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En la última edición del Foro Solar de la UNEF, celebrado en Madrid el pasado 6 y 7 de noviembre, AleaSoft participó para presentar su visión sobre el futuro de la fotovoltaica en España. Para AleaSoft, España se encuentra en una situación idónea para aprovechar la gran cantidad de recurso solar que posee y participar de lleno en la revolución fotovoltaica

España y Europa se encuentran ahora mismo frente a una revolución. Los objetivos y retos que se han propuesto para conseguir alcanzar a tiempo los objetivos medioambientales planteados por la Unión Europea imponen un estricto calendario de instalación de potencia renovable para lograr las metas de descarbonización en la producción eléctrica. Y, para AleaSoft, España tiene cierta ventaja frente al resto de Europa en un sentido: la Península Ibérica es una mina de oro solar, y la fotovoltaica es la que mejor puede aprovechar ese recurso. Mirando el mapa de la radiación solar incidente en Europa, destacan especialmente los valores que se obtienen en la mitad sur de la península. Allí, las horas de sol pueden llegar a ser más de dos mil al año, y con tan solo un metro cuadrado de paneles solares se puede producir la electricidad correspondiente a la mitad del consumo de un hogar medio.

Y AleaSoft destaca que ahora es el momento para empezar a unirse a esa revolución, cuando el precio de la tecnología fotovoltaica y sus infraestructuras ya es rentable con los precios de mercado previstos. Hay que tener en cuenta que los puntos de acceso a la red eléctrica de transporte son finitos, por lo que hay que aprovechar la oportunidad de entrar en el mercado lo antes posible.

Pero para poder desarrollar los proyectos fotovoltaicos, éstos necesitan ser financiables y para ello necesitan unas buenas perspectivas de ingresos que les aseguren recuperar la inversión realizada. Y ahora mismo, para AleaSoft, la principal herramienta para conseguirlo son los PPAs. Los PPAs siempre han sido una buena oportunidad para los productores, pero para los consumidores era una opción poco atractiva dado el largo plazo que representan. Pero la energía limpia está creando paradigmas nuevos. El PPA es una oportunidad que tienen los consumidores de comprar en plano y a la vez ser consecuentes con sus objetivos corporativos de responsabilidad con el medio ambiente, además de mejorar su imagen.

Para cerrar un acuerdo PPA, es necesario tener una visión clara del mercado de electricidad durante el horizonte del contrato y unas previsiones fiables. AleaSoft estima que los valores medios del P50 de los precios en los próximos veinte años serán de 50 euros/MWh, con una banda inferior media de 40 euros/MWh y una superior de 60 euros/MWh. Estos precios son atractivos para todas las tecnologías: eólica, solar, gas, y también para los consumidores de electricidad. La estabilidad en los precios del mercado se autorregula con el equilibrio entre la oferta y la demanda. En los últimos años, el mix de producción eléctrico español ha experimentado grandes cambios en su composición: primero llegaron los ciclos combinados de gas que desplazaron a otras tecnologías, después comenzó a entrar la eólica hasta ocupar una fracción considerable de la producción. Y con todos estos cambios el equilibrio se mantuvo y el precio fluctuó, pero siempre alrededor de un precio de equilibrio estable.

Un aspecto que normalmente preocupa a los inversores en renovables, es el temor a que el aumento de producción renovable en el mix del mercado de electricidad haga disminuir el precio. Evidentemente, periodos con mucho viento, mucha irradiación solar o muchas precipitaciones harán fluctuar el precio del mercado a la baja. Pero esto será solamente durante algunos periodos, como ocurre en la actualidad. En el largo plazo, la presión de las renovables que haría disminuir el precio, se compensará con el crecimiento de la demanda, ya que precios más bajos incentivarán el consumo de electricidad. La demanda eléctrica no es rígida, su perfil se adaptará a los nuevos patrones de producción de las renovables. Y ante precios de la electricidad más atractivos, más industrias electrointensivas se instalarían en España, lo que haría crecer la demanda. Incluso, un incremento muy grande de la producción renovable podría hacer que la electricidad desplazara a otros combustibles como el gas en usos industriales y domésticos, y la gasolina y el diésel en el transporte, aumentando nuevamente la demanda eléctrica. Hay que pensar también que cada vez se estará más interconectados con el resto del continente, con lo que la electricidad fluirá con más libertad entre los mercados buscando siempre la máxima eficiencia, y obteniendo cada vez precios más estables.

Otro estímulo con el que los proyectos renovables deben contar es con los certificados verdes de garantías de origen, que, según AleaSoft, aumentarán su valor en el mercado por la necesidad de industrias y empresas de consumir electricidad de origen 100% renovable para cumplir sus compromisos medioambientales.

La disminución del precio de las instalaciones fotovoltaicas ha hecho que finalmente esta tecnología ya sea rentable para operar a mercado. Eso traerá una revolución en la producción renovable en España, donde el recurso solar constituye una auténtica mina de oro.

Según los datos de REN (operador del sistema de transmisión portugués), la electricidad renovable producida en marzo (4.812 GWh) superó el consumo de la parte continental de Portugal (4.647 GWh). La producción de electricidad renovable representó el 103,6% del consumo de electricidad, un valor sin igual en los últimos 40 años. Sin embargo, hubo algunas horas en que se requirieron centrales eléctricas de combustibles fósiles y/o importaciones para complementar el suministro de electricidad de Portugal, pero estos períodos fueron totalmente compensados por otros de mayor producción renovable.

En el período bajo análisis, la participación diaria de la electricidad renovable en el consumo tuvo un mínimo del 86%, el 7 de marzo, y un máximo del 143%, el 11 de marzo. También se debe resaltar un período de 70 horas, comenzando el día 9, cuando el consumo estuvo completamente cubierto por fuentes renovables y otro período de 69 horas, comenzando el día 12.

Estos datos, además de indicar un hito histórico en el sector eléctrico portugués, demuestran la viabilidad técnica, la seguridad y la fiabilidad del funcionamiento del sistema eléctrico, con una gran parte de la electricidad renovable. El máximo anterior ocurrió en febrero de 2014 con un 99,2%.

En términos de recursos, el foco se dirige a las energías hidroeléctrica y eólica, que representaron, respectivamente, el 55% y el 42% del consumo mensual. La producción total de renovables en marzo también evitó la emisión de 1,8 millones de toneladas de CO2, lo que se tradujo en un ahorro de 21 M€ en la adquisición de derechos de emisión. En este análisis también vale la pena señalar el elevado saldo de exportación mensual del 19% del consumo de electricidad de Portugal continental (878 GWh).

Esta cuota de renovables tuvo una influencia positiva en la reducción del precio diario promedio del mercado mayorista, que fue de 39,75 €/MWh, precio muy inferior al mismo periodo del año anterior (43,94 €/MWh) cuando el peso de las energías renovables en el consumo de electricidad fue solo del 62%.

El logro del mes pasado es un ejemplo de lo que sucederá con más frecuencia en un futuro cercano. De hecho, se espera que para 2040 la producción de electricidad renovable pueda garantizar, de manera rentable, el consumo anual total de electricidad de la parte continental de Portugal. Sin embargo, eventualmente será necesario, de vez en cuando, el uso de centrales eléctricas de gas natural, sumadas a las interconexiones y al almacenamiento.

APREN y ZERO – Sustainable Earth System Association consideran vital que las políticas públicas nacionales y el marco europeo denominado “Energía limpia para todos los europeos”, que se encuentra actualmente en la fase final de decisión, permitan a Portugal alcanzar sus objetivos de carbono neutral para 2050, garantizando la fuerte expansión de la energía solar y la descarbonización a través del aumento de la demanda de electricidad en el transporte y en los sectores de calefacción y refrigeración.

La energía termosolar ha generado la producción equivalente a la fotovoltaica en el mes de julio en España, un 4,1% del total, a pesar de que cuenta con la mitad de potencia instalada en comparación con esta tecnología solar, de acuerdo con una nota de prensa hecha pública por Protermosolar.

Por tecnologías, según datos estimados por REE, en el mes de julio, el 20,6% de la producción eléctrica provino de la nuclear, el 18,8% del carbón, el 17,8% del ciclo combinado, el 15,5% de la eólica, el 10,8% procedió de la cogeneración, un 5,3% hidráulica, un 4,2% de la solar fotovoltaica, un 4,1% de la termosolar, un 1,3% de residuos y un 1,6% de otras energías renovables.

 

La termosolar alcanzó en algún periodo horario durante los siete primeros meses de 2017 su récord de contribución: el 10% del total de producción eléctrica en España. Estos datos constatan la necesidad de apoyar a la industria solar termoeléctrica, por fiabilidad y contribución a la estabilidad de la red, gracias a su aportación inercial, que junto con su gestionabilidad, la diferencia de otras tecnologías de generación renovable variables.

El escenario energético previsible en España apunta a que toda la nueva generación que se instale hasta 2030 será renovable. En un eventual contexto, sin consenso político para alargar la vida de las centrales nucleares y con fecha de caducidad para la generación con carbón y gas, las centrales termosolares constituirán una pieza indispensable del mix de generación del país, siendo la única tecnología capaz de generar electricidad cuando el recurso natural ha dejado de estar presente, a un precio, a fecha de hoy, que ya se acerca al del pool.

En los primeros siete meses del año, la demanda de energía eléctrica en España se estima en 147.417 GWh, un 1% más que en el 2016. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica ha aumentado un 1,4% respecto a la registrada en el año anterior.

El Consejo Consultivo para la Transición Energética de México realizó su primera sesión extraordinaria en la que se presentó ante los consejeros la Estrategia de Transición para promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios. En su elaboración participaron representantes de la industria, la academia y organizaciones nacionales e internacionales, a través de los grupos de trabajo establecidos en este Consejo: Producción, Consumo, Eficiencia Energética y Almacenamiento.

Este Consejo es el órgano permanente de consulta y participación ciudadana para opinar y asesorar a la Secretaría de Energía (SENER), sobre las acciones necesarias para dar cumplimiento a las metas en materia de energías limpias y eficiencia energética, así como los contenidos de los diversos instrumentos de planeación, y de otros mecanismos y acciones establecidas en la Ley de Transición Energética.

Durante la sesión, se destacó que este documento contempla la modernización del sector eléctrico mexicano e identifica áreas de oportunidad en investigación, desarrollo tecnológico y formación de recursos humanos que permitirán al país alcanzar las metas que se plantean; asimismo, abre la posibilidad para que se desarrollen productos y servicios de alto valor agregado en tecnologías de energías limpias.

La Estrategia considera una meta de generación de energías limpias del 35% al 2024; de 37,7% al 2030 y de 50% de generación eléctrica total al 2050. Para el caso de eficiencia energética se establece una meta de reducción de la intensidad energética por consumo final para el periodo del 2016 al 2030 del 1,9%; y del 3,7% para el periodo de 2031 a 2050.

Los objetivos de la estrategia son establecer las metas y una hoja de ruta para su implementación, fomentar la reducción de emisiones contaminantes originadas por la industria eléctrica y reducir bajo criterios de vialidad económica la dependencia del país de los combustibles fósiles como fuente primaria de energía.

 

Superan los 5 TWh de producción anual en 2015

La curva de aprendizaje de los primeros años de operación de las plantas termosolares está mostrando sus efectos al haber superado los 5 TWH de producción anual agrupada en 2015, según los datos de la Asociación de la Industria Solar Termoeléctrica (Protermosolar) que destaca que con una media de cinco años de operación, las plantas termosolares son cada vez operadas con mayor eficacia al incrementar año tras año su producción.

En los meses de verano de este año, la energía termosolar viene suministrando más del 4% de la demanda, proporcionando cifras de electricidad generada muy similares a las de la fotovoltaica, aunque la potencia instalada de energía fotovoltaica es más del doble que la termosolar.

La energía termosolar cuenta con 2.300 MW de potencia termosolar instalada en España, cuyas plantas se construyeron entre 2007 y 2013, con una mayor concentración de conexión de centrales a red en los años 2010, 2011 y 2012.

Todos estos datos fueron expuestos en un jornada técnica interna para los asociados a Protermosolar sobre La optimización de la operación y el mantenimiento de la plantas termosolares. En dicha jornada se puso de manifiesto como la gestionabilidad de las plantas termosolares empieza a ser analizada y valorada por los responsables energéticos mundiales frente al menor coste de generación de otras tecnologías renovables ‘fluyentes’.

En la sesión también se expuso como las empresas españolas son líderes mundiales en el diseño, tecnología y ‘epcistas’ de plantas termosolares y, gracias a la curva de aprendizaje, ahora en la operación y mantenimiento de las centrales.

Durante la jornada además se presentaron y se debatieron alternativas técnicas y organizativas para la optimización de la operación y el mantenimiento de las centrales instaladas en España.

La experiencia de las empresas españolas en optimización operativa es un valor más a añadir en su liderazgo en diseño y construcción de centrales que ha dado como resultado la activa participación de nuestras empresas en las nuevas centrales que se pondrán en funcionamiento durante los próximos meses en diversas partes del mundo, como Marruecos, Sudáfrica, Oriente Medio, China y Chile, lo que está consolidando el relevante papel de España en la tecnología termosolar a nivel mundial.

Stillwater es la primera central del mundo que combina una planta de energía geotérmica binaria de media entalpía con tecnología termosolar y fotovoltaica.

Mediante la combinación de tecnologías de generación de diferentes perfiles en una planta de producción, se aumenta la disponibilidad energética y la intermitencia energética se ve reducida.

Las energías geotérmica y solar (térmica y fotovoltaica) son complementarias, es decir, la producción solar es mayor durante los días más soleados y calurosos del año, mientras la eficiencia térmica de la planta geotérmica es menor. el aumento de potencia entregada en las horas de pico permite también un mayor perfil de producción de almacenamiento. Además compartir la misma infraestructura permite un ahorro de costes y la reducción del impacto medioambiental de la planta por un por unidad de energía producida y entregada.Sin-título-1

Además, los resultados de investigaciones entre marzo y diciembre de 2015 confirman que la combinación de una instalación termosolar de 2 MW con la planta geotérmica de 33,1 MW de Stillwater aumenta de la producción global en un 3,6% comparado con la producción de energía geotérmica solamente. Estas conclusiones fueron respaldadas por los resultados de un estudio sobre la integración de la energía termosolar y geotérmica. Es la primera vez que datos empíricos de una planta híbrida comercial validan un modelo híbrido teórico. Este proyecto se realizó en el marco del Acuerdo Cooperativo de Investigación y Desarrollo (CRADA) con el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) y el Laboratorio Nacional de Idaho (INL), bajo la supervisión de la Oficina del Departamento de Tecnologías de Energía Geotérmica de EE.UU..

La planta de Stillwater Comenzó su actividad en 2009 con la terminación de la planta geotérmica. Desde entonces, la planta ha servido como centro de innovación para Enel Green Power (EGP).
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En 2012, la compañía añadió una unidad de energía solar fotovoltaica de 26,4 MW a la planta geotérmica – en el momento uno de los mayores sistemas fotovoltaicos de su tipo en Estados Unidos. En 2015, la compañía desarrolló un sistema de energía termosolar para operar en conjunto con la estación de energía geotérmica existente Stillwater. Mediante la combinación de tres fuentes renovables en el mismo lugar, por primera vez, EGP aprovechaba plenamente activos ya instalados, creando una planta global más eficiente y productiva.

AIJU, Instituto Tecnológico del Producto Infantil y de Ocio, junto a la empresa Innoteco y el ITQ, ha culminado con éxito la fabricación de un prototipo de batería de flujo de vanadio, cuyas principales características y ventajas para el sector energético son que no se descarga y que permite equilibrar la producción y el consumo. Desde el punto de vista del usuario y consumidor, esta batería permite solucionar el problema habitual de almacenamiento de energía sobre todo generada por fuentes renovables como eólica o fotovoltaica y equilibrar dicha producción con el consumo. Es decir, permite almacenarla cuando se produce un pico de generación y liberarla a demanda de la red o del usuario.

Otra ventaja técnica que se da en este tipo de baterías, es que la energía se almacena en tanques separados de las celdas y se puede aumentar la capacidad de dichas baterías, simplemente aumentando la cantidad de disolución, en este caso de vanadio.

Así también se puede incrementar el almacenamiento construyendo tanques de almacenamiento de electrolitos subterráneos.

Utilidades

Aunque el proyecto en el que participa AIJU, junto a la empresa Innoteco y el ITQ, está en fase de prototipo validado por la Unión Europea, sí que se piensa en sus posibles aplicaciones. Así se prevé que se puedan utilizar en localidades aisladas, así como en instalaciones eléctricas auxiliares.

Rubén Beneito, del área de energía de AIJU ha explicado que estas baterías podrían utilizase en “plantas en las que los paneles solares o aerogeneradores suministran la fuente primaria de energía. Las baterías de flujo pueden almacenar la energía sobrante durante los picos de generación y liberarla durante periodos de producción insuficiente”. “La ventaja de estas baterías –continúa Beneito- están en su mayor viabilidad económica y a su diseño flexible que permite incrementarlas en función de las necesidades del usuario”.

El mercado mundial de torres para aerogeneradores fue valorado en más de 26.000 M$ (aprox. 23.300 M€) en 2015, y se espera que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesto (TCAC)del 7,4% en el periodo 2016-2022, según un informe publicado por P&S Market Research.

Los factores que impulsan el crecimiento del mercado internacional incluyen el aumento del apoyo del gobierno para proyectos de energía eólica, el aumento de la potencia de energía eólica mundial y la necesidad de seguridad energética geopolítica, según el estudio de P&S Market Research.

Basándose en la aplicación, se prevé que el sector de las torres eólicas marinas experimente el mayor crecimiento, de un 17% de TCAC en el mercado mundial. El mercado mundial de torres offshore se ha visto impulsado principalmente por el aumento de la potencia eólica marina y por el número de proyectos eólicos marinos en el mar del Norte, el mar Báltico y el océano Atlántico. Europa llevó a cabo la mayor participación en el mercado mundial de parques eólicos marinos.

En 2015, Asia-Pacífico llevó a cabo la mayor participación en el mercado internacional de torres. Las principales razones que explican el crecimiento del mercado eólico en la región son las altas demandas energéticas en la región y el alto crecimiento en la industria de eólica. China dominó tanto la región de Asia y Pacífico como el mercado mundial eólico. La potencia total instalada de energía eólica en China fue de 75,3 GW en 2012, que aumentó a 114,6 GW en 2014, según indican los datos del informe ” Global Wind Tower Market Size, Share, Development, Growth and Demand Forecast to 2022“.

El mercado de torres eólicas en Oriente Medio y África, y América Latina se encuentra todavía en su fase incipiente. En la actualidad, hay muy pocos parques eólicos a gran escala, en comparación con otras regiones en todo el mundo. Sin embargo, varios países de América Latina y África están elaborando normativa para reducir su dependencia de los combustibles derivados del petróleo y aumentar la producción de energía renovable. Esto está creando abundantes oportunidades para los fabricantes de torres para aerogeneradores, para su expansión geográfica y potencial. Se espera que el mercado de torres en Oriente Medio y África presencien el crecimiento más rápido (25,4% TCAC) durante el período previsto, para llegar a 1.340 M$ (aproximadamente 1.200 M€) para 2022, según la compañía consultora.

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AVEVA anunció hoy el lanzamiento comercial de AVEVA Everything3D™ 2.1 (AVEVA E3D™). Esta versión se apoya en la demostrada capacidad del software para proporcionar ahorros de tiempo y costes en proyectos “brownfield” y de modificación, aumentando la productividad para los EPC y los operadores de planta. Capacidades mejoradas, tales como la demolición de PointCloud y la visualización directa de datos láser en los dibujos, permiten que los diseñadores interactúen con modelos 3D de maneras que hasta ahora no eran posibles. La eficiencia del diseño optimizado se proporciona a través de una interfaz de usuario mejorada, que reduce las curvas de aprendizaje y permite que los proyectos avancen con mayor rapidez hacia la producción.

“En el clima económico actual, donde se reduce el gasto en Capex, la ampliación de la vida útil de los activos existentes se ha convertido en una prioridad para nuestros clientes, declaró Dave Wheeldon, CTO de AVEVA. “Prestando atención a ese mensaje, nos hemos centrado aún más en las capacidades que pueden transformar la manera en que nuestros clientes realizan proyectos “brownfield”, para aumentar la productividad, mejorar la calidad y reducir la duración de los proyectos. La escala de los proyectos “brownfield” varía en gran medida y muchos de ellos son de corta duración, así que es muy importante poder movilizar los sistemas rápidamente, garantizando al mismo tiempo la calidad y la precisión. Esa ha sido la esencia del nuevo desarrollo de AVEVA E3D.

“Los avances en tecnología y la experiencia del usuario dentro de esta versión continúan demostrando por qué AVEVA E3D es el software de diseño más innovador y eficiente disponible en la actualidad, ideal para proyectos “brownfield” de cualquier tamaño”.

Rick Standish, Vicepresidente de Estrategia de Soluciones, añadió, “AVEVA E3D 2.1 lleva la funcionalidad láser integrada hasta un nuevo nivel. Incluye la presentación de la tecnología HyperBubble™, que permite que el usuario trabaje en un entorno totalmente integrado que refleja el estado de la construcción. El uso de los datos láser para modelar la secuencia de demolición antes del reacondicionamiento es un importante paso adelante que, junto con la exclusiva función de “Láser en dibujo”, garantiza el uso de información de diseño y datos láser actualizados para la creación de entregables 2D. Estas características exclusivas eliminan la necesidad de remodelar las plantas existentes antes de la actualización y la generación de dibujos y permiten obtener importantes ahorros de mano de obra en los proyectos. Esto confirma a AVEVA E3D como herramienta líder, con diferencia, para la ejecución eficiente de proyectos “brownfield”.

Otras mejoras de usabilidad son los comandos integrados en el lienzo, el rediseño del módulo estructural y el de soportes y la mejora de la integración P&ID/3D.

Puede ver el vídeo del nuevo AVEVA E3D.

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La central térmica de carbón de Los Barrios (Cádiz), propiedad de la compañía energética E.ON, ha alcanzado el pasado mes de septiembre varios records de producción que confirman su posición como una de las centrales más eficientes del sistema eléctrico español.

La producción alcanzada en septiembre ha sido de 378.424,85 MWh netos, lo que supone que ha superado su record de generación mensual de energía eléctrica desde 2008, año en que pasó a formar parte del amplio porfolio de activos de generación que E.ON tiene en toda España.

 

Por otro lado, su indisponibilidad (tiempo en que la central no ha podido funcionar por diversos factores), ha sido del 0%, lo que significa que Los Barrios ha estado siempre disponible para entrar en el sistema a lo largo del todo el mes y que, de hecho, ha estado funcionando todas las horas de septiembre. Esto, a su vez, la convierte en una de las plantas de generación de carbón que más energía eléctrica produce de todo el país con un factor de carga del 89,8%, por encima de la media de las centrales térmicas de carbón españolas, cuyo factor de carga medio en septiembre fue del 75%.

La central térmica de Los Barrios, que cuenta con 570 MW de potencia insta-lada, ya lleva varios años situándose como una de las centrales más destaca-das del panorama energético español. Las continuas inversiones para adecuar la central a los más altos estándares de sostenibilidad han situado a la planta de Los Barrios como la segunda más eficiente de España en términos medioambientales según la CNE. La compañía además, ha anunciado recientemente su compromiso para continuar realizando inversiones en materia medioambiental en esta central, de modo que siga posicionándose a la vanguardia de la generación sostenible en nuestro país.