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Solarpack Corporación Tecnológica, S.A. (la “Sociedad” o “Solarpack”) anuncia el cierre de la compra del 90,5% de los proyectos solares fotovoltaicos (“FV”) Tacna Solar y Panamericana Solar (los “Proyectos”) con TAWA SOLAR FUND LP y el resto de los socios de los Proyectos, por 51,5 M$. De esta manera, la Sociedad se ha convertido en propietaria del 100% de los Proyectos al poseer, de manera previa a la transacción, el 9,5% de las acciones de las sociedades vehículo de los mismos: Tacna Solar S.A.C. y Panamericana Solar S.A.C.

Los Proyectos, que fueron desarrollados y construidos por Solarpack en 2012 en asociación con Gestamp Asetym Solar (ahora X-ELIO), se encuentran en el sur de Perú y suman una potencia instalada conjunta de 43 MW. Ambos Proyectos tienen suscritos contratos de venta de electricidad a largo plazo (“PPA”) en M$ con el Ministerio de Energía Peruano, fruto de la primera licitación de recursos energéticos renovables (“RER”) celebrada en Perú en 2010, y tienen más de 13 años de vida contractual remanente. Los Proyectos disponen de una financiación de proyecto sin recurso a largo plazo otorgada por Overseas Private Investment Corporation (OPIC), contaban con una deuda financiera neta de 113 MM$ el 28 de febrero de 2019 y obtuvieron un EBITDA ( El EBITDA pro-forma 2018 considera la adquisición de los c. 13 MW en España como si ésta se hubiese producido el 1 de enero de 2018 y fue 25,2 MM €.) conjunto de 21 MM$ en 2018.

En el marco de la operación, Solarpack ha desembolsado un préstamo puente con Banco Santander por 30 MM$ destinado a financiar parcialmente la adquisición de los proyectos. Para la amortización del préstamo puente, la compañía está concretando varias opciones que podrán suponer la entrada de un socio minoritario en los Proyectos o, alternativamente, mantener la propiedad del 100% de los mismos.

Esta operación se enmarca en la estrategia de Solarpack de adquirir de manera selectiva activos en operación que ofrezcan rentabilidades atractivas y oportunidades claras de incrementar el valor
por existencia de sinergias operativas o de otro tipo. De esta manera, la Sociedad acelera
el plan de crecimiento con el que acudió al mercado bursátil en diciembre de 2018.

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Genesal Energy ha diseñado para el nuevo Hospital de Toledo cuatro equipos de última generación, eficaces y precisos, fabricados a medida de las necesidades del cliente. Los edificios de este tipo necesitan contar con los grupos electrógenos más avanzados, con equipos muy precisos para hacer frente a un accidente, apagón o fallo en la red, ya que el suministro eléctrico en un hospital siempre debe estar garantizado, la prioridad es el bienestar de los pacientes.

Con una inversión superior a los 300 M€, el futuro hospital dispondrá de las más modernas tecnologías –solo en equipos médicos de última generación la Junta de Castilla-La Mancha ha destinado 50 M€– y las previsiones apuntan a que entrará en servicio en el primer semestre de 2020.

El edificio contará con energía de emergencia Genesal Energy a través de cuatro grupos electrógenos de 2.500 kVA para su funcionamiento en paralelo que estarán perfectamente sincronizados. Genesal Energy realizó un estudio previo sobre el terreno antes de ejecutar el proyecto donde, dadas las especiales condiciones que rigen los espacios hospitalarios, los equipos fueron fabricados garantizando, entre otros aspectos, que las emisiones acústicas fueran mínimas.

Características:

Grupos electrógenos abiertos, de 2250 KVA PRP y 2500 KVA STP.
Motor Mitsubishi
Alternador Mecc Alte
50 Hz, 1500 rpm, 400/230 V.
Depósito homologado, de doble pared, de 1.000 litros.
Son 4 unidades que trabajarán en paralelo 2 a 2.

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Ante la urgencia, cada vez más acusada, de emprender acciones climáticas de calado, un nuevo análisis realizado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés) concluye que, con la ampliación del uso de las energías renovables, en combinación con la electrificación, se podrían lograr más de tres cuartas partes de las reducciones de emisiones relacionadas con la energía necesarias para cumplir los objetivos climáticos. Según la última edición de la publicación de IRENA, Transformación energética mundial: hoja de ruta hasta 2050, presentada en el Diálogo de Berlín sobre la Transición Energética, existen vías para satisfacer el 86% de la demanda mundial de electricidad con energías renovables. La electricidad supondría la mitad del mix mundial de fuentes de energía. El suministro eléctrico mundial se duplicaría con creces durante este período y, en buena medida, se generaría a partir de energías renovables, fundamentalmente solar fotovoltaica y eólica.

“La carrera para garantizar un futuro climático seguro se encuentra en una fase decisiva“, afirmó el Director General de IRENA, Francesco La Camera. “Las energías renovables representan la solución más eficaz, y una ya existente, para revertir la tendencia al alza de las emisiones de CO2. Con la suma de las energías renovables y una electrificación más exhaustiva, es posible obtener más del 75% de la reducción requerida de emisiones relacionadas con la energía“.

Además, si se acelera la transición en consonancia con la hoja de ruta hasta 2050, la economía mundial podría generar un ahorro acumulado de hasta 160 b$ en los próximos 30 años en costes evitados en materia de salud, subsidios relacionados con la energía y daños climáticos. Cada dólar destinado a la transición energética se amortizaría hasta 7 veces. La economía mundial registraría un crecimiento del 2,5% en 2050. Sin embargo, los daños climáticos pueden generar importantes pérdidas socioeconómicas.

“La transición hacia las energías renovables es lógica desde el punto de vista económico“, añadió La Camera. “A mitad de siglo, la economía mundial habría crecido y los empleos creados en el sector energético impulsarían el empleo mundial en un 0,2%. Unas políticas que fomentasen una transición justa, equitativa e inclusiva podrían potenciar al máximo los beneficios para los distintos países, regiones y comunidades. Además, también se aceleraría la consecución de un acceso asequible y universal a la energía. La transformación energética mundial va más allá de una transformación del sector energético. Es una transformación de nuestras economías y sociedades“.

No obstante, el informe alerta de que las acciones se retrasan. Mientras que las emisiones de CO2 relacionadas con la energía han seguido creciendo a una media del 1% anual en los últimos cinco años, para cumplir los objetivos climáticos mundiales, sería necesario reducir las emisiones un 70% por debajo de su nivel actual de aquí a 2050. Esto pasa por elevar sustancialmente el nivel nacional de ambición y por unos objetivos climáticos y de energías renovables más agresivos.

La hoja de ruta de IRENA recomienda que la política nacional se centre en estrategias a largo plazo de cero emisiones. Asimismo, destaca la necesidad de impulsar y aprovechar la innovación sistémica, lo que incluye el fomento de sistemas energéticos más inteligentes por medio de la digitalización y el acoplamiento de los sectores de uso final, en particular de la calefacción, la refrigeración y el transporte, a través de una mayor electrificación, promoviendo la descentralización y diseñando redes eléctricas flexibles.

“La transformación energética está adquiriendo impulso, pero hay que acelerarla aún más“, concluyó La Camera. “La Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y la revisión de los compromisos climáticos nacionales adquiridos en el marco del Acuerdo de París constituyen hitos para elevar el nivel de ambición. Es vital que se emprendan acciones urgentes sobre el terreno a todos los niveles y, más concretamente, que se desbloqueen las inversiones necesarias para intensificar el impulso de esta transformación energética. La rapidez y el liderazgo con visión de futuro serán dos elementos críticos: el mundo de 2050 depende de las decisiones energéticas que tomemos hoy“.

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CMBlu Projekt AG y Schaeffler AG han anunciado la firma de un acuerdo de desarrollo conjunto para colaborar en la producción de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala. Durante los cinco últimos años, CMBlu ha desarrollado como prototipo, en colaboración con grupos de investigación de universidades alemanas, la novedosa tecnología renovable de almacenamiento ‘Organic Flow’ para redes eléctricas. Sobre esta base, Schaeffler y CMBlu desarrollarán y fabricarán conjuntamente productos comerciales que serán distribuidos por CMBlu. El objetivo consiste en realizar una contribución sustancial a un suministro eléctrico seguro, eficiente y sostenible en todo el mundo.

Las baterías de flujo orgánico se pueden utilizar con flexibilidad como unidades estacionarias de almacenamiento de energía en la red eléctrica, contribuyendo así al equilibrio entre la generación y el consumo. La tecnología tiene diversas aplicaciones, como por ejemplo, en el almacenamiento intermedio de energías renovables o la nivelación de cargas punta en las plantas industriales. Otro campo de aplicación es la infraestructura de carga para electromovilidad. Como almacenamiento intermedio, las baterías contribuyen a auxiliar las redes eléctricas de media tensión, que ya no deberán actualizarse para absorber cargas adicionales. En última instancia, una infraestructura de carga descentralizada para vehículos eléctricos solo será posible con sistemas de almacenamiento de energía potentes y escalables, como las baterías de flujo orgánico.

La tecnología subyacente es similar al principio de las baterías de flujo con reacción redox convencionales. La energía eléctrica se almacena en compuestos químicos que forman electrolitos en una solución acuosa. A diferencia de los sistemas convencionales basados en metales, para el almacenamiento se utilizan moléculas orgánicas derivadas de la lignina. La lignina se puede encontrar en todas las plantas, como los árboles o las hierbas. Es una fuente natural renovable y se extrae como producto residual en la producción de pulpa y papel en cantidades de millones de toneladas. Ello garantiza que la lignina sea una materia prima constantemente disponible para los sistemas de almacenamiento de energía a gran escala.

Todos los componentes electrotécnicos del convertidor de energía han sido adaptados a estos electrolitos y mejorados para una producción masiva rentable. Toda cadena de valor de las baterías se puede realizar a nivel local. No hay dependencia de las importaciones de países concretos. Además, los sistemas de baterías de flujo orgánico no utilizan tierras raras o metales pesados, no son inflamables y, por lo tanto, funcionan de manera muy segura. Debido a su principio de funcionamiento, la capacidad de los sistemas de flujo orgánico se puede ampliar, con independencia de la potencia eléctrica, y solo está limitada por el tamaño de los tanques de almacenamiento y la cantidad de electrolitos.

En lo referente a la industrialización, CMBlu ha firmado un acuerdo de colaboración a largo plazo con Schaeffler para desarrollar sistemas de almacenamiento de energía a gran escala con el objetivo de proporcionar productos preparados para el mercado. En la siguiente fase, CMBlu establecerá la cadena de suministro completa, incluyendo todos los productos previos de otros socios industriales. Además, se ha implementado una producción de prototipos en Alzenau. CMBlu ya ha firmado contratos con clientes de referencia para implementar proyectos piloto seleccionados durante los próximos dos años. Los primeros sistemas comerciales están previstos a partir de 2021.

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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.

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Siemens presenta en el área portuaria de Bouzas del Puerto de Vigo, el proyecto Core LNGas Hive que permite el suministro de energía eléctrica a un buque ro-ro a través de un generador alimentado con gas natural licuado. Este programa, cofinanciado por la Unión Europea, busca reducir de manera efectiva las emisiones generadas por los barcos durante su estancia en el puerto, al sustituir el funcionamiento de los motores diésel de la nave por unidades móviles de GNL. Su diseño versátil permite su aplicación en cualquier barco y puerto.

El sistema, pionero en Europa, está compuesto por dos contenedores de 40 pies que facilitan tanto el transporte a bordo de las embarcaciones durante los trayectos entre puertos, como la carga y descarga de los mismos. Permite, a su vez, una rápida instalación en el muelle donde la embarcación esté atracada.

El primero de los contenedores, el principal, alberga en su interior un grupo motogenerador de gas, compuesto por un motor Siemens SGE56SL que lleva acoplado un alternador y es capaz de generar 823 kWe de potencia eléctrica a 400V/50Hz para abastecer de energía eléctrica la embarcación.

El segundo de los contenedores alberga el sistema de alimentación de gas de la unidad principal generadora. Dicho sistema de alimentación está compuesto por dos tanques de GNL de 5m3 cada uno, y una unidad de gasificación que proporciona el gas combustible necesario para alimentación del grupo motogenerador.Siemens ha sido responsable de la construcción del motor generador de gas, desarrollado en la fábrica de Zumaia, en Guipúzcoa. Se trata de un motor que pertenece a una nueva serie de generadores a gas para aplicaciones marinas que ofrecen la máxima fiabilidad y disponibilidad con mínimas emisiones en toda una gama de potencias. El motor está completamente adaptado al sector marítimo, ya que cumple con todas las condiciones para que funcione a bordo de un barco. Su refrigeración es externa, mediante un circuito secundario de agua de mar. La generación eléctrica a través de un motor de gas natural permite reducir cerca del 85% de los niveles de emisión de óxidos de nitrógeno y eliminar las emisiones de partículas en suspensión y óxidos de azufre.

La compañía muestra en Vigo cómo a través de su tecnología de última generación puede garantizar un suministro de energía rentable, seguro, eficiente y sostenible para todo tipo de barcos pesqueros, remolcadores, tanqueros, cargos, ferries, dragas y oceanográficos. Y es que, en los próximos años, estos requisitos resultarán imprescindibles, ya que los barcos deberán cumplir una serie de normas para poder faenar en otros países. Para ello, los armadores y astilleros deberán llegar a acuerdos para construir buques de mayor tamaño, con mayor potencia y respetuosos con el medio ambiente. Además, con estas pruebas, la autoridad portuaria de la ciudad cumple con la segunda etapa de lo establecido en el protocolo de este proyecto, que obliga a probar el sistema en tres puertos españoles. La primera prueba piloto tuvo lugar en el Port de Barcelona en diciembre de 2017.

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AEGE representa a gran parte de la industria electro-intensiva española, empresas siderúrgicas, metalúrgicas, químicas y de gases industriales que facturan más de 20.000 millones de euros y generan 186.000 empleos. Estas industrias, que suponen el 11% de toda la demanda española de energía eléctrica, consumen 25 TWh, alertan de la amenaza que el encarecimiento de los precios eléctricos en el mercado diario, los más altos en 10 años, y su previsible evolución futura, supone para su competitividad y para la economía del país. El 19 de septiembre, el precio eléctrico se situó en máximo anual de 75,93 €/MWh.

Las industrias electro-intensivas son extremadamente sensibles al coste del suministro eléctrico, que llega a suponer desde un 10 hasta un 50% de los costes de producción, por lo que el encarecimiento en los precios eléctricos conlleva de inmediato una pérdida real de competitividad industrial, que amenazaría su futuro si esta situación se prolongará en el tiempo, como apuntan los mercados de futuros para 2019. Estas empresas comercializan sus productos en mercados internacionales pero la electricidad que consumen se comercializa en el mercado local o regional, por la escasez de interconexiones con el resto de Europa, lo que les supone un encarecimiento de la factura eléctrica que en los últimos meses se ha agravado alarmantemente.

La brecha competitiva del mercado eléctrico mayorista en España conllevó el año pasado que las industrias asociadas en AEGE tuvieran un sobrecoste estimado de 450 millones de euros con respecto a Alemania, por ejemplo. Y, en lo que va de 2018, la situación ha empeorado de manera preocupante, con un precio del mercado unos 8 €/MWh más caro que el año anterior. Además, el diferencial del precio final que paga la industria en España con respecto a Alemania y Francia se ve incrementado por la disminución del 40% de la retribución del servicio de interrumpibilidad y por la ausencia de los distintos mecanismos de compensación existentes en estos países (compensación de cargos de financiación de renovables, de los peajes de acceso, etc.). Con Alemania el sobrecoste de nuestro suministro eléctrico es del 30%.

El encarecimiento del precio del mercado eléctrico en 2018 se debe a las ofertas que se realizan por parte de los generadores marginales, que trasladan los incrementos de costes de los combustibles y de los derechos de emisión del CO2, principales causantes de la escalada de precios este verano, que no se ven contrarrestados por la producción renovable. Ante esta situación, hay que recordar que la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética tiene un efecto de sobrecoste de unos 10 €/MWh del precio del mercado eléctrico -como señaló la CNMC en su informe de supervisión del mercado de 2015-, fiscalidad que no soportan nuestros vecinos.

La situación se complica más en relación con los países de fuera de la UE, no afectados por el incremento de los precios de los derechos de emisión, que implica una pérdida de nuestra competitividad.

Desde AEGE se considera urgente replantear el esquema de costes del suministro del consumidor electro-intensivo español para lo que es necesario un cambio de modelo que iguale las condiciones del suministro eléctrico en España con las de nuestros principales competidores europeos. Se trata de conseguir la mejora de la competitividad del mercado eléctrico, fomentar los contratos a largo plazo (PPAs) a precios competitivos, implementar mecanismos de compensación –como los existentes en Alemania y Francia-, y consolidar el servicio de interrumpibilidad.

Para AEGE, la Ley de Cambio Climático y Transición Energética debería reconocer el estatus de consumidor electro-intensivo para igualarnos con las condiciones del suministro eléctrico que disfrutan nuestros competidores franceses y alemanes. Mientras tanto, en el corto plazo, solicita la aplicación de las medidas compensatorias, contempladas en los PGE de 2018, por costes adicionales incurridos por las industrias electro-intensivas.

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A partir de septiembre, Acciona suministra a las dos principales instalaciones de LATAM Airlines Group electricidad de origen 100% renovable. Este acuerdo se da en el marco del compromiso de ambas empresas por disminuir los efectos del cambio climático.

A través de este contrato, las instalaciones de LATAM en el aeropuerto Arturo Merino Benítez en Santiago de Chile, que comprenden su edificio corporativo, así como la base de operación y mantenimiento de su flota aérea, serán abastecidos con energía proveniente de las instalaciones renovables de generación de Acciona.

Este suministro eléctrico, que cubre el 80% consumo de LATAM en Chile, permitirá a la aerolínea evitar la emisión anual de 5.850 toneladas de CO2, ejerciendo sobre la atmósfera el mismo esfuerzo de depuración que el de 292.500 árboles en el proceso de fotosíntesis.

La cartera de generación que Acciona opera en propiedad en Chile está conformada por la planta fotovoltaica El Romero Solar, de 246 MWp, en el desierto de Atacama, y el parque eólico Punta Palmeras, de 45 MW, en la región de Coquimbo. En la actualidad construye un segundo parque eólico, San Gabriel, de 183 MW, en la Araucanía y durante el próximo año iniciará la ejecución de los parques fotovoltaicos, Almeyda y Usya, en las regiones de Atacama y Antofagasta, respectivamente; y del parque eólico Tolpán, en La Araucanía.

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Nissan ha presentado hoy, junto a Eaton, Bam y The Mobility House, la batería de 3 MW en el Johan Cruyff Arena. Este sistema garantiza el suministro eléctrico al estadio del Ajax de Amsterdam aunque haya un apagón. Y esto, aunque en el terreno de juego se esté celebrando un partido de fútbol o un concierto.

Además, el sistema no solo es una solución de emergencia sino que también permite al Johan Cruyff Arena consumir la energía acumulada en estas baterías cuando haya picos de demanda y la electricidad sea más cara. También permitirá equilibrar la red eléctrica de la capital holandesa ya que esta energía, además, estará producida por las 4.000 placas solares que están instaladas en el estadio. En un futuro este sistema también permitirá que la sede del Ajax pueda proporcionar corriente eléctrica a los vecinos de su barrio en caso que haya un corte de suministro.

Esta una muestra de la aplicación real del Ecosistema Eléctrico Nissan, pensado para que sea el mismo usuario entre a formar parte del sistema de gestión de la energía y no solo pueda reducir su factura de la luz sino que también permita un sistema más sostenible con más energía generada a través de fuentes renovables.

Sin embargo, esta realidad no sería posible aplicarla en el Wanda Metropolitano, donde se celebrará la final de la UEFA Champions League 2019. Y es que la legislación española vigente no favorece el autoconsumo de energía eléctrica a partir de los 10 kWh de potencia. Es decir, según el Real Decreto 900/2015, a partir de esta potencia los consumidores deben pagar por la electricidad autoconsumida de la misma manera que si la compraran a la compañía distribuidora. También está penalizado el devolver la energía sobrante a la red ya que, para ello, se debe estar dado de alta como productor y pagar el conocido como “Impuesto al Sol”. Según el mismo Real Decreto, están exentos de pagar por el autoconsumo los usuarios que tengan menos de 10 kWh de potencia. Es decir, los hogares y pequeños negocios.

A pesar de todos los recursos naturales que tiene España, lo cierto es que aún falta mucho camino por recorrer para poder asegurar un sistema energético más limpio y que favorezca el consumidor. En datos esto se traduce en que el año 2017 solo el 33,7% de la energía consumida en España provenía de fuentes renovables, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Y un 17,4% de centrales térmicas de carbón.
Pero no solo es importante tener en cuenta las facilidades que tiene España en cuanto a recursos energéticos limpios. También cabe destacar otro dato: la caída de precios que han experimentado los paneles solares en la última década. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), no solo ahora son más asequibles que hace 10 años sino que en muchos casos, son la manera más económica de tener electricidad. Aun así, la rentabilidad económica del autoconsumo en España es muy baja.

“Los esfuerzos que se podrían llevar a cabo en los próximos meses en el sector pueden ser muy importantes. Esto incluye la posibilidad de disponer de apoyos públicos para aquellas instalaciones con mayor ahorro de energía y de disminución de emisiones de CO2, como por ejemplo las instalaciones placas solares fotovoltaicas con sistemas de baterías que acumulen la energía eléctrica generada, para las que algunas comunidades autónomas ya tienen programas de ayudas”, afirma Marta Marimón, Directora del Departamento de Vehículos Eléctricos, Infraestructura y Servicios de Energía de Nissan Iberia.

El vehículo eléctrico puede ser un elemento importante para facilitar la transición hacia un modelo energético más sostenible. Y es que dado que la energía eléctrica se pierde si no se consume al momento, la batería de los vehículos eléctricos pueden servir para almacenarla y consumirla más tarde (cuando hay picos de demanda y la electricidad es más cara, por ejemplo). Y esto es posible gracias al sistema de carga bidireccional de la gama 100% eléctrica de Nissan (LEAF y e-NV200), que permite no solo recargar la batería sino proporcionar la energía que tiene almacenada para iluminar una casa o una oficina.

Además dentro de lo que es el Ecosistema Eléctrico Nissan, la marca ofrece baterías para almacenar energía (sobretodo proveniente de placas solares fotovoltaicas), como la presentada hoy en el Johan Cruyff Arena pero en versión doméstica, es decir de 4kWh a 10kWh. Este sistema, el XStorage, permite dar una segunda vida a las baterías de Nissan LEAF que ya no tienen utilidad para proporcionar energía a un vehículo eléctrico

El gestor de carga, otra figura pendiente de reforma

Otra figura que está pendiente de reforma es la del “Gestor de Carga”. Es decir, la que regula los puntos de recarga para vehículos eléctricos en España. Según la legislación vigente (de 2010), para instalar un punto de recarga se debe estar dado de alta como agente del sector eléctrico. En la práctica esto complica la instalación de cargadores públicos. Y es que las empresas o establecimientos que deseen poner puntos de carga de vehículo eléctrico a disposición de sus clientes, no lo tienen nada fácil y la enorme burocracia que están obligados a seguir provoca que la mayoría desistan de poner estos puntos. Actualmente, la ley del “Gestor de Carga” se encuentra en el Senado pendiente de modificación.

“Uno de los principales obstáculos para que la gente se pase definitivamente al vehículo eléctrico es la falta de infraestructura de recarga. Es evidente que el “Gestor de Carga” no contribuye a quitar este medio a la sociedad y, por lo tanto, impide que este segmento despegue definitivamente y a la vez tengamos unas ciudades más limpias” ha concluido Marta Marimón.

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Feníe Energía es la comercializadora que ha ganado la licitación de la parte eléctrica de la compra colectiva de la Asociación Técnica Española de Galvanización (ATEG) a la que se han sumado 15 clientes asociados. Después de que la asociación encargara un estudio a la consultora Exclusivas Energéticas, Feníe Energía ha resultado el proveedor de confianza en la parte eléctrica durante el 2018 y el 2019.

Feníe Energía ha conseguido ganar este concurso gracias a su “acertada política de aprovisionamiento” y al esfuerzo de su agente Rugar, encargado de gestionar esta operación, ha podido conseguir la contratación de los suministros eléctricos.

De esta manera, los asociados participantes han logrado, según los datos de la empresa consultora Exclusivas Energéticas, un precio muy competitivo que supone un ahorro en el término de energía del 6,15%. A la vez han obtenido la certificación que les garantiza que consumen energía limpia, de generación 100% renovable. El ahorro medio sectorial en electricidad desde el comienzo de la colaboración, según esta consultora se cifra en torno un 8.15% lo que supone pagar una factura menos al año.

Esto supone para Feníe Energía contar con un grupo de grandes empresas con tarifas de alta tensión 6.1 que afianza su tendencia en la consecución de este tipo de clientes. Y es que en el último año Feníe Energía ha experimentado un espectacular aumento en el número de clientes PYME, hasta encontrarse entre las comercializadoras que más clientes de este tipo tiene. De la misma manera que ocurre en el sector industrial, cuyo crecimiento también ha sido notable.

La Asociación Técnica Española de Galvanización (ATEG) representa a la industria de la galvanización en caliente en nuestro país desde 1965. Esta asociación agrupa a todas las empresas, personas y entidades interesadas en la galvanización en caliente, sirviendo de punto de encuentro y procurando mantener entre todas ellas un espíritu de colaboración que contribuya al perfeccionamiento y progreso de esta industria.

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