de Stuttgart-Gaisburg. La planta estará alimentada por tres motores de gas MAN 20V35/44G y además de su producción eléctrica también proporcionará hasta 30 MW de calefacción urbana. Con una eficiencia total de hasta un 90%, la planta tendrá un índice de utilización del combustible particularmente alto.

El proyecto de la central eléctrica es parte de la modernización integral del emplazamiento de Stuttgart-Gaisburg. Junto a la central de cogeneración, EnBW construirá una instalación de almacenamiento de calor y un sistema de calderas con una potencia térmica de hasta 210 MW para permitir capacidad de reserva y de suavizado de picos de demanda. La central eléctrica de carbón existente será desmantelada. Las nuevas instalaciones estarán operativas a finales de 2018.

 

“Esta reciente decisión de inversión para construir una nueva planta de energía es una contribución importante a la transición de energía urbana. La modernización reducirá las emisiones locales de CO2 en hasta 60.000 toneladas al año“, declara Diana van den Bergh, Gerente de Proyecto de EnBW.

EnBW había encargado a MAN Diesel & Turbo que planificara la planta de cogeneración de motores en julio de 2016. Sin embargo, la decisión final de seguir adelante con el proyecto sólo se hizo después de la aprobación y autorización del gobierno alemán y la Comisión Europea con respecto a la legislación de cogeneración . “Con la nueva Ley alemana de cogeneración en vigor, finalmente hay seguridad jurídica para los inversores en centrales eléctricas en Alemania. El desarrollo de la cogeneración es vital no sólo para la transición energética, sino también para los objetivos de protección climática de Alemania“, declara el Dr. Tilman Tütken, Vicepresidente de MAN Diesel & Turbo y Jefe Europeo de Ventas de Centrales Eléctricas.

“Las centrales eléctricas a gas a gran escala son una tecnología relativamente nueva para el mercado alemán, pero que tiene importantes beneficios para los operadores, especialmente en los sistemas energéticos que manejan grandes cantidades de energía renovable fluctuante“, afirma Tütken. “El proyecto de Gaisburg está usando nuestro concepto de planta de energía modular para instalaciones de cogeneración. El diseño modular puede ampliarse a partir de 7 MW según sea necesario.”

La velocidad de reacción y la flexibilidad operativa del sistema es otra ventaja para los operadores de centrales eléctricas. Los motores de gas MAN pueden alcanzar la potencia máxima en menos de cinco minutos y también pueden soportar rápidos cambios de carga sin ningún problema.

El corazón de la solución de cogeneración es el MAN 35/44G, un motor de gas de cuatro tiempos con opciones de turboalimentación de una o dos etapas. En las versiones de dos etapas, un compresor de baja presión y otro de alta presión están dispuestos en serie, aumentando así la eficiencia del motor. La versión de 20 cilindros tiene una potencia mecánica de 10 MW en el diseño de una sola etapa y 12,4 MW en la variante de dos etapas. La versión de dos etapas también está disponible como un motor de 12 cilindros en V con una potencia mecánica de 7,4 MW.

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 ¿Cuáles son los principales escollos que un ciudadano español tiene que salvar si quiere implantar un sistema de autoconsumo energético en su casa, a diferencia de lo que ocurre en otros 19 países de todo el mundo? Según lo que se desprende de un estudio realizado por la Agencia Internacional de la Energía, las principales trabas con las que se encuentran los consumidores españoles son los impuestos que gravan la energía que no se consume de la red y la implantación de baterías, los límites en la potencia contratada y la falta de remuneración por la energía excedente generada que vuelve a la red.

Y esto ocurre a pesar de que España es uno de los 16 países analizados en los que se ha alcanzado ya la paridad de red, es decir, que en nuestro país el coste promedio de la producción eléctrica de una instalación de autoconsumo a lo largo de toda su vida útil es igual que el precio que tendría la electricidad consumida de la red.

El informe de la Agencia Internacional de la Energía analiza de forma comparativa la situación del autoconsumo en 20 países de todo el mundo, entre ellos Estados Unidos, Alemania o España.  El objetivo de este estudio es comprobar cuáles han sido los modelos de implantación de las instalaciones de autoconsumo en diferentes países, contrastar sus diferencias y ver cuáles son sus potenciales de mejora.

Adecuar la producción a la  energía que se consume

En este sentido, Diego García Carvajal, Director de la Oficina en España del Instituto Europeo del Cobre, señala que “realmente, el autoconsumo es una medida excelente para fomentar la eficiencia energética, con los beneficios medioambientales y el ahorro económico que supone para las familias,  más que una forma alternativa de generar electricidad fuera de la red convencional”.

“En este sentido”, continua Diego García Carvajal, “una manera de  fomentar esa eficiencia energética es concentrar el consumo  en las horas centrales del día.  Para ello, habría que programar los electrodomésticos (ej. lavadora, lavavajillas) para que funcionen durante estas horas. Otra posibilidad es utilizar bombas de calor-frío que nos permitan transformar y acumular la electricidad en forma de energía térmica como losas radiantes o termos, instalar baterías eléctricas, o incluso, pensando a medio plazo, podremos usar para el autoconsumo las baterías de los vehículos eléctricos”.

El estudio de la Agencia Internacional de la Energía se encuadra dentro del Programa sobre Sistemas de Energía Fotovoltaica que desarrolla este organismo y en el que participa la Comisión Europea y 29 organizaciones más. Dicho programa tiene como misión el potenciar la colaboración internacional para situar a la energía solar fotovoltaica como una pieza clave hacia la implantación de modelos de generación de energías sostenibles. El Instituto Europeo del Cobre también participa en esta iniciativa de la Agencia Internacional de la Energía.

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Durante las últimas décadas la energía eólica se ha consolidado como un elemento impulsor clave del cambio de modelo energético que está experimentando el mundo actual. Buena prueba de ello es el crecimiento espectacular del sector eólico, tanto a nivel europeo como mundial. Según datos de la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA), la potencia eólica instalada en Europa creció de 4.8 a 94GW entre 1997 y 2011, lo que supone un 6.3% de la demanda energética europea actual.

Esta tendencia creciente continuará sin duda en los próximos años, con unas previsiones que apuntan a 230 GW en 2020 y a 400 GW en 2030, lo que supondría entre un 15 y un 30% de la producción eléctrica europea y un peso económico del 1% del Producto Interior Bruto. En este contexto, es fácil comprender el creciente interés de la Industria en la mejora de la evaluación, explotación y gestión del recurso eólico, tanto en entornos marinos como terrestres.

En parques eólicos terrestres el recurso eólico puede variar substancialmente de un punto a otro dependiendo de efectos orográficos locales y de las características del terreno. Por otro lado, los aerogeneradores perturban el campo de vientos generando una estela que afecta el rendimiento de otros aerogeneradores ubicados a sotavento y que, en entornos off-shore, puede adquirir tamaños considerables.

Artículo publicado en: FuturENERGY Diciembre 2013

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