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La generación eólica del día 23 de enero del 2019 marcó un nuevo registro al producir 367.697 MWh. Éste supone un incremento del 0,6% respecto al anterior máximo, registrado el 12 de febrero del 2016, día en que los aerogeneradores del sistema eléctrico peninsular produjeron 365.384 MWh.

El nuevo registro de generación eólica supuso el 43,2% del total del sistema eléctrico español y se convierte así, en la tecnología líder de generación del día de ayer, seguida de la nuclear (17,7%) y el carbón (12,8%), según los datos provisionales a día de hoy que publica el Balance Diario de Red Eléctrica de España.

Durante el día 23, en que el viento fue el protagonista del sistema eléctrico peninsular, el conjunto de las renovables significó el 53,3% del mix de generación y las tecnologías limpias (que no emiten CO2 a la atmósfera) aportaron el 71,3% del total.

A las 16:55 horas del 23 de enero se registró el instante con mayor producción eólica del día, momento en el que el viento permitió la integración de 16.633 MW de eólica en el sistema.

Entre las 16:00 y las 17:00 horas se registró la hora de mayor producción de la energía eólica, en la que produjeron 16.456 MWh, el equivalente al 45,8% del total de generación horaria.

La superación de anteriores marcas de generación eólica no sería posible sin el desarrollo de tecnologías que faciliten el máximo aprovechamiento de la fuerza del viento y sin los esfuerzos por incrementar la capacidad instalada de potencia eólica, que según datos de cierre del 2018 de Red Eléctrica, se sitúa en los 23.041 MW en el sistema eléctrico peninsular español.

Las nuevas renovables deberán incrementarse en el entorno de 5.000 MW cada año hasta el 2030 como parte de la transición energética, para cumplir con los objetivos de descarbonización y lucha contra el cambio climático marcados por la Unión Europea, que incluyen que el 32% de la energía final consumida sea de origen renovable.

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El consumo eléctrico de las grandes y medianas empresas en diciembre ha descendido un 3% respecto al mismo mes del año anterior, según los datos del Índice Red Eléctrica (IRE). Desglosado por sectores, el consumo industrial ha descendido un 3% y el de los servicios un 2,4%. En el cálculo de estos datos se han tenido en cuenta los efectos de la composición del calendario y la evolución de las temperaturas.

Comparado con diciembre del 2017, y si nos centramos en las cinco actividades con mayor consumo eléctrico, la demanda de la metalurgia ha descendido un 3,7% y la industria química un 7%; la fabricación de otros productos minerales no metálicos ha aumentado un 4,4%, y la industria de la alimentación un 2,8%; mientras que la industria del papel ha descendido un 0,1%.

Las actividades que más han aportado al consumo de las grandes empresas durante este mes han sido la fabricación de otros productos minerales no metálicos con un aumento del 4,4%, la industria de la alimentación (2,8%), el suministro de energía eléctrica, gas, vapor y aire acondicionado (8,7%), otras industrias extractivas (4,1%), y el comercio al por mayor e intermediarios del comercio excepto de vehículos de motor y motocicletas (1,5%).

Si se observan los datos de los últimos doce meses, el consumo eléctrico de estas empresas, corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas, ha descendido un 1,3% respecto al mismo periodo del año anterior. Por sectores, el consumo de la industria ha descendido un 2,5% y el de los servicios ha aumentado un 0,6%.

Todos los datos de consumo eléctrico de cada una de las actividades económicas se pueden consultar con más detalle en la sección del IRE en la web de Red Eléctrica.

El IRE es un indicador cuyo objetivo es facilitar información sobre la evolución del consumo eléctrico del conjunto de las grandes y medianas empresas, entendidas como aquellas que tienen una potencia contratada superior a 450 kilovatios. Las medidas se recogen en más de 23.400 puntos de alrededor de 13.900 empresas. El consumo que representa el IRE supone en torno al 45% de la demanda eléctrica total, correspondiendo el resto de la demanda a consumidores residenciales y otros tipos de consumo.

La multinacional valenciana IM2 Energía Solar instalará en los techos de los centros logísticos que Grupo Industrial Pamesa tiene en Onda (Castellón) más de 40.000 paneles fotovoltaicos en una superficie de 70.000 metros cuadrados, convirtiendo así a este parque solar en la mayor instalación fotovoltaica de autoconsumo de Europa.

Esta actuación de IM2 permitirá a Pamesa posicionarse dentro de una nueva política energética que apuesta por reducir las emisiones de CO2 en el sector industrial cerámico.

Con una inversión de 15 millones de euros y un plazo de ejecución que prevé finalizar la instalación en julio de 2019, IM2 construirá una planta solar que tendrá una potencia final instalada de 13,24 Mw.

Para su construcción se ha optado por la modalidad de autoconsumo sin vertido a la red eléctrica, lo cual supone que el 100% de la energía generada por la instalación solar fotovoltaica será consumida dentro de las instalaciones productivas de la compañía.

Según las estimaciones de producción realizadas, esta instalación solar podrá cubrir la totalidad de las necesidades eléctricas de la planta industrial de Pamesa en los períodos diurnos de máxima irradiación solar y disminuirá radicalmente la dependencia energética de la electricidad convencional.

En términos de ahorro energético y promoción de prácticas sostenibles, esta planta solar producirá un volumen de energía que evitará la emisión a la atmósfera de 8.816 toneladas de CO2 así como el consumo equivalente de 1.888.723 litros de petróleo anuales.

El desarrollo de este proyecto solar se enmarca dentro de la política de bajo impacto ambiental que Pamesa viene desarrollando a través de acciones de diversa naturaleza.

El proyecto Suryashakti Kisan Yojana también conocido como “Sky Project” fue lanzando a principios del año 2018 por el gobierno del estado indio de Guajarat y desde sus inicios has atraído una gran atención en la India por ser el primero en ese país que establece un esquema basado en el concepto de productores rurales que no sólamente hacen uso de la energía solar para generar electricidad para las labores del campo e irrigación sino que también tienen la opción de obtener ingresos adicionales vendiendo su excedente eléctrico solar a la red eléctrica nacional.

Desde finales del año 2018, Tata Power Solar ha iniciado la instalación de un programa piloto de 5 MW. Para este proyecto tan demandante Tata seleccionó a GoodWe gracias a la adaptabilidad de sus productos a diferentes condiciones de la red así como a su capacidad para mantener una gran eficiencia y consistencia bajo climas tan extremadamente cálidos como 50ºC. Fueron muchos los inversores GoodWe seleccionados, con capacidades desde 5-60KW.

“Proyectos de esta naturaleza tienen altos requerimientos de calidad y servicio, porque sólo productos de alta calidad pueden garantizar una recuperación de la inversión y una larga vida útil del sistema fotovoltaico. Es eso justamente lo que nos diferencia de otras empresas en el mercado. Los EPC y los desarrolladores a gran escala normalmente ponen mucha atención en las fortalezas de los proveedores de inversores, en vez de únicamente enfocarse en los bajos precios”, fue esto lo que comentó James Hou, Gerente de Ventas de GoodWe para Asia Pacífico. “Después de un riguroso proceso de selección, de pruebas para garantizar la utilización estable en el largo plazo y la operación práctica, GoodWe fue seleccionado como el mayor proveedor socio y desde entonces ha suministrado a Tata Power Solar inversores con una capacidad combinada superior a los 100MW. La tremenda colaboración en este importante proyecto gubernamental así como la garantía de 7 años que GoodWe ha dado a este proyecto, son factores que sin lugar a dudas han contribuido a incrementar la confianza mutual”.

Un factor adicional es que GoodWe también ofrece un inigualable servicio post-venta integrado por 10 ingenieros que cubre todo el territorio de la India. Uno de los ingenieros de GoodWe está establecido en Guajarat y está a toda la disponibilidad del cliente exclusivamente dedicado a la ejecución del Proyecto Sky.

Se trata de un paso revolucionario y simbólico encaminado a ayudar a la población local a generar su propia electricidad y a aumentar sus ingresos. GoodWe es una empresa dedicada a proveer soluciones fotovoltaicas de alta calidad para el desarrollo y construcción de proyectos como éste, contribuyendo así a un futuro en el que la energía renovable haga de la India y del mundo lugares más sustentables.

Siemens ha desarrollado, junto a otros socios especializados en ciencia e investigación, una nueva generación en el control de redes a través del proyecto DynaGridCenter. Por primera vez, los sistemas auxiliares visualizan procesos dinámicos que llevan la transición de energía a la red eléctrica y proporcionan recomendaciones específicas a determinadas acciones para optimizar las redes, mantener su estabilidad y evitar apagones.

En un contexto en el que el número de plantas generadoras descentralizadas continúa en aumento y la capacidad de las centrales eléctricas convencionales se reduce, el sistema de suministro de energía eléctrica es cada vez más susceptible a perturbaciones. Por ello, el centro de control del futuro se convierte en un componente clave en un plan de acción de la red eléctrica, lo que repercute en una reducción del tiempo necesario de respuesta a cualquier anomalía. Todo ello, hace que la mejora de las técnicas de control y regulación para los centros que gestionan la red de forma remota se vuelvan absolutamente necesarias.

Con DynaGridCenter, Siemens está estudiando formas de visualizar procesos dinámicos desencadenados por la distribución desigual de la carga en la red y descubriendo cómo responder sistemáticamente a ellos. Para ello, la compañía está desarrollando sistemas auxiliares para la red de transmisión. Al igual que un automóvil, los sistemas tienen dos funciones clave: la primera es regular automáticamente el sistema para mantener la “marcha” más suave y estable o la operación de la red. Y la segunda función es la detección temprana de obstáculos o fallos de funcionamiento para que puedan ser reconducidos o evitarlos.

Para monitorear la red, los científicos han utilizado un centro de control de red en la Universidad Técnica de Ilmenau, en Almemania, y lo han acoplado a una red eléctrica simulada, operada por la Universidad de Otto-von-Guericke en Magdeburgo. Las unidades de medición fasorial (PMU) trasmiten el nivel y el ángulo de fase de la corriente y voltaje a intervalos de 20 milisegundos, añadiendo un componente altamente dinámico a los valores medidos, que actualmente se transmiten en el rango de segundos. Los datos de la PMU se sincronizan en el tiempo y, por lo tanto, se pueden comparar directamente, lo que permite que se vean los procesos de vibración y transitorios no deseados en la red.

Hasta ahora, hemos podido evitar los procesos dinámicos peligrosos en la red que pueden provocar apagones, mediante la toma de medidas preventivas“, ha afirmado el profesor y doctor Rainer Krebs, jefe de la Unidad de Consultoría para la Operación y Protección de redes eléctricas de la división de Energy Management de Siemens. Los operadores de redes deben intervenir en los horarios de las centrales eléctricas para evitar cuellos de botella inminentes. Conocida como “reenvío”, esta intervención incurre en costos en el rango de hasta mil millones de euros por año. Es más fácil y, lo más importante, más económico optimizar la utilización de la capacidad de la línea y tomar medidas resolutivas solo en caso de una sobrecarga. Los nuevos programas de monitoreo y control pueden hacer esto, porque no solo visualizan las situaciones peligrosas que surgen durante una sobrecarga, sino que también toman las contramedidas necesarias mucho más rápido que el personal humano de una planta.

Planeado por un período de tres años, el proyecto de investigación DynaGridCenter comenzó el 1 de octubre de 2015. Los socios del proyecto han sido Siemens, la Universidad Otto-von-Guericke de Magdeburgo, la Universidad Técnica de Ilmenau, la Universidad de Ruhr en Bochum, el Instituto Fraunhofer para la Operación de Fábrica y Automatización (IFF) en Magdeburgo, y el Instituto Fraunhofer de Optrónica, Tecnologías de Sistemas y Explotación de Imágenes, Rama de Tecnología de Sistemas Avanzados (IOSB-AST) en Ilmenau. Los operadores de la red de transmisión 50Hertz Transmission, TransnetBW, TenneT y Amprion fueron asociados del proyecto. Siemens se ha encargado de coordinar esta acción que forma parte de la iniciativa Power Grids Orientada al Futuro y recibió aproximadamente 5 millones de euros en fondos del Ministerio Federal Alemán de Asuntos Económicos y Energía (BMWi).

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Red Eléctrica de España ha completado el proceso de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad a través de subastas competitivas con la asignación de un total de 21 bloques de 40 megavatios (MW) y de 352 bloques de 5 MW, lo que se traduce en una potencia interrumpible para el periodo del 1 de enero al 30 de junio del 2019 de 2.600 MW. En esta convocatoria de subastas han participado 124 consumidores.

Las subastas, que se han celebrado en Madrid del 10 al 12 de diciembre, han sido organizadas por Red Eléctrica como administrador de la subasta, que ha publicado hoy los resultados definitivos en la web de e-Sios, ya validados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El precio medio de asignación ha sido de 105.429 euros/MW y año para los productos de 40 MW y de 64.624 euros/MW y año para los de 5 MW. La media ponderada de asignación se ha situado en los 77.807 euros/MW y año. En total, para el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio del 2019, se destinarán 101,15 millones de euros al servicio de Interrumpibilidad para grandes consumidores.

Los precios de salida fijados por la Secretaría de Estado de Energía en la Resolución del 6 de noviembre del 2018 fueron de 200.000 euros/MW y año para los productos de 40 MW y 150.000 euros/MW y año para los de 5 MW.

El servicio de interrumpibilidad es una herramienta de la que dispone Red Eléctrica, como operador del sistema, para asegurar en todo momento un suministro eléctrico nacional de calidad. Con este servicio, los grandes consumidores de electricidad (industrias) se comprometen a reducir su consumo eléctrico cuando el sistema eléctrico lo requiere, siendo retribuidos por ello. La activación del servicio la realiza Red Eléctrica y responde a criterios técnicos o económicos.

La asignación del servicio de interrumpibilidad se realiza mediante la celebración de subastas administradas por Red Eléctrica y supervisadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Por su parte, el Ministerio para la Transición Ecológica es el organismo encargado de definir todo este procedimiento y las reglas por las que se rige.

El proceso se articula mediante un sistema de subastas competitivas a la baja en las que el precio de salida se reduce hasta que solo queda un pujador, para cada bloque de producto.

Red Eléctrica de España y Réseau de Transport d’Électricité invertirán 1.750 millones de euros en la interconexión por el golfo de Vizcaya. Según los presidentes de ambas compañías, Jordi Sevilla y François Brottes, “las interconexiones son un pilar fundamental de la transición energética y de un modelo económico bajo en emisiones”. Esta apuesta firme de Francia y España por un mercado único e interconectado se puso de manifiesto el pasado día 8 durante la celebración del X Aniversario de Inelfe, la sociedad constituida entre ambas empresas para el impulso y construcción de las interconexiones eléctricas entre ambos países.

Tras la puesta en servicio en el 2015 de la línea subterránea Santa Llogaia-Baixas por los Pirineos orientales, en la actualidad se está trabajando en un enlace submarino a través del golfo de Vizcaya para el año 2025, que supondrá una inversión total de 1.750 millones de euros y que ha contado con una subvención de la Unión Europea de 578 millones.

Está previsto que la interconexión del golfo de Vizcaya aporte un ahorro en costes variables de generación de 394 millones de euros al año, un ahorro en emisiones de CO2 de 3,2 millones de toneladas anuales y la integración de 4.322 gigavatios-hora de energías renovables en el sistema al año.

El desarrollo de nuevas interconexiones internacionales es esencial para alcanzar el objetivo vinculante de energías renovables del 32% fijado por la Unión Europea para el 2030. A mayor capacidad de interconexión entre países miembros, mayor integración de la generación renovable y, por tanto, mayor descarbonización. De esta manera, se podría, por ejemplo, poner a disposición de todos los ciudadanos europeos la generación eólica procedente del Mar del Norte o la solar del sur de Europa. Por otra parte, su impulso promoverá inversiones más eficientes en renovables, lo que reducirá la generación procedente de tecnologías convencionales y la dependencia de combustibles fósiles.

Según ambos presidentes, “las interconexiones internacionales no solo aumentan el tamaño de los sistemas eléctricos nacionales, otorgándoles estabilidad y seguridad de suministro, también reducen las necesidades de potencia instalada, moderan los precios de la electricidad y evitan vertidos de generación de renovables”. Y añaden: “actúan como auténticas autopistas de la electricidad a través de países y los continentes y transforman las renovables en energías nómadas, con capacidad para ser instaladas en los mejores emplazamientos, allí donde su inversión puede ser más rentable”.

España, una ‘isla eléctrica’ cada vez más interconectada

Los proyectos de interconexión eléctrica con países vecinos son claves para España. La península ibérica tiene un grado de interconexión con el sistema europeo muy inferior al del resto de países de la Unión Europea, lo que le impide acceder en igualdad de condiciones a los beneficios de las interconexiones eléctricas en términos de eficiencia y optimización de recursos.

Se calcula que los ahorros generados para España por la interconexión Santa Llogaia-Baixas han sido de 327 millones de euros: 157 millones de euros más que el coste asumido por los consumidores españoles (270 millones de euros), lo que demuestra la amortización del proyecto en términos económicos.

Además, esta interconexión ha permitido incrementar los intercambios físicos de energía eléctrica en un 90%, lo cual tiene un incremento directo tanto en competencia y eficiencia como en optimización de la integración y aprovechamiento de generación renovable y libre de emisiones.

También está sobre la mesa un nuevo proyecto de interconexión con Portugal por el sur de Galicia. Este proyecto de interés comunitario, que actualmente se encuentra en proceso administrativo para su aprobación, ayudará al país luso a conseguir el objetivo del ratio del 10% de interconexión sobre su potencia instalada y reforzará, sin duda, el mercado ibérico de la electricidad.

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Red Eléctrica ha firmado la primera financiación sindicada multidivisa que se realiza en el mundo con tecnología blockchain, y lo ha hecho con tres entidades bancarias: BBVA, BNP y MUFG. El importe del crédito es de 150 millones de euros. Se trata, sin duda, de un avance importante entre las iniciativas que se están llevando a cabo en el mercado para explorar el potencial de este tipo de tecnología que, en los últimos meses, ha adquirido una relevancia creciente en las operaciones financieras corporativas.

En esta operación se ha desplegado una red blockchain privada a través de la cual han interactuado los seis participantes en el proceso: Red Eléctrica Corporación, los tres bancos financiadores: BBVA, como sole bookrunner, BNP y MUFG, y los dos asesores legales: Linklaters LLP y Herbert Smith Freehills LLP. Este elevado número de participantes, característico de las financiaciones sindicadas, hace especialmente visible las ventajas que aporta la tecnología blockchain.

El uso de la tecnología blockchain durante la negociación ha permitido reducir los tiempos y garantizar la transparencia y trazabilidad del proceso de contratación. Cada paso de la negociación, hasta la contratación, deja un registro tanto del usuario como del instante en que se realizó. De este modo, toda la información relevante de la operación se comparte entre los nodos de los participantes en la blockchain privada (Hyperledger), permitiendo que conozcan permanentemente el estado de la negociación y garantizando la inmutabilidad de la información.

Finalmente, una vez firmado el contrato, se registra en la blockchain pública Ethereum (en su red de pruebas testnet) un hash o identificador único del documento, para garantizar la inmutabilidad ante terceros, y manteniendo en todo momento la confidencialidad del mismo.

Según Teresa Quirós, directora corporativa Económico-Financiera de Red Eléctrica, “esta operación forma parte de las iniciativas que nuestra compañía está poniendo en marcha para impulsar la transformación digital y la innovación como palancas de crecimiento y eficiencia, que permitirán abordar los retos que la transición energética nos plantea como compañía”.

Red Eléctrica y su transformación digital

Las tecnologías digitales abren nuevas puertas a las mejoras en eficiencia y a la aparición de modelos de negocio innovadores, impulsan el cambio cultural en las empresas y sitúan de forma innegable a los datos como uno de los activos fundamentales de las compañías. En este sentido, se considera la firma de este préstamo como un paso más para incrementar la eficiencia operativa de Red Eléctrica y para continuar avanzando en su estrategia de transformación digital.

De hecho, una parte esencial de esta estrategia es la vigilancia y adopción de nuevas iniciativas en este campo, lo que ha permitido identificar el blockchain como una de las oportunidades para la creación de valor y la introducción de una mayor flexibilidad y agilización en los procesos y actividades.

Adicionalmente a la firma del crédito sindicado con blockchain, se han valorado más de una veintena de posibles casos de uso de esta tecnología en Red Eléctrica que se probarán durante el próximo año.

Ingeteam ha suministrado hasta la fecha 140 MW en proyectos solares chilenos acogidos al programa de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que apoya el desarrollo de proyectos de generación con una potencia nominal de hasta 9 MW.

La generación distribuida supone una tendencia cada vez más generalizada en Chile y en muchos otros países. En 2015, una cuarta parte de la inversión mundial en energías renovables fue en generación distribuida. Para favorecer la construcción de este tipo de proyectos, el programa PMGD garantiza a los propietarios de las plantas fotovoltaicas que toda la energía que produzcan podrá ser inyectada en la red eléctrica. Además, la Comisión Nacional de Energía (CNE) les permite elegir que la venta de energía sea a costo marginal o a precio estabilizado. En este último caso, les asegura unos precios estables y superiores a los precios de mercado, ya que son calculados cada seis meses por la propia CNE y no están sujetos a variaciones según franjas horarias.

Ingeteam ha entregado en los últimos dos años sus inversores fotovoltaicos para diez proyectos solares de este tipo y está suministrando en la actualidad catorce de sus Inverter Stations con tecnología de 1500V para otras siete plantas solares que están siendo construidas por Grenergy, empresa que decidió equipar también con inversores de Ingeteam las plantas fotovoltaicas de La Esperanza, Marchigüe, Mostazal y Luders. Gracias al suministro de equipos para estos últimos siete proyectos, Ingeteam ha alcanzado una potencia total de 140 MW en plantas acogidas al PMGD en Chile, país donde la empresa española ostenta un puesto privilegiado en el ranking de fabricantes de inversores solares, y donde cuenta con varios proyectos más en cartera.

Para garantizar el correcto funcionamiento del sistema eléctrico, un PMGD debe implementar unas funcionalidades de protecciones eléctricas mínimas en el interruptor de acoplamiento. Funciones que lleva a cabo el equipo PL70SV de Ingeteam, en operación en más de 20 instalaciones de este tipo. Ingeteam ha suministrado sistemas de protección y control en el mercado chileno para la interconexión con la red eléctrica de más de 1100 MW de energía renovable no convencional, en más de una docena de instalaciones, tanto eólicas como fotovoltaicas.

Además, desde su llegada al país andino hace cinco años, Ingeteam ha logrado consolidarse también como compañía líder en tareas de operación y mantenimiento (O&M) de plantas de generación de energía renovable. En América Latina, la compañía mantiene un total de 2,5 GW, 664 MW en Chile, lo que supone un 33% del total de la potencia renovable instalada en el país. En el sector solar chileno, Ingeteam mantiene un total de 330 MW. Una cifra récord que se ha conseguido gracias principalmente a la presencia de Ingeteam en el desierto de Atacama. De hecho, la compañía va a prestar el servicio de O&M integral de planta en cuatro de los parques fotovoltaicos: Cachiyuyo Solar, Malaquita Solar, Valle Solar Este y Valle Solar Oeste. En el resto aportará servicio post-venta.

Primera instalación eólica marina diseñada y operada cien por cien por una empresa española

Iberdrola ha inaugurado el parque eólico marino Wikinger, una de las instalaciones renovables más emblemáticas de la compañía en el mundo, con una inversión de 1.400 M€. En el acto también han participado la empresa 50 Hertz y autoridades del estado de Mecklemburgo-Pomerania Occidental. Wikinger ya suministra 350 MW de capacidad a la red eléctrica alemana y aporta energía renovable y de alta eficiencia a 350.000 hogares -lo que equivale al 20% de la demanda de energía del estado de Mecklemburgo-Pomerania Occidental, donde se ubica este parque-. Este flujo de energía renovable tendrá un destacado impacto positivo sobre el medio ambiente, al evitar la emisión a la atmósfera de casi 600.000 toneladas de CO2 al año.

El proyecto Wikinger marca la entrada de Iberdrola en el mercado eléctrico alemán, país en el que se acaba de adjudicar la construcción de otros dos parques eólicos marinos: Baltic Eagle (476 MW) y Wikinger Süd (10 MW). La suma de estos tres proyectos, todos ellos situados junto a la isla de Rügen, dará lugar al mayor complejo marino del mar Báltico, con una potencia total instalada de 836 MW y una inversión conjunta de 2.500 M€.

Wikinger, un emblema Iberdrola

Wikinger es la primera instalación eólica marina diseñada y operada 100% por una empresa española y ha supuesto la consolidación de Iberdrola como la compañía referente del sector de las energías renovables en Europa, capaz de desarrollar proyectos en mercados tan competitivos como el alemán y de cumplir los exigentes plazos que suelen fijar las autoridades germanas. Además, ha servido para impulsar la generación de empleo y la actividad de empresas españolas proveedoras, como Navantia y Windar.

Este proyecto ha llegado a buen puerto gracias al equipo multidisciplinar y multinacional implantado por Iberdrola y a su red de proveedores y contratistas internacionales de primer nivel. Más de 2.000 empleados, de 20 países distintos, han participado en este hito. Para ello, ha tenido que superar los retos tecnológicos propios de este tipo de obras y las dificultades derivadas de las condiciones meteorológicas extremas del mar Báltico.

Ubicado frente a la costa noreste de la isla alemana de Rügen, Wikinger sintetiza los principales ejes de la estrategia de Iberdrola: fuerte apuesta inversora por el desarrollo de las energías renovables; compromiso con la reducción de emisiones; innovación tecnológica; crecimiento internacional; apertura de nuevos negocios y mercados a sus proveedores y un importante efecto tractor, que ha impulsado el sector naval europeo.

El proyecto ha supuesto la instalación de 280 pilotes, de 40 m de longitud, 2,5 m de diámetro y un peso unitario de 150 t, todo ello construido por la empresa española Windar (Asturias). Sobre ellos se han colocado 70 cimentaciones, de 620 t de peso cada una, fabricadas por la empresa danesa Bladt y la española Navantia, en su astillero de Fene (Galicia).

Los aerogeneradores, fabricadas por Siemens Gamesa en sus plantas de Bremerhaven y Stade (Alemania), tienen 5 MW de potencia unitaria y son del modelo AD 5-135. Se trata de los aerogeneradores de mayor potencia y dimensiones que Iberdrola ha instalado en su historia. Con una altura total de 165 m, están formados por una góndola de 222 t de peso, un rotor de 135 m de diámetro, cuyas palas tienen 67 m de longitud cada una, y una torre de 75 mde altura.

Finalmente, una de las infraestructuras clave de Wikinger ha sido la subestación marina, a la que se ha llamado Andalucía, que va a ser utilizada conjuntamente por Iberdrola y 50Hertz, operador del sistema eléctrico alemán. La instalación, el corazón energético del parque, ha sido también construida por Navantia en su sede en Puerto Real (Andalucía) y tiene un peso de unas 8.500 t.

Apuesta por la eólica marina

La energía eólica marina es una de las claves del crecimiento de Iberdrola y en esa línea la compañía ha acometido notables proyectos en este sector en Reino Unido, Alemania y Francia. Estas grandes inversiones ayudarán a avanzar en la transición energética hacia un modelo descarbonizado y combatir el cambio climático. Estos son los principales proyectos en marcha:

West of Duddon Sands (WoDS): primera instalación marina en la que se involucró el Grupo Iberdrola, fue desarrollada por la compañía en consorcio con la empresa Orsted y entró en funcionamiento en 2014, en aguas de Reino Unido. WoDS cuenta con una capacidad de 389 MW y su inversión superó los 1.600 millones de libras.

East Anglia (EAO): macroproyecto en plena construcción en aguas británicas del Mar del Norte, será uno de los mayores parques eólicos marinos del mundo, cuando comience a operar en 2020. Tendrá una inversión estimada de 2.500 millones de libras y contará con 714 MW de capacidad.

Saint-Brieuc: esta instalación, de 496 MW de potencia instalada, estará ubicada a 20 km mar adentro frente a la costa de la Bretaña francesa, en el norte del país y a unos 100 km de la ciudad de Rennes. Contará con 62 aerogeneradores de 8 MW de capacidad.

Vineyard Wind: el grupo Iberdrola, a través de la sociedad Vineyard Wind, ha recibido la autorización del Massachusetts Electric Distribution Companies (EDC) para construir un gran parque eólico marino en la costa noreste de los Estados Unidos. El proyecto, que supondrá el desembarco a gran escala de la compañía en este negocio en dicho país, contará con una capacidad de 800 MW.

COMEVAL