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La compañía internacional Modus Group, a través de su filial Green Genius, invertirá 38 M€ en la instalación de plantas solares en España hasta finales de 2020. De esta forma, en esta primera fase, la compañía espera tener listas para instalación plantas de una potencia de más de 100 MW en total. Con ello, las previsiones de Green Genius son las de contar en cinco años con una cartera de centrales fotovoltaicas gestionadas en España con una potencia de cerca 560 MW.

Las primeras plantas de energía solar de Green Genius en España se desarrollarán en Andalucía. La energía solar producida en estas plantas se venderá a precio de mercado y en el largo plazo tanto a grandes consumidores industriales como en el mercado de intercambio eléctrico. Green Genius ya ha asegurado conexiones a la red eléctrica española para proyectos de más de 200 MW.

Erika Ščiogoleva, CEO de Green Genius, ha señalado: “En España, la energía fotovoltaica es un activo seguro y ya se ha consolidado como un de las principales fuentes energéticas que lideran el mix hacia la transición energética. En este contexto, Green Genius quiere jugar un papel protagonista y continuar contribuyendo a su crecimiento. Es por ello que seguimos apostando por ser un referente en el desarrollo de parques fotovoltaicos”.

Por su parte, Ruslan Sklepovič, miembro de Consejo de Dirección de Modus Group y responsable del área de energías renovables, ha comentado: “España es un país muy atractivo para el desarrollo de proyectos de energía solar, ya que se trata de un mercado maduro, que vive en la actualidad una etapa muy activa de desarrollo. Un escenario que se traduce en una mayor competencia, en el que Green Genius se posiciona como un main player. Vemos oportunidades significativas en España para aplicar nuestra experiencia y conocimiento desarrollando proyectos de alta calidad”.

Con oficinas en Madrid, Green Genius opera en España desde 2017 y tiene previsto expandir sus operaciones en el país ofreciendo contratos de suministro de energía verde más barata a medianos y grandes consumidores de energia, así como introducir el modelo de energía solar como servicio que ya proporciona con éxito en otros países.

A principios de julio, Modus Group finalizó en Polonia la venta de 45,5 MW a Aberdeen Standard Investments, un fondo de infraestructuras energéticas líder en la gestión de activos globales. En este mercado, el grupo pretende seguir reforzando su presencia e instalar, además, un parque de 41 plantas fotovoltaicas con una capacidad total de 41MW a principios de 2020. La compañía planea invertir aproximadamente 36 M€ en estos proyectos de energía verde, que serán implementados por Green Genius.

Cristina Gallach, Alta Comisionada para la Agenda 2030 y Carlos Mataix, Director del Centro de Innovación en Tecnología para el DHS de la UPM

El Grupo Red Eléctrica se ha marcado 11 objetivos de sostenibilidad con horizonte 2030 en el marco de su Compromiso de Sostenibilidad y en línea con su Plan Estratégico 2018-2022. La compañía ha presentado estas metas en el marco de la jornada ‘Creando juntos un futuro sostenible. El reto de los ODS’, que se ha celebrado en su sede. El acto ha sido presidido por el presidente del Grupo, Jordi Sevilla, y ha contado con la participación de la Alta Comisionada para la Agenda 2030, Cristina Gallach, y el director del Centro de Innovación en Tecnología para el Desarrollo Humano de la Universidad Politécnica de Madrid, Carlos Mataix.

 

11 objetivos para un futuro sostenible

Los once objetivos materializan las cuatro prioridades del Grupo en materia de sostenibilidad de aquí a 2030: favorecer la descarbonización de la economía y la transición energética; apostar por una cadena de valor responsable; participar en el progreso económico, ambiental y social del entorno e impulsar una cultura corporativa de innovación y flexibilidad. Se trata de una hoja de ruta plenamente alineada con la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible de la Organización de las Naciones Unidas, que recientemente ha celebrado cuatro años desde su aprobación.

1.  Descarbonización de la economía

Entre los objetivos, destacan los destinados a facilitar la descarbonización de la economía, dado el papel de Red Eléctrica como agente proactivo en la transición energética. En este sentido, el Grupo se compromete a trabajar por un modelo libre de emisiones, apostando por la electrificación de la economía, la integración eficiente de las energías renovables y el desarrollo y operación de sistemas de almacenamiento de energía y también de una red robusta y mejor interconectada. En concreto, de aquí a 2030 la compañía trabajará para reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en más de un 40% e integrar de forma segura el 100% de la energía renovable disponible en el sistema eléctrico.

2. Cadena de valor responsable

Uno de los pilares clave del Compromiso de Sostenibilidad es su apuesta por implicar a todos los eslabones de la cadena de valor. La compañía considera que empleados, proveedores y clientes deben implicarse para lograr el cambio. Por ello, uno de los objetivos será extender a lo largo de la cadena de suministro las metas del Grupo en disminución de emisiones y en conservación de la biodiversidad. Por otro lado, el Grupo también trabajará para que en 2030 la financiación que obtenga para el desarrollo de sus actividades cuente con la calificación de producto financiero “verde”.

3. Contribución al desarrollo del entorno

Desde sus inicios, uno de los principales focos ha sido contribuir al progreso económico, ambiental y social del entorno. De esta forma, cada año desarrolla numerosos proyectos de conservación del medio ambiente y de bienestar de la comunidad. En esta línea, de aquí a 2030 Red Eléctrica pondrá en marcha diferentes iniciativas para convertirse en un referente en igualdad de género y diversidad. En concreto, la compañía quiere lograr la paridad en el equipo directivo y fomentar la inclusión de colectivos en riesgo de exclusión. Del mismo modo, entre sus metas también contempla generar un impacto neto positivo sobre el capital natural del entorno de sus instalaciones y eliminar por completo la brecha digital de las poblaciones que rodean sus infraestructuras.

4. Anticipación y acción para el cambio

Conscientes de la importancia de adaptarse con flexibilidad a los cambios, impulsará una cultura corporativa de innovación que le permita identificar oportunidades de crecimiento y consiga adelantarse a las tendencias globales.

De esta forma, la empresa se ha propuesto una hoja de ruta para convertirse en un actor tecnológico de referencia y un líder en economía circular. Por un lado, de aquí a 2030 impulsará un mínimo de 120 iniciativas de innovación tecnológica que promuevan la transición energética y las telecomunicaciones. Por otro, se compromete a que los equipos y materiales empleados en las actividades del Grupo estén producidos con materiales reutilizados o reciclados y que, al final de su vida útil, vuelvan a reutilizarse o reciclarse.

Nissan y el Grupo EDF han firmado un acuerdo de cooperación para acelerar la implantación de la movilidad eléctrica, concretamente mediante la recarga inteligente de vehículos eléctricos. Dicho acuerdo afecta a Reino Unido, Francia, Bélgica e Italia.

El acuerdo de cooperación se centra principalmente en el desarrollo de soluciones de carga inteligentes (Vehicle-to-Grid o V2G) mediante la combinación de tecnologías desarrolladas por ambas empresas. La carga inteligente se refiere a aquellas tecnologías que optimizan la carga o descarga de un vehículo eléctrico de manera eficiente y a buen coste.

En el marco del acuerdo de cooperación, Nissan será responsable de la venta de vehículos compatibles con el sistema V2G, mientras que el Grupo EDF se encargará de las soluciones de carga V2G y servicios relacionados.

  • La integración de los vehículos eléctricos en la sociedad es un elemento fundamental para la visión de la Movilidad Inteligente Nissan, por lo que la tecnología V2G ofrece importantes ventajas para las redes eléctricas, además de nuevas oportunidades económicas para las empresas. Cada vez más conductores y empresas adoptan los vehículos 100 % eléctricos, y prueba de ello es que Nissan consiguió un récord de ventas tanto del Nissan LEAF como de la furgoneta e-NV200 en Europa el año pasado.
  • El Grupo EDF tiene el objetivo de promover la movilidad limpia para todo el mundo, especialmente mediante el desarrollo de soluciones de recarga inteligente que ofrecen ventajas tangibles para sus clientes. Estas soluciones totalmente integradas incluyen la gestión de la carga y la descarga de la batería, así como servicios flexibles orientados a la red eléctrica gracias a sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. Del desarrollo de estas soluciones se encargan Izivia, una filial del Grupo EDF especializada en infraestructura de carga, y Dreev, la nueva empresa conjunta de EDF-NUUVE especializada en soluciones comerciales V2G.

El acuerdo llega tras una colaboración anterior que tuvo lugar en el Reino Unido entre EDF Energy y Nissan. Mediante dicha colaboración, firmada el año pasado, ambas organizaciones acordaron colaborar en el desarrollo de ofertas conjuntas en las áreas de la movilidad eléctrica, la carga inteligente, la reutilización de baterías usadas, el almacenamiento energético y las fuentes de energía renovables.

¿Qué es la recarga inteligente?

Las soluciones de recarga inteligente incluyen tecnologías para controlar el momento de cargar un vehículo y la rapidez de la carga, además de permitir el flujo bidireccional de electricidad entre el vehículo y el cargador. Gracias a estas tecnologías V2G, la electricidad acumulada en las baterías de los vehículos eléctricos también se puede usar para cubrir las necesidades energéticas de las propias empresas o de la red eléctrica, si es necesario, y esa es una ventaja que será cada vez más importante a medida que aumente el número de vehículos eléctricos presentes en nuestras carreteras, además de contribuir a equilibrar la generación intermitente de energía renovable.

El cliente puede vender la electricidad almacenada en un vehículo eléctrico como el Nissan LEAF o la furgoneta e-NV200 a la red eléctrica, generando así ingresos adicionales para contrarestar los costes del propio vehículo. Las ventajas económicas, ambientales y sociales de la tecnología V2G la han convertido en una innovación muy esperada en el mercado, pero que todavía no está totalmente desarrollada. Esta nueva colaboración entre el Grupo EDF y Nissan supone un gran paso hacia la consecución de este futuro eléctrico, ya que ofrece una solución práctica que beneficia tanto a las empresas como a la sociedad en general.

Las tarifas de discriminación horaria se han implantado con éxito en muchos países y esperamos que sigan teniendo tan buena acogida en el futuro. En este artículo, analizaremos cómo los propietarios de sistemas fotovoltaicos con baterías de almacenamiento pueden sacar el máximo partido a este tipo de tarifas. Con la configuración adecuada, la solución de almacenamiento se puede adaptar tanto a la rutina diaria del cliente como a la tarifa eléctrica. Esto significa que los sistemas FV pueden ser rentables en menos tiempo y los propietarios pueden ahorrar en costes energéticos, usando la electricidad de la red que necesitan en los momentos en los que sea más barata. Fronius ya tiene una solución: el inversor Fronius Symo Hybrid.

¿Qué son las tarifas de discriminación horaria?

Las tarifas de discriminación horaria permiten a los consumidores pagar diferentes precios por la energía dependiendo de las horas del día. Normalmente existen de dos a cinco franjas horarias diferentes. El siguiente ejemplo australiano se compone de tres:

  • Franja “punta”: la electricidad es más cara debido a la alta demanda de energía durante ese período
  • Franja “valle”: los consumidores pagan un precio moderado en este tramo horario
  • Franja “supervalle”: el precio de la electricidad es el más bajo y suele establecerse durante la noche.

Las tarifas eléctricas a menudo también varían según la época del año. En verano, por ejemplo, la franja “punta” suele ser durante el día, ya que debido al calor, los sistemas de aire acondicionado están en constante funcionamiento.

¿Cuáles son las ventajas de las tarifas de discriminación horaria?

Este modelo de tarifas tiene el objetivo de incentivar a los consumidores a usar la energía en períodos donde la demanda general es baja y, por tanto, el coste de la electricidad es mínimo. A los propietarios de sistemas, esto les permite reducir el importe de sus facturas eléctricas, así como desempeñar un importante papel en la gestión y reducción de la carga en la infraestructura de la red. Lógicamente, no siempre es posible consumir más energía en los tramos de tiempo en los que el precio de la electricidad es más bajo; sin embargo, un sistema de almacenamiento permite a los usuarios reservar energía para cuando las tarifas son más bajas o cuando hay suficiente energía fotovoltaica.

La solución de Fronius

Fronius actualmente dispone de una solución para países donde los proveedores de energía ofrecen tarifas de discriminación horaria: el Fronius Symo Hybrid. Con este inversor, los usuarios pueden definir los períodos de tiempo para la carga y descarga del sistema de almacenamiento de energía, adaptándolo a sus necesidades y evitando costes extra innecesarios, como los de la energía procedente de la red.

Para ser más específicos, esto significa que la batería se carga y descarga a determinadas horas para poder utilizar la energía almacenada en períodos del día en los que las tarifas de electricidad son más altas. Por ejemplo, si el coste es más elevado durante la tarde, los usuarios pueden asegurarse de que la batería ha almacenado suficiente energía para cubrir esas horas con electricidad autogenerada.

Esto se logra mediante algunos ajustes que limitan la descarga durante tramos de tiempo en los que la electricidad es más barata.

Algunos países también permiten que las baterías se carguen mediante la red eléctrica, haciendo posible cargar la batería de manera más económica durante períodos más baratos y usar esta energía durante los tramos más caros.

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Parque eólico marino East Anglia One (I)

Iberdrola ha conectado a la red eléctrica británica el parque eólico marino East Anglia One, que construye en aguas del Mar del Norte, a unos 50 km de la costa del condado inglés de Suffolk, y cuya puesta en marcha está prevista para el próximo año.

En concreto, el primero de sus 102 aerogeneradores, denominado WTG E19, ya ha suministrado energía eléctrica limpia a la subestación terrestre ubicada en la localidad de Burstall. Su filial ScottishPower Renewables, que ya ha instalado 25 turbinas en el emplazamiento a lo largo de este verano, irá conectándolas a la red paulatinamente.

Con una inversión aproximada de 2.500 M£ y cubriendo área de 300 km2, East Anglia One es uno de los proyectos en desarrollo más relevantes de Iberdrola y la mayor iniciativa renovable promovida nunca por una empresa española.

Cuando entre en operación, en 2020, el parque será el mayor del mundo, al contar con una capacidad instalada de 714 MW, con la que abastecerá de energía limpia a 630.000 hogares británicos.

La construcción de East Anglia One está impulsando la industria eólica marina en Europa, dando ocupación a más 1.300 personas en varios países (España, Reino Unido, Países Bajos y Emiratos Árabes Unidos) y siendo clave para varios sectores, como el naval.

El proyecto ha tenido un gran efecto tractor en España, ya que Iberdrola ha contado con la participación empresas locales como Navantia, Windar o Siemens-Gamesa para el desarrollo de buena parte de los componentes claves del parque.

Características técnicas de East Anglia One

  • 102 aerogeneradores de Siemens Gamesa componen el parque, cada uno con una capacidad de 7 MW. Una vez instalados tendrán una altura total de 167 m.
  • Una subestación marina (Andalucía II), fabricada por Navantia en Puerto Real (Cádiz), será la encargada de recoger la electricidad producida por los aerogeneradores y transformar la tensión para poder trasladarla a la costa, de lo que se encargan dos cables de exportación en el fondo del mar, cada uno de cerca de 85 km.
  • Estos cables se unen a otros seis subterráneos en tierra de unos 37 km., desde Bawdsey hasta un nuevo transformador terrestre en Burstall, que conecta el parque eólico marino a la red nacional.
  • De las 102 cimentaciones tipo jacket, Navantia ha fabricado 42 en Fene (España) y Windar ha construido los pilotes en Avilés (Asturias). Las otras 60 cimentaciones las han fabricado Lamprell en los Emiratos Árabes Unidos y Harland & Wolff en Belfast.

Iberdrola, firme apuesta por la eólica marina

Durante los próximos años, Iberdrola redoblará su apuesta por la energía eólica marina, con el desarrollo de una cartera de proyectos superior a los 10.000 MW. Este crecimiento se articulará, fundamentalmente, en torno a tres ejes: el Mar del Norte, el Mar Báltico y Estados Unidos.

De este modo, la generación limpia en el mar será un pilar fundamental de la estrategia de la compañía, que prevé destinar al negocio renovable un 39% de los 34.000 M€ de inversión contemplados para el periodo 2018-2022: 13.260 M€.

Actualmente, el grupo ya tiene en operación dos parques eólicos marinos: West of Duddon Sands, puesto en marcha en 2014 en el Mar de Irlanda; y Wikinger, en aguas alemanas del Mar Báltico y en funcionamiento desde diciembre de 2017.

En Estados Unidos, Iberdrola ya está promoviendo el mayor parque eólico marino a gran escala del país: Vineyard Wind. Situado frente a las costas del estado de Massachusetts, sus 800 MW de potencia serán capaces de atender las necesidades energéticas de 1 M de hogares.

En Alemania, la empresa se adjudicó, en abril de 2018, dos nuevas instalaciones en el Báltico con una potencia total de 486 MW: Baltic Eagle y Wikinger Süd.

A estos nuevos parques se sumará Saint-Brieuc, en aguas francesas, cuya entrada en operación se prevé para 2022. Tendrá una potencia de 496 MW y estará ubicado frente a la costa de la Bretaña francesa, 20 km mar adentro.

Con los proyectos en marcha, la compañía habrá instalado 2.000 MW eólicos marinos a finales de 2022, a los que se añadirán otros 1.000 más allá de ese año.

Iberdrola se encuentra ante una gran oportunidad de crecimiento, puesto que tanto en Reino Unido como en Estados Unidos existen ambiciosos objetivos de nueva potencia eólica marina para los próximos años: 30.000 MW para 2030 en el primero y 25.000 MW en el segundo, con diferentes horizontes temporales.

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Dotar a la red eléctrica de un mayor grado de seguridad requiere de la investigación de nuevas tecnologías de prevención y detección de ciberataques. En este contexto, Ibermática ha sido una de las empresas seleccionadas en el Programa Estratégico de Consorcios de Investigación Empresarial Nacional (CIEN) mediante el que el Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI).

Ibermática, S2 Grupo, Ingeteam Power Tech., Arteche Smart Grid, ZIV Grid Automation, Isotrol, SAC Maker y Fanox, conforman el consorcio que trabaja con el objetivo de crear una plataforma para detectar posibles ciberataques en una red eléctrica. Concretamente, Ibermatica se centra en la detección temprana de los ataques, tanto conocidos como de día cero, mediante técnicas de escucha no intrusiva y de análisis de datos en tiempo real, aplicando tecnologías stream analytics y machine learning.

Ibermática colabora activamente en la iniciativa para incrementar la defensa de los sistemas del centro de control y de los equipos electrónicos desplegados en las subestaciones y centros de transformación eléctrica mediante la búsqueda de nuevos algoritmos de cifrado y autenticación que les hagan más resilientes, cumpliendo también con los tiempos de respuesta requeridos por el sistema.

El proyecto, que se prevé finalizado en septiembre de 2021, contempla también proteger los sistemas y equipos legados cuyas capacidades no admitan el despliegue de las medidas de seguridad oportunas, así como conocer en tiempo real el nivel de seguridad de toda o una parte de la red eléctrica a través de medios dinámicos de evaluación de los sistemas y los dispositivos.

El grupo tecnológico Wärtsilä ha puesto en marcha su proyecto de gestión energética y almacenamiento de energía de 6 MW/6 MWh para su cliente ContourGlobal Bonaire en la isla caribeña de Bonaire. Con la Fase Uno completa, la isla ya no tiene que recortar los recursos eólicos. Casi se ha duplicado la penetración de la energía renovable, y se ha preparado el sistema para una capacidad adicional para adaptarse a la demanda máxima durante la temporada turística. Toda la red eléctrica de la isla, perteneciente a ContourGlobal se gestiona y opera mediante la plataforma de software avanzado Greensmith GEMS.

El enfoque gradual de ContourGlobal da tiempo a los operadores de sistemas para agregar nuevas soluciones híbridas y repartir los costes, y deja espacio para poner en funcionamiento nuevas tecnologías. Para Bonaire, la Fase Uno implica que GEMS gestione y optimice el despacho y la operación de los activos de generación existentes. También proporciona el requisito de reserva rodante con almacenamiento de energía para reducir el consumo de combustible y las emisiones. Además, la Fase Uno implica desbloquear la energía eólica reducida y mejorar la confiabilidad del sistema al proporcionar control de frecuencia y voltaje. Para optimizar el sistema, GEMS ahora tiene en cuenta el rendimiento de los activos en tiempo real, así como los pronósticos de carga y energía renovable. Con la Fase Uno completa, GEMS puede equilibrar los recursos de Bonaire y optimizar a la perfección los activos térmicos, eólicos y de almacenamiento de energía.

Durante las pruebas de puesta en servicio, se probaron varios rechazos de carga, incluidas la pérdida de viento, la pérdida de motores y la pérdida de demanda, y en cualquier circunstancia, el GEMS realizó un seguimiento instantáneo y mantuvo la calidad de la generación, evitando el desconexión de carga en la red. Este es solo un ejemplo de cómo este proyecto mejorará las operaciones a través de la automatización mientras ayuda a la isla a evitar apagones, lograr mayor eficiencia y usar más energía eólica.

La puesta en marcha del proyecto pone a Bonaire en el camino hacia el logro de su objetivo 100% renovable. Este es el comienzo de un plan a largo plazo para modernizar completamente el sistema de la isla y agregar capacidad adicional y generación renovable a la red. ContourGlobal Bonaire encargó el proyecto después de años de buscar soluciones para integrar más energía renovable en la red existente de la isla.

Las siguientes fases del proyecto Bonaire reemplazarán la tecnología térmica obsoleta con cinco motores nuevos y agregarán más energía eólica y solar al mix de generación. A medida que la red de la isla aumenta de tamaño, GEMS permitirá una mayor penetración de renovables y reducirá el coste de la energía. El aprendizaje automático de GEMS y la capacidad de inteligencia artificial incorporarán el clima, la demanda de electricidad y otras variables y datos en sus modelos de predicción. Estos datos informarán las decisiones automatizadas que gestionan la flota completa de ContourGlobal.

Red Eléctrica de España, ha iniciado en la web del operador del sistema eSios la publicación diaria del precio por MWh con el que se compensará a los autoconsumidores que viertan a la red la energía que no utilicen. Para ello, el usuario ha de tener un contrato de tarifa regulada o Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor con una comercializadora de referencia y estar acogido al mecanismo de compensación simplificada definida en el Real Decreto 244/2019.

 

Ésta es una de las medidas aprobadas por el Ministerio para la Transición Ecológica que pretende impulsar las tecnologías de autoconsumo y de generación distribuida de origen renovable, reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera asociadas a la generación de electricidad y servir como herramienta para alcanzar los retos de descarbonización y lucha contra el cambio climático.

Este precio, con el que se compensará a los autoconsumidores, es el resultado de restar al precio medio horario (basado en el resultado del mercado diario e intradiario para cada hora del día) el coste de los desvíos. Para el cálculo de este valor no se tienen en cuenta los peajes de acceso. De esta manera, los autoconsumidores que viertan el excedente de generación renovable en la red, obtendrán una reducción sobre su factura de electricidad.

Según el Plan Nacional Integrado de Energía y clima 2021-2030, el autoconsumo es una herramienta relevante para alcanzar los objetivos de reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera y lucha contra el cambio climático fijados para 2030 en dicho documento.

ABB y Rolls-Royce han anunciado una colaboración global en tecnología de microrredes y automatización avanzada. Juntas, ambas compañías van a ofrecer una innovadora solución de microrredes de bajo consumo para empresas de servicios públicos, entidades comerciales e industriales. Una microrred es una red eléctrica a pequeña escala que combina energía procedente de fuentes de generación de energía distribuida, por ejemplo, centrales de cogeneración, grupos electrógenos alimentados con diésel y gas, y fuentes renovables con baterías. La microrred ofrece un control general para coordinar estos recursos a fin de cubrir las necesidades de carga industrial, residencial o de consumo. Las microrredes pueden funcionar tanto conectadas a la red eléctrica principal o sin estar conectadas a ella. La capacidad de las microrredes de separarse perfectamente de la red principal, en caso de una posible emergencia o fallo en la red, es una función cada vez más importante.

Una fuente de alimentación fiable, incluso en condiciones meteorológicas adversas o momentos de máximo consumo, es básica para el crecimiento económico. La integración de energías renovables supone una solución sostenible para apoyar un suministro ininterrumpido y, al mismo tiempo, fomentar el uso de energías limpias. Las soluciones de microrredes favorecen a las empresas de servicios públicos, las industrias y los espacios comerciales que buscan una fuente de alimentación fiable así como una reducción de costes y de emisiones de carbono. Las microrredes facilitan una fuente de alimentación sólida, incluso cuando hay una fuerte presencia de fuentes intermitentes de energías renovables, como la eólica y la solar. La automatización digital y los sistemas de control coordinan de forma inteligente las cargas y los recursos de energía distribuida para que la microrred funcione con eficacia.

Rolls-Royce ofrece las soluciones de generación de energía de la marca MTU Onsite Energy: desde energía primaria, de reserva y continua, a la cogeneración, y microrredes. “Debido a la transformación para lograr la descarbonización, los clientes necesitan buscar opciones de energía sostenible que, además, aporten máxima rentabilidad. Para ello, nos basamos principalmente en las microrredes, sistemas autónomos de suministro de energía que son eficientes, fiables y respetuosos con el medio ambiente“, afirma Andreas Schell, CEO de Rolls-Royce Power Systems. “La combinación de nuestras soluciones de control y nuestra tecnología integrada de grupos electrógenos diésel y gas MTU, con la capacidad de control, servicio remoto y solución modular de microrredes de ABB, va a ofrecer a los clientes la fusión de los puntos fuertes de dos líderes internacionales en el ámbito de la tecnología“.

ABB Ability™ e-mesh™ puede garantizar una red eléctrica estable, incluso si hay una alta proporción de energía renovable procedente de varias fuentes, que funciona perfectamente con motores de gas o diésel ya instalados“, afirmó Massimo Danieli, responsable de la línea de negocio de automatización de redes de ABB, parte del negocio Power Grids de la empresa. “ABB cuenta con un gran número de instalaciones de microrredes a nivel internacional y, gracias a nuestra colaboración con Rolls-Royce Power Systems, vamos a fomentar aún más el creciente interés por las soluciones de microrredes en el mundo“.

La solución ABB Ability™ e-mesh™ va a ofrecer a los propietarios de activos de generación eléctrica una visión unificada e integrada verticalmente de sus recursos de energía distribuida y generación eléctrica renovable, con una rápida implantación y una reducción de los costes de funcionamiento. Operaciones en la nube, optimización de recintos y flotas, previsiones meteorológicas y de carga, y algoritmos de aprendizaje automático ofrecen información ilimitada para tomar decisiones, por ejemplo, saber dónde incrementar la inversión en mantenimiento o cómo aumentar los canales de ingresos para manejar los activos de forma más rentable.

La Fundación Renovables considera que el nuevo diseño europeo del mercado de la electricidad debe recoger que no todos los kWh que se vierten a la red eléctrica deben ser retribuidos al mismo precio y propone establecer procesos de competencia para desacoplar precios del mercado y retribución de las distintas tecnologías. Estas son algunas de las principales valoraciones que hace la Fundación Renovables en el documento “Comentarios a la Directiva de Diseño de Mercado de la Electricidad” que ha elaborado, desde una perspectiva conceptual, sobre los mecanismos de diseño del mercado eléctrico y en base a los textos pendientes de publicación de la nueva Directiva de Mercado de la Unión Europea.

Sobre la fijación de los precios en el mercado, asegura que es necesario distinguir entre el precio del mercado -que refleja el coste marginal del sistema- y la retribución que tendrían que recibir las distintas tecnologías, y que debiera ser cercana a sus costes medios. No objeta que el precio del kWh en el mercado pueda ser único y servir como referencia para guiar las decisiones de consumo, pero sí que sea la base para fijar las retribuciones de todas las centrales.

Entiende que no todos los kWh que se vierten a la red eléctrica deben ser retribuidos al mismo precio. Cada kWh es producido por distintas tecnologías con estructuras de costes, servicios al sistema y externalidades diferentes, por lo que su retribución no debiera ser la misma.

Para desacoplar precios del mercado y retribución de las distintas tecnologías existen varias opciones como hacer competir a las nuevas centrales para acceder al mercado -por ejemplo, a través de subastas, como ya se hace con las inversiones en renovables-. De esta de manera, a través de la competencia en el momento de la inversión, la retribución de las nuevas centrales reflejaría sus costes medios. Además, se preservarían sus incentivos a producir solo cuando resultara eficiente.

En cuanto a la fijación del mix de generación y de los mecanismos de asignación de nueva generación la Fundación Renovables advierte de que las inversiones solo se van a llevar a cabo si su retribución esperada es estable. Sobre todo cuando la mayor penetración de renovables deprima los precios en el mercado, será necesario que el regulador ofrezca señales claras del valor que aporte cada nueva central de generación.

Para ello, además del precio de la instalación, la seguridad, la protección de la red, la salud, el medio ambiente o la eficiencia energética, propone otros criterios: capacidad de respaldo, sistemas de almacenamiento, oportunidad de sustituir a otra tecnología no renovable o capacidad de gestión flexible en caso de que la red no asuma vertido en un determinado momento. Se trata de no dar pasos equivocados apostando por inversiones en instalaciones no renovables que hipotecan nuestro sistema y no tienen el futuro garantizado.

La Fundación Renovables entiende que tanto la nueva generación como los mecanismos de capacidad y disponibilidad tienen que ir mucho más acompasados. En esta línea, recuerda que, a menudo, a la hora de evaluar cuánta generación de respaldo hacía falta se ha tomado como referencia el momento más crítico del sistema, sobreestimando cuánta capacidad se necesitaba y eso ha llevado en demasiadas ocasiones a afrontar costes extraordinarios de instalaciones innecesarias. Habría que haber tomado en cuenta el valor en su conjunto, incluyendo las externalidades negativas de cada forma de generación.

Para ello, tal y como refleja el texto de la Directiva en ciernes, insiste en que tanto el responsable de la gestión de la red -en el caso español, Red Eléctrica, de titularidad privada- como el organismo regulador deben ser completamente independientes, por lo que entiende que es imprescindible estrechar el cerco de supervisión de sus decisiones.

Asimismo, la Fundación Renovables comparte la propuesta europea de que sea el gestor de red el que gestione la hidraulicidad y el bombeo como medida de respaldo de la integración de las energías renovables fluyentes.

Por otro lado, considera que en los textos pendientes de publicación de la nueva Directiva de Mercado de la Unión Europea hay avances importantes hacia una mayor competencia como el fomento de la tarificación del consumo según precios horarios, la obligación a los Estados a garantizar a todos los consumidores la posibilidad de comprar y vender energía mediante PPAs y la exigencia a las entidades reguladoras a que busquen fórmulas de fijación de precios innovadoras. Si bien advierte al respecto de que éstos deben llevar aparejados controles exhaustivos del regulador para que no sirvan de modelo de captación de consumidores vulnerables o que no se ofrezca la información adecuada sobre el servicio contratado.

Por último, el nuevo texto de la Directiva fija criterios muy interesantes que deberán ser instaurados en nuestro país de forma inmediata, tales como la implementación de políticas reales de eficiencia, la instauración de mecanismos de demanda agregada a grupos de consumidores agrupados y el fomento de la generación por autoconsumo como medida de gestión de la demanda propia. Como fundamento básico de todas las medidas anteriores, es imprescindible facilitar el acceso ilimitado de los consumidores y en tiempo real a los contadores inteligentes instalados en los puntos de suministro, de manera que puedan acceder íntegramente a los datos para uso propio o cesión a terceros y sea posible encontrar soluciones competenciales de gestión real de la demanda.

COMEVAL
ELT
COFAST-PASCH
AERZEN
IMASA