12 - Energiza
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Mayo 2012
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Edición Mensual Año II
Mayo 2012
Edita
Dirección
Santiago G. Garrido
Jefa de Redacción Natalia Fernández Castaño
Administración Yolanda Sánchez
Colaboradores
Alberto López Serrada Alex Lupión Romero
Pedro Juan López Rojo Dpto Técnico VEOLIA
Alberto Fanjul Carlos Núñez
Diseño gráfico Maite Trijueque
Programación web
Natalia Fernández Diego Martín
Contacta con nosotros:
ESPECIAL FOTOVOLTAICA 4 Energía Solar Fotovoltaica
Sistema de bombeo solar fotovoltaico
Central Solar FV de Amareleja
Central Solar FV de Rovigo
250 millones para el mayor proyecto fotovoltaico de Europa en Cáceres y sin prima.
Más potencia FV (287 MW)
ASIF, AEF y APPA se disuelven para crear una nueva asociación.
TERMOSOLAR 27 RENOVETEC desarrolla un Plan de Mantenimiento Avanzado para
Centrales Termosolares
300 millones y 1.200 empleos, primeras cifras de la termosolar de 3ª generación
Primera planta solar de España para generar frío en un proceso industrial
La planta termosolar ‘La Africana’ entra en la última fase de construcción
BIOMASA 40 La biomasa contribuye a desarrollar termosolares pequeñas y
descentralizadas
Uso de aguas residuales en cultivos para biodiesel
1ª caldera de biomasa en una comunidad de vecinos riojana
JAÉN acumula la mitad de biomasa procedente del olivar disponible en Andalucía.
CICLOS COMBINADOS 47 Productores independientes del régimen ordinario reclaman mayor
apoyo para los ciclos combinados
Abengoa se adjudica un contrato de 380 millones en Polonia
EÓLICA 50 La generación eólica supera los 16.500 MW disparando los récords
ACCIONA Windpower suministrará 120 MW a CPFL en su primer contrato en Brasil
El primer aerogenerador marino español será de ACCIONA
El MIT prueba un aerogenerador que flota en el aire
Los municipios valencianos ingresan 2,8 millones gracias al canon eólica.
NOTICIAS 72 Todas las renovables entrarán en vía muerta en 2013
El déficit tarifario ¿Qué es?
El origen del déficit tarifario no está en las renovables
Pág.
Definición
La energía solar fotovoltaica se basa en la captación de energía solar y su transformación en energía eléctrica por medio de módulos fotovoltaicos.
La energía solar fotovoltaica es un tipo de electricidad renovable obtenida directamente de los rayos del sol gracias a la foto-detección cuántica de un determinado dispositivo; normalmente una lámina metálica semiconductora llamada célula fotovoltaica, o una deposición de metales sobre un sustrato llamada capa fina. También están en fase de
laboratorio métodos orgánicos.
Se usa para alimentar innumerables aparatos autónomos, para abastecer refugios o casas aisladas y para producir electricidad para redes de distribución.
Éstos están formados por un cristal o lámina
transparente superior y un cerramiento inferior entre los que queda encapsulado el sustrato conversor y sus conexiones eléctricas. La lámina inferior puede ser transparente, pero lo más frecuente es un plástico al que se le suelen añadir unas láminas finas y transparentes que se funden para crear un sellado antihumedad, aislante, transparente y robusto.
Cédulas Fotovoltaicas
Son dispositivos formados por metales sensibles a la luz que desprenden electrones cuando los fotones inciden sobre ellos.
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Fotovoltaica
Convierten energía luminosa en energía eléctrica.
Están formados por células elaboradas a base de silicio puro con adición de impurezas de ciertos elementos químicos, siendo capaces de generar cada una de 2 a 4 Amperios, a un voltaje de 0,46 a 0,48 V, utilizando como materia prima la radiación solar.
En su forma más simple, se compone de un ánodo y un cátodo recubierto de un material fotosensible. La luz que incide sobre el cátodo libera electrones que son atraídos hacia el ánodo, de carga positiva, originando un flujo de corriente proporcional a la intensidad de la radiación.
Paneles solares
Están formados por varias celdas o células fotovoltaicas.
Las células se montan en serie sobre paneles o
módulos solares para conseguir un voltaje adecuado a las aplicaciones eléctricas; los paneles captan la energía solar transformándola directamente en eléctrica en forma de corriente continua, que se almacena en acumuladores, para que pueda ser utilizada fuera de las horas de luz.
Los módulos fotovoltaicos admiten tanto
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Fotovoltaica
radiación directa como difusa, pudiendo generar energía eléctrica incluso en días nublados.
En general las células tienen potencias nominales próximas a 1Wp, lo que quiere decir que con una radiación de 1000W/m2 proporcionan valores de tensión de unos 0,5 V y una corriente de unos dos amperios. Para obtener potencias utilizables para aparatos de mediana potencia, hay que unir un cierto número de células con la finalidad de obtener la tensión y la corriente requeridas.
Para tener más tensión hay que conectar varias células en serie. Conectando 36 (dimensiones normales, 7.6 cm de diámetro) se obtienen 18 V, tensión suficiente para hacer funcionar equipos a 12V, incluso con iluminaciones mucho menores de 1kW/m2.
La unidad básica de las instalaciones fotovoltaicas es, pues, la placa fotovoltaica, que contiene entre 20 y 40 células solares; estas placas se conectan entre sí en serie y/o paralelo para obtener el voltaje deseado (12V, 14V, etc.).
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Fotovoltaica
Estas células interconectadas y montadas entre dos láminas de vidrio que las protegen de la intemperie constituyen lo que se denomina un módulo fotovoltaico.
El parámetro estandarizado para clasificar su potencia se denomina potencia pico, y se corresponde con la potencia máxima que el módulo puede entregar bajo unas condiciones estandarizadas, que son:
radiación de 1000 W/m²
temperatura de célula de 25 °C (no temperatura ambiente).
Las placas fotovoltaicas se dividen en:
CRISTALINAS
Monocristalinas: se componen de secciones de un único cristal de silicio (reconocibles por su forma circular u octogonal, donde los 4 lados cortos, si se observa, se aprecia que son curvos, debido a que es una célula circular recortada).
Policristalinas: cuando están formadas por pequeñas partículas cristalizadas.
AMORFAS: cuando el silicio no se ha cristalizado.
Su efectividad es mayor cuanto mayores son los cristales, pero también su peso, grosor y coste. El rendimiento de las primeras puede alcanzar el 20% mientras que el de las últimas puede no llegar al 10%, sin embargo su coste y peso es muy inferior.
Elementos del sistema fotovoltaico
GENERADOR SOLAR: Conjunto de paneles fotovoltaicos que captan energía luminosa y la
transforman en corriente continua a baja tensión.
ACUMULADOR: Almacena la energía producida por el generador. Una vez almacenada existen dos opciones:
1. Sacar una línea de este para la instalación (utilizar lámpara y elementos de consumo eléctrico).
2. Transformar a través de un inversor la corriente continua en corriente alterna.
REGULADOR DE CARGA: Su función es evitar sobrecargas o descargas excesivas al acumulador, puesto que los daños podrían ser irreversibles. Debe asegurar que el sistema trabaje siempre en el punto de máxima eficacia.
INVERSOR (opcional): Se encarga de transformar la corriente continua producida por el campo fotovoltaico en corriente alterna, la cual alimentará directamente a los usuarios. Un sistema fotovoltaico no tiene porque constar siempre de estos elementos, pudiendo prescindir de uno o más de éstos, teniendo en cuenta el tipo y tamaño de las cargas a alimentar, además de la naturaleza de los recursos energéticos en el lugar de instalación.
Aplicaciones
Tradicionalmente este tipo de energía se utilizaba para el suministro de energía eléctrica en lugares donde no era rentable la instalación de líneas eléctricas. Con el tiempo su uso se ha ido diversificando hasta el punto que actualmente resultan de gran interés las instalaciones solares en conexión con la red eléctrica.
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Fotovoltaica
La energía fotovoltaica tiene muchísimas aplicaciones, en sectores como las telecomunicaciones, automoción, náuticos, parquímetros. También podemos encontrar instalaciones fotovoltaicas en lugares como carreteras, ferrocarriles, plataformas petrolíferas o incluso en puentes, gaseoductos y oleoductos.
Tiene tantas aplicaciones como pueda tener la electricidad. La única limitación existente es el coste del equipo o el tamaño del campo de paneles.
Algunos usos:
Electrificación de viviendas rurales
Suministro de agua a poblaciones
Bombeo de agua / riegos
Naves ganaderas
Pastores eléctricos
Telecomunicaciones: repetidores de señal,
telefonía móvil y rural
Tratamiento de aguas: desalinización, cloración.
Señalizaciones (marítima, ferroviaria, terrestre y aérea) y alumbrado público
Conexión a la red
Protección catódica
Sistemas de telecontrol vía satélite, detección de incendios.
Ventajas e Inconvenientes
VENTAJAS
Medio Ambientales:
No contamina
No produce emisiones de CO2 ni de otros gases contaminantes a la atmósfera.
No consume combustibles.
No genera residuos
No produce ruidos
Es inagotable
Socio-Económicas:
Su instalación es simple
Requiere poco mantenimiento
Tienen una vida larga (los paneles solares duran aproximadamente 30 años)
Resiste condiciones climáticas extremas: granizo, viento, temperatura, humedad.
No existe una dependencia de los países productores de combustibles.
Instalación en zonas rurales desarrollo tecnologías propias.
Se utiliza en lugar de bajo consumo y en casas ubicadas en parajes rurales donde no llega la red eléctrica general
Venta de excedentes de electricidad a una comparación eléctrica.
Tolera aumentar la potencia mediante la incorporación de nuevos módulos fotovoltaicos.
INCONVENIENTES
Su elevado coste. Una instalación que cubriera las necesidades de una familia podría costar más de 30.000 Euros, lo que la hace cara para uso doméstico.
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Fotovoltaica
Sistemas de bombeo solar
Los sistemas de bombeo alimentados por paneles solares fotovoltaicos pueden proporcionar agua mediante su conexión a bombas, tanto de corriente continua como de corriente alterna. Ofrecen importantes ventajas, así como una fiabilidad eléctrica muy elevada, llegando a un funcionamiento plenamente automatizado. Entre estas ventajas destaca el hecho de que los sistemas de bombeo pueden prescindir de la batería.
Como el incremento de las necesidades hídricas coincide con las épocas de mayor radiación solar, suelen ser especialmente útiles en las demandas de cantidades medianas de agua. Existen diversos tipos de modelos de sistemas de bombeo fotovoltaicos, siendo el más conocido de todos el de accionamiento directo. Otro sistema muy empleado es el método tradicional de extracción de agua mediante bomba de corriente alterna.
A partir de estos elementos, la energía generada por los módulos fotovoltaicos pasa directamente a un inversor, éste transforma la tensión continua en alterna, inyectando la energía producida en la red eléctrica comercial.
Bombeo fotovoltaico
Un sistema de bombeo FV es similar a los sistemas convencionales excepto por la fuente de potencia. Los componentes principales que lo constituyen son: un arreglo de módulos FV, un controlador, un motor y una bomba. El arreglo se puede montar en un seguidor pasivo para incrementar el volumen y el tiempo de bombeo. Se emplean motores de corriente alterna (CA) y el de corriente continua (CC). Las bombas pueden ser centrífugas o volumétricas. Generalmente el agua se almacena en un tanque.
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Fotovoltaica
A ctualmente hay miles de sistemas de
bombeo FV en operación alrededor del
mundo. Los sistemas fotovoltaicos
pueden satisfacer un amplio rango de
necesidades que van desde la industria, la
ganadería, la agricultura hasta requerimientos
moderados de irrigación. Los sistemas de
bombeo solar son sencillos, confiables y
requieren de poco mantenimiento. Tampoco se
requiere combustible. Estas ventajas deben
considerarse cuidadosamente cuando se
comparen los costos iniciales de un sistema
convencional y un sistema de bombeo solar.
Sistema FV de
bombeo de agua
Almacenamiento de energía
Los sistemas FV sin almacenamiento no proveen agua cuando el sol no brilla. Las necesidades de agua para consumo humano y de animales requieren del uso de un tanque de almacenamiento. Se recomienda almacenar el agua para tres días de abasto.
Almacenar agua en tanques es mucho más económico que almacenar energía en baterías. Después de cinco a siete años, las baterías necesitan reemplazarse, mientras que la vida útil de un tanque de almacenamiento bien construido es de varias décadas. El almacenamiento por baterías normalmente se justifica sólo cuando el rendimiento máximo del pozo durante las horas de sol es insuficiente para satisfacer las necesidades diarias de agua y cuando se requiere bombear agua durante la noche. A largo plazo, podría ser más económico perforar otro pozo que añadir almacenamiento por baterías. La introducción de baterías en un sistema de bombeo FV podría reducir su confiabilidad e incrementar sus requerimientos de mantenimiento. En
general no se recomienda utilizar baterías en sistemas de bombeo fotovoltaico.
Equipo de bombeo compatible con sistemas fotovoltaicos
Las bombas comunes disponibles en el mercado han sido desarrolladas pensando en que hay una fuente de potencia constante. Por otro lado, la potencia que producen los módulos FV es directamente proporcional a la disponibilidad de la radiación solar. Es decir, a medida que el sol cambia su posición durante el día y al variar la disponibilidad de potencia también cambia la disponibilidad de potencia para la bomba. Por esta razón se han creado algunas bombas especiales para la electricidad fotovoltaica las cuales se dividen desde el punto de vista mecánico en centrífugas y volumétricas.
Bombas centrífugas
Tienen un impulsor que por medio de la fuerza centrífuga de su alta velocidad arrastran agua por su eje y la expulsan radialmente. Estas
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Fotovoltaica
Esquema de bomba centrífuga superficial
bombas pueden ser sumergibles o de y superficie son capaces de bombear el agua a 60 metros o más, dependiendo del número y tipo de impulsores. Están optimizadas para un rango estrecho de cargas dinámicas totales y la salida de agua se incrementa con su velocidad rotacional.
Las bombas de succión superficial, se instalan a nivel del suelo y tienen la ventaja de que se les puede inspeccionar y dar servicio fácilmente. Tienen el inconveniente de que no trabajan adecuadamente si la profundidad de succión excede los 8 metros.
Hay una gran variedad de bombas centrifugas sumergibles. Algunas de estas bombas tienen el motor acoplado directamente a los impulsores y se sumergen completamente Otras, tienen el motor en la superficie mientras que los impulsores se encuentran completamente sumergidos y unidos por una flecha. Generalmente las bombas centrífugas sumergibles tienen varios impulsores y por ello,
se les conoce como bombas de paso múltiple.
Todas las bombas sumergibles están selladas y tiene el aceite de lubricación contenido para evitar contaminación del agua. Otras bombas utilizan el agua misma como lubricante. Estas bombas no deben operarse en seco porque sufren sobrecalentamiento.
Bombas volumétricas
Las bombas volumétricas o de desplazamiento positivo son adecuadas para el bombeo de bajos caudales y/o donde la profundidad grande. Algunas de estas bombas usan un cilindro y un pistón para mover paquetes de agua a través de una cámara sellada. Otras utilizan un pistón con diafragmas. Cada ciclo mueve una pequeña cantidad de líquido hacia arriba. El caudal es proporcional al volumen de agua. Esto se traduce a un funcionamiento eficiente en un amplio intervalo de cargas dinámicas. Cuando la radiación solar aumenta también aumenta la velocidad del motor y por lo tanto el flujo de agua bombeada es mayor.
Bombas de cilindro: Las bombas de cilindro han sido muy populares en aplicaciones de bombeo mecánico activadas por el viento, tracción animal o humana. Su principio consiste en que cada vez que el pistón baja, el agua del pozo entra a su cavidad y cuando éste sube, empuja el agua a la superficie. La energía eléctrica requerida para hacerla funcionar se aplica sólo durante una parte del ciclo de bombeo. Las bombas de esta categoría deben estar siempre conectadas a un controlador de corriente para aprovechar al máximo la potencia otorgada por el arreglo fotovoltaico.
Bombas de diafragma: Las bombas de diafragma desplazan el agua por medio de
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Fotovoltaica
Bombas centrífugas sumergibles
diafragmas de un material flexible y resistente. Comúnmente los diafragmas se fabrican de caucho reforzado con materiales sintéticos. En la actualidad, estos materiales son muy resistentes y pueden durar de dos a tres años de funcionamiento continuo antes de requerir reemplazo, dependiendo de la calidad del agua. Los fabricantes de estas bombas producen un juego de diafragmas para reemplazo que pueden adquirirse a un precio razonable. Existen modelos sumergibles y no sumergibles.
Las bombas de diafragma son económicas. Cuando se instala una bomba de este tipo siempre se debe considerar el gasto que representa el reemplazo de los diafragmas una vez cada dos o tres años. Más aún, muchas de estas bombas tienen un motor de corriente continua con escobillas. Las escobillas también deben cambiarse periódicamente. Los juegos
de reemplazo incluyen los diafragmas, escobillas, empaques y sellos. La vida útil de este tipo de bomba es aproximadamente 5 años.
Selección de la bomba
Como se ha visto, las bombas centrífugas y volumétricas ofrecen diferentes alternativas para diferentes rangos de aplicación. El proceso de selección de la bomba para un proyecto es de suma importancia. Todas las
bombas tienen que usar la energía eficientemente ya que en un sistema FV, la energía cuesta dinero. En general, el proyectista debe tener una idea clara de qué tipo de bomba es la más adecuada para su proyecto. Este proceso de selección de la bomba se complica debido a la multitud de marcas y características de cada bomba.
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Fotovoltaica
Esquema de bomba volumétrica de cilindro
Un sólo fabricante puede ofrecer más de 20 modelos de bombas y cada una tiene un rango óptimo de operación.
Las bombas más eficientes son las de desplazamiento positivo de pistón, pero no son recomendables para gastos medianos y grandes a baja carga dinámica total. Por ejemplo, una bomba de palanca puede llegar a tener una eficiencia de más de 40%, mientras que una bomba centrífuga puede tener una eficiencia tan baja como 15%.
Tipos de motores
La selección de un motor depende de la eficiencia, disponibilidad, confiabilidad y costos. Comúnmente se usan dos tipos de motores en aplicaciones FV: De CC (de imán permanente y de bobina) y de corriente alterna CA. Debido a que los arreglos FV proporcionan potencia en CC, los motores de CC pueden conectarse directamente, mientras que los motores de CA deben incorporar un inversor CC-CA. Los requerimientos de potencia en vatios pueden usarse como una guía general para la selección del motor. Los motores de CC de imán permanente, aunque requieren reemplazo periódico de las escobillas, son sencillos y eficientes para cargas pequeñas. Los motores de CC de campos bobinados (sin escobillas) se utilizan en aplicaciones de mayor capacidad y requieren de poco mantenimiento. Aunque son motores sin escobillas, el mecanismo electrónico que sustituye a las escobillas puede significar un gasto adicional y un riesgo de descompostura.
Los motores CA son más adecuados para cargas grandes en el rango de diez o más caballos de fuerza. Éstos son más baratos que los motores CC, pero requieren de un inversor CC-CA, que se agrega a los gastos iniciales y gastos
potenciales de mantenimiento. Los sistemas de CA son ligeramente menos eficientes que los sistemas CC debido a las pérdidas de conversión. Los motores de CA pueden funcionar por muchos años con menos mantenimiento que los motores CC.
Controladores
Los controles electrónicos pueden mejorar el rendimiento de un sistema de bombeo solar bien diseñado del 10 al 15%. Los controles se usan con frecuencia en áreas con niveles de agua y/o condiciones atmosféricas fluctuantes. Los controles electrónicos consumen del 4 al 7% de la potencia del arreglo. Es común que las bombas FV se vendan junto con el controlador adecuado para operarlas eficientemente. Generalmente se usan controladores de potencia máxima (los cuales operan el arreglo cerca de su punto de potencia pico).
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Controlador típico de un sistema
fotovoltaico de bombeo
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Central Solar FV de Amareleja
Localización: Amareleja, Moura (Portugal)
Tecnología: Solar fotovoltaica con seguimiento acimutal
Conexión a red: Completada en diciembre de 2008
Potencia: 45,78 MWp
Producción estimada: 93 GWh
Emisiones de CO2 evitadas: 89.793 toneladas/año
Consumo equivalente en hogares: 30.000
Superficie: 250 hectáreas
Seguidores solares: 2.520 (ACCIONA Buskil k18)
Superficie de un seguidor: 141 m2
Módulos fotovoltaicos: 262.080
Puestos de trabajo directos: 350 (construcción) 15 (funcionamiento)
Inversión: 261 millones de euros
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Ubicada en Amareleja, Portugal, tiene 46 megavatios pico de potencia, produce anualmente 93 millones de kilovatios hora, ocupa una superficie de 250 hectáreas y consta de 2.520 seguidores solares con 262.080 módulos fotovoltaicos. Su propiedad pertenece al cien por cien a Acciona.
Acciona Energía puso en marcha la planta solar fotovoltaica de Amareleja (Moura) en Portugal. Con 46 megavatios pico (MWp) de potencia y una inversión de 261 millones de euros, la planta produce 93 millones de kilovatios hora (kWh) —electricidad equivalente al consumo de más de 30.000 hogares portugueses— y evita la emisión de 89.383 toneladas anuales de dióxido de carbono (CO2) en centrales de carbón.
Las obras de esta central solar fotovoltaica se realizaron en 13 meses. La central ocupa una superficie de 250 hectáreas en la circunscripción de Amareleja, perteneciente al concejo de Moura (región del Alentejo), muy cerca de la frontera con España. Consta de 2.520 seguidores solares Buskil, de 140 metros cuadrados de superficie (13 metros de largo por 10,8 metros de alto). Cada uno de ellos alberga 104 módulos de silicio policristalino, de 170 y 180 vatios pico (Wp) de potencia, con 262.080 módulos fotovoltaicos en el conjunto de la central solar.
Los seguidores desarrollan un movimiento acimutal de 240º de giro siguiendo la parábola del sol, con una inclinación fija de 45º. Los primeros 3 megavatios se instalaron a finales de 2007, con conexión provisional de los mismos en marzo de 2008. A lo largo de 2008 se llevó a cabo la instalación del resto del campo solar y paralelamente la construcción de la línea de evacuación de la electricidad, culminada a finales de diciembre con la conexión a red de la planta.
Centro de control
Red eléctrica Seguidor solar
Módulo
Puesto de transformación
0.22kV/20kV
Subestación de la central
20kV/60kV
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Central Solar FV de Rovigo
Ubicación: Rovigo (Italia)
Potencia Instalada: 72 MW
Presupuesto: 152 millones de euros
Superficie: 85 hectáreas
Módulos: 280.000
Puesta en servicio: 11/2010
Proyecto llave en mano construido
por Isolux Corsán y promovido por
SUnEdison
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Fotovoltaica
La central fotovoltaica de Rovigo ( Italia), la más grande de Europa con una superficie de 85 hectáreas y una potencia de 72 MW,
La puesta en marcha de esta instalación generará electricidad limpia suficiente para abastecer el consumo anual de una población de 16.500 hogares, evitando además la emisión a la atmósfera de 41.000 toneladas/año de CO2 -cantidad de gases equivalente a las emisiones de 8.000 automóviles circulando por la carretera-.
Para su construcción, Isolux Corsán ha instalado 280.000 módulos solares monocristalinos y policristalinos. Además, ha incorporado tecnología punta para la monitorización y operación centralizada a distancia, así como para la vigilancia anti-intrusiones en sus más de 4 kilómetros de perímetro.
Un aspecto destacado de la planta lo constituye la subestación de alta tensión y que establecerá los estándares para la activación de plantas fotovoltaicas de alta tensión en Italia.
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Fotovoltaica
La empresa Gehrlicher Solar invertirá 250 millones de euros en la
construcción de un «megaproyecto fotovoltaico» en la localidad cacereña de Talaván, de 250 megavatios (MW), y que prevé generar 2.163 puestos de trabajo durante la fase de construcción y 105 empleos fijos en su explotación.
Se trata de una planta que se construirá en una superficie de 750 hectáreas en el término municipal de Talaván (Cáceres), tendrá 30 años de vida útil, y que ahora se encuentra realizando sus trámites administrativos, que se prolongarán entre seis y ocho meses, momento en el que se iniciará la construcción, que tardará entre un año y medio o dos años.
La instalación de esta nueva planta fotovoltaica se ha dado a conocer en Mérida por el presidente del Gobierno de Extremadura, José Antonio Monago, y el consejero delegado de
Gehrlicher Solar España, Guillermo Barea, durante la firma de un convenio de colaboración para el asesoramiento en la tramitación administrativa para la construcción y explotación de esta central.
En su intervención, Monago ha valorado que este es un proyecto «pionero» al «gestionar la comercialización de la energía sin la necesidad de primas», tras la decisión del Gobierno central de suspender las subvenciones a las instalaciones de energías renovables.
Gehrlicher Solar lleva desarrollando este proyecto desde hace más de un año, mucho antes de que se produjera la moratoria de las primas. Según el consejero delegado de Gehrlicher Solar España, Guillermo Barea, «el objetivo era tenerlo todo bien atado para poder acudir a los inversores con un proyecto sólido y ya maduro, lo que nunca hemos querido es vender humo, de ahí que hayamos ido paso a paso, sin hacer público nuestro proyecto hasta tenerlo todo bien seguro». Ahora ya solo quedaría por resolver el problema de la financiación. Según Barea, todos los contactos que ha tenido la compañía hasta el momento con los bancos han sido positivos. Hasta el
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Fotovoltaica
S e trata de una planta que se construirá en una superficie de 750 hectáreas en el término municipal
de Talaván (Cáceres).
punto de que en algunos casos el proyecto ha sido mejor visto por el hecho de no depender de una prima, opción que genera notables incertidumbres en el sector financiero, habida cuenta de las medidas retroactivas que han afectado al sector de las energías renovables y particularmente a la fotovoltaica en los últimos años.
Desarrollo de la fotovoltaica sin primas
Así, Monago ha apostado por que Extremadura «promueva el desarrollo de la industria solar fotovoltaica sin subvenciones ni primas», y ha destacado el «carácter estratégico» de estas instalaciones, ya que reducen la dependencia de los combustibles fósiles y «garantizan la seguridad del suministro desarrollando un nuevo modelo energético, del que Extremadura es pionera».
Según ha explicado el presidente regional, con la firma de este protocolo, Extremadura se sitúa «al frente de las energías renovables», y demuestra su «constante compromiso por el medio ambiente», ya que su construcción permitirá ahorrar la emisión de 356.000 toneladas de CO2.
De esta forma se demuestra que Extremadura es «una tierra apetecible para emprendedores y empresarios» tanto de dentro como de fuera de la región, ya que según ha aseverado Monago, «no es casual» que esta empresa haya elegido la región extremeña para instalar este proyecto.
Se trata, a juicio de Monago, de «un proyecto de interés para el desarrollo de Extremadura», ya que el futuro de la región «pasa entre otros sectores, por las energías renovables», debido a que la región es el «escenario idóneo» para este tipo de proyectos por su climatología y sus horas de radiación solar.
Prioridad para profesionales extremeños
Monago ha explicado que en el marco del convenio firmado este miércoles, el Gobierno regional se compromete a asesorar a la empresa en la tramitación administrativa necesaria para la construcción y explotación de la central solar.
Por su parte, Gehrlicher Solar se compromete a firmar convenios de colaboración con la Universidad de Extremadura y con centros de investigación, desarrollo e innovación extremeños, y promover convenios con empresas de energías renovables para que implanten sus centros productivos en Extremadura, y «por supuesto, dar prioridad en su contratación a las empresas y profesionales» de la región.
«Creo sinceramente que con proyectos como este, Extremadura saldrá reforzada de las dificultades actuales», ya que la región demuestra su «potencial para la puesta en marcha de iniciativas de futuro», ha concluido José Antonio Monago.
Proyecto técnicamente viable
Por su parte, el consejero delegado de Gehrlicher Solar España, Guillermo Barea, ha calificado este proyecto de «pionero e innovador», en el que la empresa lleva trabajando un año y medio, ya es «técnicamente viable» y ha sido la «primera solicitud de punto de conexión en régimen ordinario» que se ha realizado de energía fotovoltaica.
En la actualidad, la empresa está «definiendo la implantación más adecuada» de esta central en los terrenos, comenzando por los estudios topográficos, y tomando decisiones sobre la
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tecnología que se utilizará.
Finalmente, Guillermo Barea ha querido lanzar un «mensaje de esperanza» ante los «momentos difíciles» que está atravesando el sector de la energía fotovoltaica, ya que este tipo de proyectos suponen el «fruto de haber tenido unos años de subvenciones al sector», aunque ha considerado que otro tipo de renovables todavía necesitan de subvenciones.
Centenares de megas fotovoltaicos han solicitado ya un punto de conexión, según fuentes próximas a REE
Barea ha dicho que en la fase de construcción se crearán 2.163 empleos y que cuando la planta esté en operación ofrecerá 105 puestos de trabajo fijo. Gehrlicher Solar, que va a abrir una oficina en Mérida, prevé que la tramitación dure entre seis y ocho meses. La construcción se alargará entre un año y medio y dos años. Y esperan que la primera fase, de 50 MW, se conecte a la red a finales de 2013. «Para entonces –apunta Barea– estoy seguro de que la fotovoltaica será rentable tanto para vender a pool como para contratos bilaterales». Algo que no piensa solo Gehrlicher Solar. Porque según fuentes próximas a Red Eléctrica de España, ahora mismo hay varios centenares de megavatios fotovoltaicos pidiendo conexión. O sea, que la de Talaván no es la única megaplanta que está planteándose trabajar sin prima. Cuando esté finalizada los 250 MW ocuparán 750 hectáreas. Gehrlicher estima que la macro instalación generará unos 400.000 MWh/año: «la planta permitirá abastecer con energía limpia a más de 100.000 hogares», según la empresa, que todavía no ha decidido si utilizará tecnología fija o algún sistema de seguimiento solar. Aún no se sabe nada sobre los suministradores de paneles.
Gehrlicher Solar se están planteando establecer con alguna compañía un acuerdo de compra de toda la energía producida. Lo que habitualmente se conoce en inglés como Power Purchase Agreement (PPA). Y parece que, al tratarse de la primera macroplanta solar sin prima hay distintas vías que se están analizando. Preguntado sobre la posibilidad de que este órdago de lanzarse al mercado sin prima pueda sentar mal al sector, Gehrlicher Solar insiste en que ellos no están en contra de las primas.
En la empresa hablan de una especie de tercera vía: la primera sería el autoconsumo –en la que Gehrlicher ya está trabajando–, la segunda vendría a ser la de las grandes megainstalaciones sin prima (como esta); y la tercera, parques más pequeños, instalaciones que «seguramente» deberían seguir contando con una prima a la producción, según fuentes de la propia compañía.
El consejero delegado de Gehrlicher Solar España, en todo caso, ha querido transmitir «a todo el sector fotovoltaico, no sólo de España sino de Europa, un mensaje de optimismo, y de que el sector puede ser competitivo en el mercado eléctrico sin necesidad de ayudas». Así, y según Barea, «el apoyo del gobierno de Extremadura, nuestra capacidad estratégica y el esfuerzo de todo mi equipo están haciendo posible que este proyecto sea viable a nivel económico, técnico y medioambiental. Debemos aunar esfuerzos y conseguir levantar esta industria para que España vuelva a liderar el sector fotovoltaico a nivel mundial. Los megaproyectos junto con el autoconsumo constituyen el futuro del sector y son las dos principales líneas de negocio en las que estamos trabajando. Me gustaría pensar que ahora es cuando realmente empieza a despegar el sector fotovoltaico».
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Fotovoltaica
E mpresa y administración pública han llegado a un acuerdo que ha quedado
rubricado en el documento firmado por el consejero de Universidades, Empresa e
Investigación, José Ballesta, y el director de la división de placas solares de la empresa Würth Solar y presidente de WS Murcia Anbesol, Patrick Metzger.
Este proyecto pone en cuestión las políticas de contención sobre la fotovoltaica de los últimos tiempos. Primero fue el ministro Miguel Sebastián el que redujo los cupos de potencia con derecho a cobrar prima y favoreció las instalaciones que se realizan sobre tejado para evitar grandes plantas en suelo, y posteriormente el ministro Soria decidió la moratoria renovable.
Pues a pesar de las restricciones del uno y del otro, hay proyectos que parecen sortear las restricciones. El de Murcia es uno, como lo han sido los 250 MW de Gehrlicher Solar en Extremadura. En ambos casos la solución pasa por plantas de mucha potencia que funcionarán en régimen ordinario, que no cobrarán prima. En palabras del consejero Ballesta «la instalación producirá energía limpia sin necesidad de ayudas públicas, gracias a la I+D+i y a las economías de escala».
La trascendencia de las decisiones empresariales de Würth Solar y Gehrlicher Solar se explica por sí misma porque la potencia de ambas plantas, 527 MW, equivale al cupo total anual para instalaciones fotovoltaicas con derecho a prima aprobado por el ministerio de industria en la época de Miguel Sebastián.
Electricidad para 100.000 familias
La electricidad producida por las placas solares, unos 398.165 MW anuales, dispuestas a los largo de 500 hectáreas cubrirá las necesidades de unas 100.000 familias o, situándolas geográficamente, los habitantes de la comarca
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L a empresa alemana Würtz Solar invertirá 277 millones de euros para construir una planta solar
fotovoltaica de 287 MW en Murcia. Solo esa instalación casi duplica la potencia actual de la región. El proyecto cuenta con la aprobación del gobierno de la comunidad autónoma.
del Altiplano y parte de la Vega Alta, esto es, los municipios de Jumilla, Yecla, Abarán y Blanca. Esta es la aportación energética de la planta, que comenzará a construirse en 2014 en el Paraje Cerrilleras, en el municipio de Jumilla, y que tiene previsto verter electricidad en 2016.
La planta se desarrollará en cinco fases, las cuatro primeras con una potencia de 50,4 MW y una quinta algo superior, de 85,4 MW. Para la construcción de cada fase la empresa contará con una media de 750 empleados y con un presupuesto próximo a los 55,44 millones de euros. Así, se estima que a lo largo del periodo de construcción se emplearán a un total de 2.000 trabajadores y se invertirán 277 millones de euros.
Con la puesta en marcha de esta instalación de producción de energía limpia, se dejaran de consumir un total de 120.000 toneladas equivalentes de petróleo (Tep) y se conseguirá una reducción de emisiones de gases contaminantes a la atmósfera superiores a las 350.000 toneladas anuales.
Duplicar la potencia FV
La Región de Murcia dispone en la actualidad de una potencia fotovoltaica instalada superior a los 300 MW. «La construcción de esta planta supondría duplicar la actual cantidad de energía solar con la que cuenta la Región, lo que sumado a otros proyectos similares como Lorca Ciudad Solar situarían a la Región como la primera potencia nacional en generación de electricidad de origen solar», ha asegurado José Ballesta, quien también ha destacado que las prioridades de su gobierno en materia energética son «reducir nuestra dependencia energética, tender al autoabastecimiento y la mejora de la competitividad de la Región».
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Fotovoltaica
L a planta se desarrollará en cinco fases, las cuatro primeras con una potencia de 50,4 MW y una
quinta algo superior, de 85,4 MW.
P ara la construcción de cada fase la empresa contará con una media de 750 empleados y con
un presupuesto próximo a los 55,44 millones de euros.
S e estima que a lo largo del periodo de construcción se emplearán a un total de 2.000
trabajadores y se invertirán 277 millones de euros.
AEF y APPA (FV) decidieron su disolución en abril
La asamblea general de la Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF) y su homóloga de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) se reunieron en el mes de abril, para acordar la disolución, en el caso de APPA exclusivamente la sección fotovoltaica, para formar parte de UNEF como asociación única.
Con esa decisión han seguido el paso dado por la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) a finales de marzo. Su disolución abrió, cronológicamente, un proceso para la creación de una asociación única fotovoltaica. Dicho de otra manera, para que UNEF (la Unión Española Fotovoltaica) deje de ser una federación
integrada por cuatro asociaciones y pase a ser una asociación en sí misma.
La asamblea general de ASIF aprobó la disolución con un condicionante, que por lo menos otras dos asociaciones se disolvieran.
Por su parte, la asamblea general Asociación Nacional de Productores e Inversores de Energías Renovables (ANPER ahora ANPIER) ha votado en contra de ello. La decisión implica el abandono de la actual federación y la no integración en la asociación que se constituirá en próximas fechas.
La asamblea general de ANPER, que también decidió cambiar sus siglas por las de ANPIER, ha preferido que la asociación continúe su camino en solitario. Oficialmente ha expresado a la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) que mantiene una actitud de colaboración, pero sin ningún vínculo orgánico.
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Fotovoltaica
L a Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), la Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF) y la
sección fotovoltaica de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) han decidido disolverse y crear una única asociación que representara los intereses del sector.
L a base de cualquier plan de mantenimiento son las tareas que hay que realizar en cada uno de los equipos
y sistemas que componen la planta. Estas tareas deben ser posteriormente agrupadas en gamas, que son conjuntos de tareas de mantenimiento que mantienen algún nexo común, y que se agrupan para facilitar su realización y su control.
El plan de mantenimiento de una central termosolar, sea cual sea la técnica que se emplea para realizarlo, consta generalmente de más de 30.000 tareas sencillas. Si cada una de ellas supusiera la generación de una Orden de Trabajo y su correspondiente Permiso de Trabajo, desde un punto de vista organizativo y burocrático sería incontrolable y generaría una cantidad de trabajo administrativo relacionado con la generación de estas órdenes y sus correspondientes permisos absolutamente desbordante. Por esta razón es necesario agrupar las tareas en gamas, de manera que la emisión de las órdenes y sus permisos sea algo manejable y controlable, al ser su número menor.
En el caso del plan de mantenimiento desarrollado por RENOVETEC para centrales termosolares CCP, las tareas se agrupan en gamas teniendo en cuenta el sistema al que pertenecen (unos 25), las especialidades del trabajo a realizar (eléctrico, mecánico, lubricación, operación, legal, predictivo, etc.) y por supuesto, la frecuencia de realización. El producto final es un plan de mantenimiento compuesto por unas 300 gamas, fáciles de gestionar, fáciles de implementar, y fáciles de entender por los técnicos encargados de llevarlas a cabo.
El plan de mantenimiento contempla la realización de las siguientes actividades:
El mantenimiento conductivo, es decir, el que llevan a cabo los operadores de planta principalmente en sus rondas diarias.
El mantenimiento sistemático, que llevan a cabo los técnicos de mantenimiento de planta a lo largo del año.
El mantenimiento predictivo, relacionado con
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Termosolar
RENOVETEC en el marco de las
actividades I+D+i que lleva a cabo relacionadas con el mundo termosolar, ha desarrollado un plan de mantenimiento para centrales termosolares que contempla todas las singularidades de estas plantas, y que está orientado a cumplir las recomendaciones de los fabricantes, las obligaciones legales y evitar las principales averías en este tipo de instalaciones.
Por Santiago García Garrido
Director Técnico de RENOVETEC
www.renovetec.com
termografías, boroscopias, inspecciones por ultrasonido, análisis de aceites, de vibraciones, etc., que realizan los técnicos de planta con la ayuda en ocasiones de contratas especializadas.
El mantenimiento en paradas mayores y menores, que se llevan a cabo en los meses centrales del invierno aprovechando la menor irradiación solar que se registra en esa época.
El mantenimiento legal, que emana de las diferentes normativas de obligado cumplimiento en plantas industriales, y más
concretamente, las que aplican a centrales termosolares.
El plan de calibración, que contempla de una forma especial las verificaciones y ajustes necesarios en la instrumentación que forma parte del sistema de control de planta para garantizar la exactitud y precisión de las medidas.
La determinación de las tareas
Para determinar las tareas que forman parte del plan RENOVETEC ha estudiado cada uno de los equipos habituales en plantas termosolares.
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Termosolar
En este estudio detallado ha identificado hasta 150 tipos de equipos distintos, entre los que se encuentran bombas de HTF y de agua de pequeño y gran caudal, ventiladores, turbinas, torres de refr igerac ión, calderas, intercambiadores tubulares y de placas, reductores, seccionadores, interruptores, transformadores, celdas, etc. Para cada uno de
ellos ha realizado un profundo estudio teniendo en cuenta las marcas y modelos más habituales en centrales termosolares, las instrucciones de mantenimiento que recomienda cada fabricante, las averías y fallos más frecuentes, y las obligaciones legales de mantenimiento en algunos de ellos. Con toda esta información RENOVETEC ha confeccionado
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Termosolar
la piedra angular de su plan de mantenimiento: las instrucciones técnicas de mantenimiento para cada uno de estos equipos, que contemplan el conjunto de tareas, la frecuencia con la que hay realizarlas y la especialidad del técnico que tiene que llevar a cabo cada una de ellas.
En la elaboración del libro de instrucciones técnicas, compuesto por más de 150 de dichas instrucciones RENOVETEC ha empleado varios meses de trabajo, para asegurar que cada una de ellas era completa, exhaustiva, realizables, y sobre todo, que contemplaba todos los requerimientos de mantenimiento de los principales fabricantes de estos equipos. Esto evita ahora, por ejemplo, tener que consultar cada manual de cada equipo, ya que este trabajo ha sido ya verificado. La consecuencia inmediata es un tremendo ahorro de tiempo en la confección del plan de mantenimiento, con la seguridad de que cada equipo tiene un plan de mantenimiento completo y válido para
diferentes modelos y fabricantes.
La aplicación de estas instrucciones técnicas de mantenimiento preventivo elaboradas por RENOVETEC garantizan, pues, el cumplimiento de las condiciones exigidas por los fabricantes para conservar las garantías de los equipos, pero además resulta mucho más completa y eficaz que la simple aplicación de las recomendaciones de los fabricantes.
La estructura del plan
El plan de mantenimiento divide la planta en un total de 25 sistemas, entre los que están los siguientes:
*Cada uno de los subcampos en que se divide
el campo solar
*El sistema HTF
*El ciclo agua-vapor
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Termosolar
*El tren de generación de vapor
*Los sistemas eléctricos de alta, media y baja
tensión
*El generador eléctrico
*Los sistemas auxiliares (refrigeración, planta
de tratamiento de agua, planta de tratamiento de efluentes, sistema de aire comprimido, sistema contraincendios, etc.)
*La obra civil, incluyendo parcela, edificios,
naves, viales, etc.
Para cada uno de ellos se ha estudiado el diagrama de proceso e instrumentación (P&ID) determinando en cada sistema la lista de equipos mantenibles. A cada uno de estos equipos se le aplica ahora la instrucción técnica correspondiente detallada en el apartado anterior, obteniendo de esta aplicación un amplio listado de tareas a realizar para cada sistema. Estas listas son inmanejables desde un punto de vista operativo, ya que contienen cientos de tareas de mantenimiento, pero resulta muy sencillo dividirlas de acuerdo con la frecuencia de realización y con la especialidad del trabajo. Así, por ejemplo, para cada uno de los subcampos que componen el campo solar se han obtenido las siguientes gamas, como resultado de la agrupación de tareas mencionada:
- Gama de operación diaria.
- Gama de operación semanal.
- Gama mecánica mensual.
- Gama mecánica trimestral.
- Gama mecánica anual.
- Gama eléctrica mensual.
- Gama eléctrica anual.
- Gama de m. predictivo trimestral.
- Gama de lubricación mensual.
- Gama de obra civil anual.
- Gama de instrumentación mensual.
- Gama de instrumentación anual.
- Plan de calibración.
- Gama de mantenimiento legal.
Un plan realizable
El resultado de este proceso aplicado a cada uno de los 25 sistemas que componen una central termosolar completa el conjunto de gamas que compone el plan de mantenimiento. Los recursos con los que cuenta una central típica para llevar a cabo el mantenimiento programado son limitados. Acorde con los tiempos y con la situación de otras plantas industriales, la plantilla de mantenimiento no peca precisamente por resultar excesiva.
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Termosolar
Cualquier plan de mantenimiento realista que se desarrolle para una central termosolar debe tener en cuenta este aspecto. En el plan desarrollado por RENOVETEC se han tenido muy en cuenta los recursos disponibles. El plan propuesto requiere unas 10.000 horas/hombre de dedicación anual, más una serie de actividades que necesariamente han de ser contratadas a empresas externas, bien por su alta especialización, o por suponer puntas de trabajo no asumibles con la plantilla habitual. También busca una proporción 70/30 en los recursos dedicados a mantenimiento preventivo/correctivo, de forma que más de dos de cada tres horas se dedican a actividades preventivas.
La implementación del plan en una planta concreta
La implementación del plan termosolar en una planta concreta tan solo supone el estudio de los P&ID de esa planta, la realización a partir de ellos de la lista de equipos mantenibles, la aplicación de las instrucciones técnicas de mantenimiento a cada uno de ellos y el desglose de la lista de tareas resultante en gamas de mantenimiento. Un trabajo que resulta fácil y rápido y que se realiza a partir de las instrucciones técnicas de mantenimiento, que son realmente el motor de la elaboración del plan.
Un plan de mantenimiento de cualquiera de las centrales CCP actualmente en construcción o en operación comercial supone menos de 2 meses de trabajo con el sistema desarrollado por RENOVETEC, sin apenas implicación ni molestias para los responsables de planta (si no desean involucrarse en exceso), y sin apenas tener que facilitar información confidencial sobre la planta: tan solo P&ID, diagramas
unifilares e información de algunos equipos especiales.
RENOVETEC ya dispone de la información de los principales fabricantes de equipos, lo que facilita y agiliza enormemente el trabajo. Necesita pues interferir muy poco con los responsables de la explotación, esto es, con el Director de Planta, el Jefe de Operación o los Jefes de Mantenimiento. Hay que tener en cuenta que estos profesionales, que son quienes deben impulsar y en muchos casos realizar personalmente este plan, tienen un día a día intenso que a menudo les impide concentrar su energía en la elaboración de este importante y estratégico plan de mantenimiento.
Pero por otro lado, no realizarlo o iniciar la explotación de la planta sin tenerlo completamente configurado, implementado y con una realización efectiva es como ir a la guerra sin un plan de ataque. Realizar la explotación de una planta sin un plan de mantenimiento supone dejar que sean las crisis momentáneas las que marquen las pautas de mantenimiento. Las consecuencias de este modelo basado en el correctivo puro son las siguientes:
Degradación acelerada de la planta.
Pérdida de la garantía en determinados equipos.
Pérdida de disponibilidad, y por tanto, de producción y de ingresos en la planta. Hay que recordar que la pérdida económica de producción en un solo día con un adecuado nivel de radiación asciende a unos 150.000 euros, por lo que es injustificable para los responsables financieros de la planta asumir como ‘normales’ unas pérdidas de ingresos de
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Termosolar
tal magnitud, por una avería perfectamente evitable con un plan de mantenimiento adecuado.
Pérdida de producción anual media en una central termosolar mal mantenida
Una central mal mantenida, que no cuenta con un adecuado plan de mantenimiento orientado a disminuir la carga correctiva y las paradas imprevistas, puede suponer al menos una pérdida del 10% de la producción anual, atribuible exclusivamente a la reparación de averías evitables. Para una central termosolar tipo sin almacenamiento térmico, con una previsión de generación neta del entorno de los 120.000 MWh/año, puede suponer una disminución de ingresos entorno a 3.500.000 €,
es decir, casi tanto como el presupuesto anual de mantenimiento, que además se verá incrementado por la proliferación de averías.
Además, no hay que olvidar que un mantenimiento basado en la reparación urgente de averías (o ‘mantenimiento de crisis’) supone una degradación acelerada de la planta que obligará a habilitar presupuestos adicionales de mantenimiento a partir del quinto año de funcionamiento.
Implementación del plan en diversos software de gestión de mantenimiento
Aunque no es impensable llevar a cabo la gestión del mantenimiento de una central termosolar sin contar con un software
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Termosolar
especializado de mantenimiento (o GMAO – Gestión de Mantenimiento Asistido por Ordenador), casi todas las centrales han optado por contar con algunas de las soluciones informáticas comerciales para gestionar el mantenimiento preventivo, el correctivo, la gestión del repuesto, del personal, de los costes o de la información que genera este departamento.
Teniendo en cuenta este aspecto, el plan diseñado por RENOVETEC se adapta perfectamente a los GMAO comerciales más habituales, todos ellos de alto coste:
SAP ® PM
MAXIMO ®
PRISMA ®
También es perfectamente compatible con el software gratuito PMXpro ® desarrollado por la empresa americana CWORKS, y recomendado especialmente por RENOVETEC. Dicha solución informática resulta fácil de implementar y reúne todos los requisitos necesarios para realizar una completa gestión del mantenimiento en centrales termosolares, al permitir llevar un control riguroso de equipos, estructura jerárquica de estos, órdenes de trabajo, costes, etc.
La importancia de desarrollar primero el plan y después implementarlo en el GMAO
Un error muy habitual al elaborar el plan de mantenimiento de una instalación industrial consiste en desarrollarlo directamente sobre el software elegido, con una pérdida de la visión global del plan, una complicación en la selección de tareas, y en muchos casos, con
una orientación inadecuada.
Es muy habitual en estos casos dirigir el plan a cada uno de los equipos que componen la planta en vez de hacerlo a la agrupación de éstos en sistemas, con la simplificación burocrática que lleva aparejada. La orientación del plan a equipos en vez de a sistemas supone la generación de decenas de miles de órdenes de trabajo anuales (una planta puede llegar a tener más de 5000 equipos) cantidad inmanejable y de difícil control, por lo que el plan de mantenimiento siempre estará incompleto y siempre tendrá cientos o miles de órdenes de trabajo preventivas pendientes a las que nadie hace caso.
La elaboración previa del plan en formato papel o con la ayuda de sencillas herramientas ofimáticas (hojas de cálculo, tratamiento de textos…) ayuda a confeccionar un plan inicial que no pierde la visión de conjunto de la instalación, que es completo al abarcar todos los sistemas que componen la planta y que se puede implementar con facilidad en cualquier software comercial.
Conclusiones
El plan de mantenimiento desarrollado por RENOVETEC responde a la necesidad real de las plantas termosolares actuales, que buscan maximizar la producción y no perder ingresos por averías no previstas que merman la generación eléctrica anual. Busca además simplificar el trabajo de los responsables de planta ofreciendo una solución ‘llave en mano’ para el plan de mantenimiento de su central con la implicación que deseen (total, mayor, menor o nula) y con poca información confidencial que facilitar.
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Renovalia Energy, compañía especializada en la promoción, ingeniería, construcción, explotación y venta de electricidad generada a través de fuentes de energía renovable, ha presentado a nivel mundial la tecnología termosolar de tercera generación. Se trata del resultado de más de cuatro años de I+D+i en estrecha colaboración con la empresa norteamericana Sunpower, proveedor de la NASA de una sofisticada tecnología de generadores Stirling para satélites y otras aplicaciones. Renovalia ha invertido ya más de 50 millones de euros en el desarrollo e implantación de esta tecnología 100% española, única en el mundo, siendo más
ecológica (al no necesitar agua ni gas), eficiente, menos costosa y con una mayor escalabilidad que la energía termosolar tradicional.
La tecnología termosolar de tercera generación de Renovalia utiliza un motor Stirling para la obtención de energía eléctrica. Estos motores se combinan con parábolas de concentración para crear un sistema termosolar que no utilizar agua, ni gas, y que tiene una eficiencia del 25%, doblando de esta forma a la de la termosolar tradicional. Este sistema es fácil de instalar y con un mantenimiento sencillo.
Renovalia se encuentra actualmente construyendo la primera planta comercial del mundo con este tipo de tecnología, con una capacidad de 1 MW, en Casa de Los Pinos (Cuenca). Asimismo, cuenta con siete proyectos preasignados en el registro del Ministerio de Industria con una potencia pico agregada de 71 MW, todos ellos en España y y supondría una inversión por parte de Renovalia que superaría los 300 millones de euros.
Además, esta innovadora tecnología termosolar Stirling de Renovalia podría generar hasta 1.235 puestos de trabajo entre directos e indirectos en España durante los próximos 4 años. Y es que Renovalia cuenta con acuerdos con la industria española para poder fabricar más del 90% de los componentes en nuestro país. Se trata de una tecnología con una fuerte proyección mundial, por el carácter internacional de Renovalia (presente en siete países).
Entre las principales ventajas de esta tecnología Stirling de Renovalia, destaca:
Alta eficiencia.
No consume agua, ni gas. Normalmente, los
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Termosolar
Renovalia Energy ha presentado a
nivel mundial la tecnología termosolar de tercera generación y ha anunciado la puesta en funcionamiento en España de 71 MW, con una inversión de 300 millones de euros y la creación de más de 1.200 puestos de trabajo. Casas de los Pinos, en Cuenca, acogerá el primer MW.
sistemas termoeléctricos de concentración se emplean en zonas del planeta de máxima irradiación donde, normalmente, el agua es un bien escaso siendo una tecnología termosolar 100% verde y respetuosa con el medio ambiente.
Coste actual competitivo con cualquier tecnología solar, incluso sin economías de escala.
No precisa un mantenimiento complejo.
No requiere grandes extensiones de terreno llano, mientras que otros sistemas termosolares necesitan grandes extensiones llanas para su instalación, algo que suele derivar en costosas obras civiles y degradación medioambiental.
Modular, se pueden hacer pequeñas instalaciones o macro plantas.
Hasta 71 MW en cartera
Renovalia ha comenzado a construir la primera planta comercial del mundo con esta tecnología. El proyecto se ubica en Casa de Los Pinos, Cuenca, y tiene una potencia de 1 MW. Es el comienzo de un plan de trabajo que incluye siete proyectos, preasignados por el Ministerio de Industria, con una potencia pico de 71 MW en los que se invertirán más de 300 millones de euros.
Los cálculos de Renovalia cuantifican la creación de «hasta 1.235 puestos de trabajo entre directos e indirectos en España durante los próximos 4 años. Y es que Renovalia cuenta con acuerdos con la industria española para poder fabricar más del 90% de los componentes en nuestro país».
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E l director general de Energía de la Comunidad Valenciana, Antonio Cejalvo, ha visitado la planta solar que
la empresa RNB Cosméticos ha instalado en su sede en la Pobla de Vallbona. Se trata de la primera planta para la producción de frío solar en un proceso industrial de toda España.
Antonio Cejalvo ha destacado el compromiso de su gobierno en el apoyo a las empresas que apuestan por las energías renovables y ha explicado que «este proyecto, que ha supuesto una inversión de 538.000 euros ha contado con el respaldo de la Generalitat, que a través de la AVEN ha aportado 242.000 euros, el 45% del
coste del proyecto».
La empresa RNB, fabricante de cosméticos, ha llevado a cabo el proyecto de construcción de una planta termosolar de media temperatura para la producción de agua fría de proceso industrial mediante una máquina de absorción. La planta ha sido construida por Corporación SRB Energy empleando un colector solar de tecnología de ultraaltovacío desarrollado por ellos mismos junto al centro de investigación europeo CERN.
La planta de frío solar actúa sobre el depósito del que se alimentan los procesos de RNB, minimizando el uso de la enfriadora convencional. Esta sólo entra en funcionamiento cuando la demanda de frío de los procesos sea superior a la producida por la instalación solar.
La tecnología de SRB Energy, según han explicado sus creadores, «es la única del mundo capaz de alcanzar unas temperaturas de 80-120 grados sin necesidad de utilizar ningún dispositivo de seguimiento solar. Con estas temperaturas de operación es posible alimentar una planta enfriadora por ciclo de absorción que producirá agua sobre-enfriada durante los 12 meses del año. La máquina ha sido configurada para adaptarse a las peculiaridades tanto de consumo, como de generación y disipación. Ésta máquina generará anualmente alrededor de 450 MWh de frío, entregando el fluido a 7°C».
El director general de energía ha aprovecha la visita para subrayar que «la Generalitat está impulsando de forma decidida la implantación de las energías renovables en al Comunitat, con el objetivo de lograr que en el horizonte de 2015 supongan el 42% de toda la potencia eléctrica instalada en la Comunitat».
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Termosolar
E sta central usa la tecnología de canales parabólicos en la captación de energía. El campo de colectores está
formado por 550.000 m2 de espejos dispuestos
en 168 lazos. Dos características esenciales del complejo tecnológico son su capacidad para almacenar energía y su sistema de seguimiento solar.
El almacenamiento de energía es a través de sales fundidas. Las sales se funden por la acción del calor aplicado proveniente de la energía captada durante las horas de sol, alcanzando más de 800ºC y cambiado al estado líquido, que es cuando se almacenan en tanques aislados térmicamente. Estas sales se hacen circular a través de un intercambiador de calor, donde ceden su temperatura al agua generando el vapor necesario para mover una turbina y generar electricidad en periodos de baja radiación solar o por la noche.
El sistema de seguimiento solar es similar al de «La Africana Fotovoltaica», instalación contigua a «La Africana Termosolar». Aunque ambas comparten el objetivo de captar la máxima energía solar, los seguidores de la central fotovoltaica realizan movimientos de rotación a dos ejes, mientras que los de la termosolar realizan los movimientos de seguimiento en base a un solo eje. Para aprovechar al máximo la presencia solar en esta central, los módulos que portan los espejos captadores de energía, los heliostatos, se colocan siguiendo una disposición perpendicular al eje norte-sur, facilitando el seguimiento del sol desde que sale por el este hasta que desaparece por el oeste.
La construcción de la planta supone la demanda de 500 trabajadores, 300 empleos directos y 200 indirectos, llegando en alguna de las fases a utilizar a más de 800 operarios. Una vez que concluya la construcción, 50 trabajadores ocuparán un puesto fijo para encargarse de las labores de operación y mantenimiento durante los siguientes 25 años.
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Termosolar
SEPTIEMBRE DE 2012. Esa es la fecha prevista para que los 50 MW de La Africana comiencen a inyectar energía en el sistema eléctrico. Habrán pasado cinco años desde el inicio de un proyecto en el que se han invertido 387 millones de euros y con el que se podrá abastecer la demanda de 30.000 hogares al año.
L a inauguración, a principios de 2012, de la planta experimental termosolar de Aora Solar en la Plataforma Solar de
Almería (PSA) ha supuesto un paso más en el desarrollo de este tipo de instalaciones. Países como Alemania, Israel, Tailandia y Brasil conocen iniciativas similares donde se combinan la energía solar y la procedente de otras fuentes renovables, como la biomasa y el biogás, para garantizar la producción de energía durante las 24 horas del día. En España Solarlite y Sialsol construyen una instalación híbrida (termosolar-biomasa) en Badajoz.
La compañía alemana Solarlite es una de las pioneras en tecnología y construcción de plantas híbridas termosolar-biomasa en varias partes del mundo. Además de su unión con Sialsol en el desarrollo de la de Badajoz, una de
sus últimas apuestas es el proyecto Tresert, llamado así porque la planta, situada en la School of Renewable Energy Technology (SERT) de la Universidad de Naresuan, en Phitsanulok, Tailandia, es de trigeneración. «El proyecto muestra cómo una tecnología innovadora puede proporcionar un suministro descentralizado de energía eléctrica, calefacción y refrigeración en zonas rurales del
sudeste asiático», afirmaban sus promotores en la presentación oficial de Tresert.
La mayoría de este tipo de plantas se encuentra aún en fase de experimentación y, debido a esto, necesitan de subvenciones y ayudas públicas para garantizar su viabilidad. No obstante, Solarlite cuenta, desde 2007, con una planta en Woltow (Alemania), con un campo de nueve colectores cilindro-parabólicos de 25 metros hibridados con una central de biomasa en una piscifactoría. En el caso de la planta de Tailandia, de 500 kW térmicos y 50 kW eléctricos, colabora el Ministerio de Medio Ambiente, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania. Los desarrolladores señalan que la principal razón para la hibridación de CSP con biomasa en este proyecto no es el suministro
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Biomasa
de energía de carga base con capacidad de suministro, sino el mantenimiento de una temperatura de funcionamiento estable para suministrar aire acondicionado, agua caliente y electricidad descentralizados.
«Los proyectos como TRESERT son el enfoque adecuado para encontrar una solución a largo plazo para los problemas de Tailandia», señaló el fundador y director ejecutivo de Solarlite, el dr. Joachim Krüger.
Este concepto de híbrido CSP-biomasa está ganando popularidad, precisamente porque supera los problemas de intermitencia de la energía termosolar sin necesidad de almacenamiento, lo que se puede añadir de manera significativa a los costes del proyecto.
Residuos de plantaciones de coco para que la termosolar funcione de noche
En relación a la planta de Aora Solar en la PSA (170 kW térmicos y 100 kW eléctricos), se ha llegado a un acuerdo de colaboración con este centro de investigación para evaluar el sistema, determinar sus parámetros de rendimiento y funcionamiento, y definir posibles mejoras en todos sus componentes.
La tecnología de Aora Solar, denominada Tulip hybrid system, funciona ya en una instalación situada en Kibbutz Samar, en Israel, y como la de Almería, admite biogás, biodiésel y gas natural como combustible complementario para que funcione las 24 horas del día.
En un artículo reciente en CSP Today que reproduce la web de Protermosolar, Jason Deign recuerda otras propuestas híbridas termosolar-biomasa en las que trabaja otra compañía importante del sector: SkyFuel.
En concreto, habla de una central híbrida de 50 MW en Coremas, al noreste de Brasil, junto con Braxenergy, que desarrolla proyectos de biogás, biomasa y energía hidráulica. Y más en concreto aún, la planta de biomasa funcionará de noche a partir de residuos de coco obtenidos de explotaciones cercanas.
La central Coremas empleará CSP para la generación de electricidad durante el día y cambiará a la quema de residuos de coco durante la noche o cuando esté nublado. «La hibridación elimina todos los problemas de estabilidad de red», señala Mason. «El híbrido CSP-biogás puede lograr un estado de carga base o continuo en funcionamiento».
Garantizar el suministro constante de biomasa es indispensable para la viabilidad de estas plantas. Alison Mason, directora de marketing de SkyFuel, afirma que trabajan también con promotores de proyectos en Estados Unidos, Turquía, Chile e Italia y con fabricantes de turbinas en un diseño de sistema estándar para mejorar los aspectos económicos de las plantas pequeñas. «Cuando hay disponible una fuente de biogás económica, entonces, puede esperarse un gran rendimiento de la inversión para una central híbrida CSP-biogás. Las dos tecnologías comparten el equipamiento del ciclo energético».
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Biomasa
I nvestigadores de la Fundación Centro de las Nuevas Tecnologías del Agua (Centa) participan, junto a otros expertos de las
universidades Rey Juan Carlos de Madrid, Alcalá de Henares y Las Palmas de Gran Canaria, así como de la Fundación Imdea Agua, en un estudio sobre el uso de aguas residuales tratadas en la producción de cultivos para la obtención de biodiesel.
El proyecto, que se enmarca dentro del Programa Reaguam, busca aplicar el agua depurada a un tipo de cultivo de regadío de manera que se convierta en una opción viable dentro del campo de las energías renovables.
En este sentido, concreta que, para poblaciones pequeñas, esta alternativa puede contribuir a la amortización de los costes de depuración de aguas residuales.
En este contexto, ha recordado que el proyecto se desarrolla en el Centro de I+D+i de la Fundación Centa, ubicado en el término municipal de Carrión de los Céspedes, en la
provincia de Sevilla, donde se ha habilitado una parcela de 300 metros cuadrados para el cultivo la especie 'Jatropha Curcas', un arbusto frondoso y de crecimiento rápido que genera un fruto del que se extrae un aceite dirigido a la extracción de biodiesel.
Los primeros resultados del proyecto, según resalta, reflejan que «hasta ahora no hay diferencias notables en las parcelas regadas con agua residual depurada y la calidad del agua aplicada no afecta al crecimiento de este vegetal». Igualmente, el sistema planta-suelo constituye un sistema depurador que contribuye a la mejora de la calidad del agua que se infiltra.
Agua para cultivos forrajeros, alimento para ganado
Por otro lado, señala que el grupo de investigación se plantea ahora el estudio de la viabilidad de este tipo de agua para la producción de cultivos forrajeros, es decir, alimento para ganado, una investigación que adquiere una nueva dimensión, ya que será «determinante» que los vegetales cultivados no retengan determinados componentes del agua y así no afecten a los animales desde el punto de vista sanitario.
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Biomasa
El proyecto, que se enmarca dentro del Programa Reaguam, busca aplicar el agua depurada a un tipo de cultivo de regadío de manera que se convierta en una opción viable dentro del campo de las energías renovables.
E l presidente del Gobierno de La Rioja, Pedro Sanz, y la alcaldesa de Logroño, Cuca
Gamarra, han visitado la instalación que va a prestar servicio de calefacción y agua caliente a los 68 vecinos que viven en esta comunidad.
Sanz ha considerado «muy positiva» esta iniciativa, que ha enmarcado «dentro de la apuesta que hacemos por buscar contaminar menos y consumir menos energía y a menor coste, ambos objetivos prioritarios» y para los que ha recordado que existen ayudas por parte de la ADER.
«Este aprovechamiento de la madera de nuestros bosques para convertirla en combustible parece de entrada, una inversión alta, pero, al final, supone un ahorro en torno a un 40 por ciento del consumo y por lo tanto
supone una buena iniciativa», ha comentado el presidente.
Por su parte, Gamarra ha destacado que estas instalaciones, «con un 90 por ciento menos de emisiones de CO2 al aire», muestran el «compromiso» del Ayuntamiento «y de los propios logroñeses» por mantener «la alta calidad del medio ambiente y sobre todo, del aire que disfrutamos en la ciudad», por lo que ha dicho que «se seguirá trabajando en la misma línea».
La instalación
El Gobierno regional apoyó en 2011 esta iniciativa con una subvención de 14.873 euros para ayudar a sufragar los gastos de la nueva instalación de biomasa, que ha supuesto una inversión total de 350.000 euros. La ayuda el Ejecutivo riojano estaba enmarcada en el Plan de Energías Renovables, integrado en el Plan Nacional del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).
Esta iniciativa permitirá a los 68 propietarios ahorrar más de 33.000 euros al año en combustible (un 40% aproximadamente),
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Biomasa
L a primera caldera de biomasa que va a dar servicio a una comunidad de vecinos en La
Rioja permitirá ahorrar más de 33.000 euros anuales en combustible a los habitantes del número 9 de la Calle Jorge Vigón de Logroño.
«dado que las calderas de biomasa se alimentan con pelets (pequeños cilindros de serrín y virutas de madera triturada y prensada), un combustible que cuesta mucho más barato que el gasóleo y menos contaminante».
Además, como ha explicado el responsable de la firma, «durante los 10 primeros años el mantenimiento de las calderas, tanto preventivo como correctivo, corre a cargo de la empresa instaladora, así como el suministro de pelets», que se transportan desde la fábrica de Cabrejas del Pinar en Soria, ubicada a 105 kilómetros de Logroño y donde cada año se producen más de 40.000 toneladas de pelets.
La fábrica soriana es propiedad de REBI, una de las compañías líderes en el sector en España e impulsora del proyecto junto a Pedro Alonso Calefacciones, empresa riojana pionera en este sector en la región. Ambas firmas colaboran en varios proyectos similares tanto en la capital como en diversos municipios de La Rioja.
La Biomasa
La biomasa es una energía renovable, limpia y ecológica, ya que su combustión no contribuye
al efecto invernadero, como sucede con el gas o el petróleo. Como ha explicado el responsable, «la biomasa son materias sin tratar, serrines y demás, cualquier resto vegetal es susceptible de convertirse en biomasa».
Además, nuestro país es uno de los grandes productores del mundo de pelets, material que se obtiene de la limpieza de los bosques (ramas caídas, árboles secos, poda manual) y no agrede la masa forestal, a lo que ha sumado su fácil transporte y almacenamiento «habilitando las calderas de gasóleo, en una de 40 toneladas, hay carga para un mes en lo más duro del invierno».
Para el responsable, «no llegaremos al uso del 40 por ciento de estas instalaciones como hay en Austria, pero podemos perseguir un objetivo ambicioso, de una cuota del 10 al 15 por ciento».
Ahora, este tipo de instalaciones se encuentran principalmente en empresas «o en viviendas unifamiliares, pero prevemos un aumento grande en comunidades de vecinos en los próximos años».
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Biomasa
E l uso energético de la biomasa ha tenido en Andalucía una amplia tradición de uso, debido a los
importantes recursos biomásicos existentes en la comunidad relacionados principalmente con el cultivo del olivar. Sin embargo, es en la actualidad cuando su uso está experimentando un mayor desarrollo debido a la mejora tecnológica de los equipos de aprovechamiento, a la adecuación de los biocombustibles a dichos equipos, a la concienciación ciudadana y al impulso del Gobierno andaluz a esta fuente renovable. Todo esto ha hecho que Andalucía sea referente nacional en generación eléctrica con biomasa.
La provincia de Jaén dispone del 48%, del potencial andaluz de la biomasa procedente del olivar: orujillo, hueso de aceituna, hoja de almazara y poda de olivo. Por ello, el consumo de biomasa y los proyectos de producción de biocombustibles, como los pelets, han encontrado en Jaén su ubicación idónea. Y es que la provincia tiene un aprovechamiento anual del 27% de sus recursos biomásicos disponibles.
Así, es la primera provincia andaluza en cuanto a consumo de biomasa con fines térmicos, que en 2011 fue de 158,52 ktep (kilotoneladas equivalentes de petróleo), suficiente para
abastecer las necesidades energéticas de casi 190.000 viviendas. Por sectores de consumo, los procesos industriales son los que presentan una mayor demanda con un 57,6% del total (91,42 ktep).
De esta forma, Jaén es la provincia de mayor consumo térmico de biomasa, alcanzando el 26% del total andaluz. La mayor parte de este consumo se realiza en las mismas industrias en las que se genera la biomasa, especialmente en las industrias del olivar, donde además de la producción de vapor en almazaras y extractoras, es muy importante el consumo de orujillo para el secado de aceite de orujo en extractoras y en el sector cerámico, donde la biomasa no solo se emplea como combustible para la caldera, el horno y el secadero, sino que se introduce en la masa cerámica para mejorar el proceso de cocción y las propiedades finales del ladrillo.
Jaén es también la que mayor contribución realiza al potencial andaluz de producción de pelets con un total de 29,2 ktep/año, seguida de Granada y Córdoba con 8 y 6,4 ktep/año respectivamente.
Respecto a la biomasa eléctrica, Jaén cuenta con 39 MW de potencia instalada distribuidos en cuatros plantas que se localizan en Linares, Andújar y Villanueva del Arzobispo.
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Biomasa
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RENOVETEC 91 126 37 66
Paseo del Saler 6 Fuenlabrada — 28945 Madrid
L a demanda de gas para el sector eléctrico en noviembre de 2011 fue de 7,63 teravatios hora, «lo que supone
una disminución del 3.592% respecto al mismo mes del año anterior, debido principalmente al aumento de la generación con carbón y regímenes especiales». (Lo dice la Comisión Nacional de Energía de España (CNE) en la página diez de su último informe de «Supervisión del Mercado Mayorista de Gas» . En ese mismo documento, la CNE señala además que el gas que llega a España del exterior es cada vez más caro. El informe dice exactamente que el coste de aprovisionamiento de gas natural en frontera española para el mes de noviembre de 2011 (26,72 €/MWh) acumula ya un incremento del 90% respecto al valor de julio de 2009 (14,03 €/MWh).
Costes «incrementados de forma insostenible»
La conclusión está muy clara. Las térmicas que queman gas para generar electricidad se hallan en una situación muy difícil: por la entrada masiva de energías renovables en el mix eléctrico (el kilovatio limpio, el renovable, tiene
prioridad de vertido a la red eléctrica sobre el kilovatio de gas, emisor de CO2) y por el incremento brutal (ese 90%) de los precios de coste (la propia Aprie reconoce explícitamente, en el comunicado que acaba de difundir, que los costes que soporta «se han visto incrementados de forma insostenible»). El caso es que la asociación reclama ahora más dinero al gobierno. Y lo reclama a través de ese comunicado y con el pretexto de que «los pagos por capacidad no son suficientes para garantizar la viabilidad de determinados grupos». De hecho, estos pagos añade Aprie, «a pesar de la subida registrada en diciembre pasado, solo remuneran parcialmente las inversiones y los costes asociados al servicio de disponibilidad».
El pago por capacidad
El «pago por capacidad» (o pago por disponibilidad) es el pago que establece el
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Ciclos Combinados
L a Asociación de Productores
Independientes de Energía Eléctrica en Régimen Ordinario
(Aprie) acaba de difundir un comunicado en el que apuesta por contener el crecimiento de las energías renovables en España, a la vez que pide al gobierno que se incrementen las ayudas a las centrales térmicas que queman gas natural. La asociación reconoce que «algunas inversiones realizadas en los últimos años en centrales de ciclo combinado son inviables desde el punto de vista económico».
gobierno para que las centrales térmicas estén disponibles, a modo de respaldo, frente a determinadas contingencias. ¿Que qué tipo de contingencias? Pues, por ejemplo, un incremento no previsto de la demanda de electricidad o una significativa reducción de la oferta (no hay viento, la hidraulicidad es escasa y algún grupo nuclear hace una parada no programada). Pues bien, el pasado mes de marzo, la CNE publicó su informe sobre posibles medidas «dirigidas a atajar la evolución del déficit tarifario en el sector eléctrico», informe que le había encargado semanas antes el gobierno. En ese informe, la CNE propone eliminar «transitoriamente» el pago por disponibilidad «en tanto no se desarrolle la propuesta de metodología de pagos por capacidad en la que la CNE está trabajando en la actualidad».
Actividad en el mercado o prima
Aprie por su parte ha difundido un comunicado en el que critica esa propuesta que hace la CNE, para «atajar la evolución del déficit tarifario». Los recursos económicos que son destinados al pago por capacidad salen, precisamente, de la tarifa (como las primas de las renovables). El caso es que, en el comunicado difundido, Aprie señala que, uno, no está de acuerdo con la propuesta CNE de eliminación «transitoria» de los pagos; dos, no está satisfecha con el incremento en el pago que estableciera el gobierno el pasado mes de diciembre (que solo atiende «parcialmente» a sus demandas); y tres, considera «de vital importancia» que el nuevo esquema incremente «las actuales cantidades asociadas a los pagos por capacidad para aquellas instalaciones que no pueden cubrir sus costes con los ingresos percibidos de su participación en el mercado de producción».
Aprie está montando ahora mismo 2.000 MW más de ciclo combinado
La reclamación no deja de ser llamativa, sobre todo, habida cuenta del recorte de la prima renovable, aun caliente sobre la mesa. El caso es que Aprie, que no duda en reclamar una revisión al alza de su particular prima (el pago por capacidad), concluye su comunicado con un apunte muy directo a las otras primadas (o ex-primadas), las renovables: «es imprescindible –dice en su comunicado– acompasar el desarrollo de las renovables a la demanda energética real, evitando así incrementar la capacidad instalada si no se producen incrementos en la misma». Eso sí, la asociación nada dice de «acompasar» los 2.000 MW que tiene actualmente en desarrollo a esa «demanda energética real», y nada apunta cuando de sus megavatios se trata respecto a evitar incrementos de la capacidad instalada si no se producen incrementos en la demanda.
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Ciclos Combinados
A bengoa se ha adjudicado un contrato de 380 millones de euros en Polonia para la construcción y la ingeniería de
una planta de ciclo combinado de gas de 450 megavatios (MW) de potencia.
En concreto, el grupo señala en una nota que ha sido seleccionada por Elektrocieplownia Stalowa Wola para desarrollar los trabajos de ingeniería y construcción de la planta, que será la mayor de este tipo en Polonia.
La instalación, situada en Stalowa Wola, a 200 kilómetros al Sureste de Varsovia, cuenta con una turbina de gas, otra de vapor y una caldera de recuperación para producir electricidad.
Además, esta planta dispone de un sistema de District Heating (calefacción urbana), con 270 MW térmicos de potencia, que proveerá de agua caliente a 10.000 hogares de Stalowa Wola y otras poblaciones cercanas, logrando así incrementar el rendimiento del sistema y reducir los costes y las emisiones de gases efecto invernadero, respecto a los tradicionales sistemas de calefacción centralizada.
El proyecto incluye un plazo de ejecución de 38 meses, así como las tareas de operación y mantenimiento de la turbina de gas durante los doce primeros años.
Abengoa está presente en Polonia desde 2006, donde cuenta con una sede propia en Gliwice y trabaja para clientes como Alstom Power, EDF Polska, PGE, Energoinstal y PKN Orlen.
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Ciclos Combinados
S erá responsable de la ingeniería y construcción de
una planta de ciclo combinado de 450 MW de potencia.
A bastecerá de electricidad, calefacción y agua caliente
alrededor de 10.000 hogares.
L a producción de energía eólica alcanzó el miércoles 18 de abril nuevos máximos de potencia instantánea,
energía horaria y energía diaria. El máximo de potencia instantánea se registró a las 16.41 horas con 16.636 MW, lo que supone un incremento de un 11,2% respecto al máximo anterior de 14.962 MW, del 9 de noviembre del 2010.
Además en la misma jornada también se registró un nuevo máximo de producción horaria, con 16.455 MWh, entre las 17 y las 18 horas, con un incremento del 11,5% frente al máximo anterior, de 14.752 MWh del 9 de noviembre del 2010). Asimismo, se alcanzó el máximo de energía eólica diaria con 334.850 MWh, frente a los 315.258 MWh del 9 de
noviembre del 2010. Este máximo supone un incremento del 6,2%.
El Centro de control de energías renovables ha contribuido también a establecer un nuevo récord de cobertura de la demanda con energía eólica, cuando en la madrugada del 19 de abril, a la 1.37 horas, el 61,06% de la demanda peninsular (24.384 MW) se ha cubierto con esta generación (14.889 MW), superando el máximo anterior de 60,46% registrado el pasado 16 de abril, a las 3.48 horas.
Estos máximos reflejan la capacidad de la compañía para la integración segura de energías renovables, y la convierten en referente mundial en el transporte y la operación del sistema eléctrico.
El viento ha producido más del 60% de la electricidad consumida en España durante esa madrugada.
En la madrugada del 16 de abril, a las 3.48 horas, el 60,46% de la demanda peninsular (21.098 MW) se cubrió con generación eólica (12.757 MW), superando el máximo anterior de 59,63% registrado el 6 de noviembre del 2011, a las 2.00 horas.
Durante el fin de semana el operador del sistema eléctrico dio consignas de producción eólica máxima integrable que fueron en determinadas horas desde los 11.000 MW a los 14.979 MW, restricciones técnicas que tuvieron una muy pequeña repercusión en la producción eólica.
Este hecho supuso un nuevo reto que Red Eléctrica, como operador del sistema, supo gestionar sin poner en riesgo la seguridad de suministro.
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Eólica
AC CIONA Windpower, filial del grupo ACCIONA dedicada al diseño, fabricación y venta de
aerogeneradores, ha firmado con la compañía
CPLF Renováveis, filial del grupo brasileño CPFL, un contrato para el suministro, instalación y mantenimiento de 120 megavatios (MW) destinados al parque eólico de Atlántica, situado en el estado de Rio Grande do Sul, el más meridional de Brasil. Se trata del primer contrato que la compañía española obtiene en el país latinoamericano.
El parque, en término de Palmares do Sul, constará de 40 aerogeneradores AW116/3000, la turbina más avanzada de ACCIONA Windpower, de 3 MW de potencia unitaria y 116 metros de rotor, montada sobre torre de hormigón de 120 metros de altura.
El contrato comprende el suministro e instalación en campo de las turbinas, así como la operación y mantenimiento del parque eólico durante un período de 15 años.
Mediante este acuerdo, ACCIONA se posiciona con un proyecto de envergadura en un mercado eólico de gran proyección, con su aerogenerador de mayor potencia a nivel comercial.
«El acuerdo con CPFL Renováveis abre para ACCIONA Windpower un mercado nuevo, de indudable interés de negocio, de la mano de un cliente destacado que es líder en activos eólicos en Brasil», ha afirmado Pedro Ruiz, director gerente de ACCIONA Windpower.
CPFL Renováveis es la compañía de energías renovables de CPFL Energia, el mayor grupo eléctrico privado de Brasil, presente en los segmentos de la generación, distribución, comercialización y servicios.
ACCIONA Windpower tiene previsto establecer en Brasil una planta para el ensamblaje de equipos eólicos.
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Eólica
El pedido comprende 40 aerogeneradores AW116/3000, de 3 MW de potencia unitaria.
El contrato incluye el servicio de operación y mantenimiento de la instalación, situada en el estado de Rio Grande do Sul, por un periodo de 15 años.
E l proyecto de I+D denominado HiPRWind, en el que participan diecinueve empresas de ocho países,
consiste en el diseño e instalación de una plataforma eólica flotante, que estará anclada al lecho marino, y sobre la que se erigirá un aerogenerador Acciona de 1,5 MW de potencia. La compañía española, que es la responsable directa del diseño de la plataforma
flotante, prevé su instalación, y la del aerogenerador que la coronará, en el segundo semestre del año que viene, 2013. La plataforma flotante, que estará a un kilómetro y medio de tierra firme, aproximadamente, será sujeta con cadenas al lecho marino, que en esa zona se encuentra a una profundidad de entre cincuenta y noventa metros.
El pasado mes de abril, una delegación noruega encabezada por el embajador de aquel país, Anders Eide, e integrada por representantes de diversas empresas y centros tecnológicos, visitó el Canal de Experiencias Hidrodinámicas de El Pardo (Cehipar), donde Acciona ultima los ensayos de su prototipo de plataforma flotante (escala 1:20). En el tanque de olas artificiales del Cehipar (instalación calificada como Large Scale Facility por la Comisión Europea) ingenieros de la multinacional española mostraron su prototipo a la expedición noruega, en la que también había representantes de diversas empresas y centros tecnológicos, entre ellos, Innovation Norway, el organismo oficial del gobierno noruego para el apoyo a la innovación industrial y empresarial (en el proyecto HiPRWind, aparte de Acciona, también participan la ingeniería noruega Olav Olsen y la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, NTNU, entre otras entidades). El caso es que la visita de la delegación noruega al país donde precisamente fue instalado el primer aerogenerador flotante del mundo, ha sido aprovechada por la compañía española para confirmar que el próximo verano Acciona instalará una torre meteorológica frente a la costa de Armintza (Vizcaya) y que el año que viene, también en verano, se procederá a ejecutar en esa localización la instalación de la plataforma flotante y del aerogenerador que la coronará.
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Eólica
Será instalado en 2013 sobre una
plataforma flotante frente a la costa
vasca
Una infraestructura que, aun siendo a escala, resulta formidable
La plataforma que ha desarrollado Acciona estará semisumergida y consta de tres columnas o patas. Según Raúl Manzanas, director del equipo que está conduciendo el proyecto, cada una de ellas dista de la otra más de treinta metros. Las patas miden unos veinte metros de altura y tienen un diámetro de catorce metros en la base y seis metros en la parte más elevada. Acciona está construyendo la plataforma toda en Avilés (Asturias), desde donde será arrastrada por un buque remolcador, en el verano de 2013, hasta el Bimep (Biscay Marine Energy Platform), laboratorio marino vasco situado en altamar, a entre un kilómetro y medio y 1,7 kilómetros de la costa. El Bimep fue originalmente diseñado «para la investigación, demostración y explotación de sistemas de captación de energía de las olas en mar abierto», pero va a servir, además, para ensayar este ingenio que está desarrollando Acciona. La multinacional española lleva más de un año y medio embarcada en el proyecto. El núcleo duro del equipo multidisciplinar de investigación que está desarrollando la plataforma, dirigido por Manzanas, está integrado por diez investigadores españoles, con una edad media de aproximadamente 29 años (cada uno de ellos es el mejor del mundo en su especialidad, asegura Manzanas).
En el futuro, la opción será la eólica flotante
La plataforma que anclará Acciona en el Bimep el año que viene, plataforma que sostendrá un aero de 1,5 MW y se elevará sesenta metros por encima del nivel del mar, ha sido
dimensionada aproximadamente a escala 1:10 (los expertos prevén que los futuros aerogeneradores comerciales tendrán más de 10 MW). Con ella, Acciona quiere superar «la brecha tecnológica que existe actualmente entre las pruebas en laboratorio a pequeña escala y los desarrollos eólicos a escala real». Según la compañía española, el objetivo fundamental es «aportar soluciones que permitan reducir significativamente los riesgos y los costes de la tecnología eólica en aguas con profundidad superior a 40 metros», que son las que más frecuentemente se encontrará la eólica marina en el futuro, según el director de Energías Renovables del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas, Enrique Soria, también presente en la visita al Cehipar. Según Acciona, «el desarrollo de buena parte de este proyecto en España, con participación destacada de empresas españolas, favorecerá el acceso de nuestro país a un mercado emergente cuya inversión acumulada hasta 2030 en estructuras eólicas flotantes podría superar los 200.000 millones de euros a nivel mundial».
Apuesta decidida por la eólica marina
Acciona participa en el proyecto HiPRWind en una doble dimensión, a través de las compañías Acciona Energía y Acciona Windpower. La primera está diseñando la estructura flotante y los sistemas de fondeo, entre otros aspectos (de momento, y entre otros avances sujetos a confidencialidad, Acciona ya ha rebajado en un 40% el peso del acero que originalmente se consideraba necesario para la plataforma). La segunda, dedicada a la fabricación de aerogeneradores, aportará la turbina eólica y estudiará los sistemas de generación y control durante el período todo del proyecto, que concluye
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Eólica
formalmente el 31 de octubre de 2015 ( la segunda parte del proyecto se dedicará precisamente a eso, a la investigación en campo del funcionamiento de la instalación, en aspectos tales como el comportamiento de la estructura y de la turbina, sistemas de control, conexión a red, mantenimiento remoto, diseño de palas y rotor, y conceptos de máquina). La compañía española viene desarrollando una intensa actividad de I+D en energía eólica
marina. Entre otros proyectos, ha liderado a 16 empresas españolas agrupadas en el proyecto Cenit Eolia, entre 2007 y 2010, para el desarrollo de tecnologías de implantación de parques en aguas profundas; coordina el proyecto europeo Marina, vigente hasta 2014, para el desarrollo de plataformas marinas que integren diversas energías, y participa en el proyecto Cenit-Azimut para desarrollar un aerogenerador marino de tecnología española.
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Eólica
High Power, High Reliability Offshore Wind Technology (HiPRWind)
En el proyecto de I+D HiPRWind participan, aparte de Acciona, otras dieciocho empresas y centros tecnológicos de ocho países europeos.
La iniciativa enmarcada en el 7º Programa Marco de Investigación de la Unión Europea (UE), cuenta con un presupuesto de 19,8 millones de euros, de los que la UE aporta once (el 60% del total va a parar a la I+D relacionada con la plataforma flotante).
Cinco de los diecinueve socios del proyecto son empresas españolas, que aportan el 54% del presupuesto total.
Se trata de Acciona Energía, Acciona Windpower, Idesa (ingeniería y fabricante asturiano del sector del metal), Vicinay Cadenas (especializada en cadenas de fondeo) y Tecnalia (el mayor centro tecnológico privado de España), situados los dos últimos en el País Vasco.
Además también forman parte del consorcio el centro tecnológico Fraunhofer de Alemania, que coordina el proyecto, la ingeniería noruega Olav Olsen y la francesa Technip, expertas en plataformas petrolíferas; el gigante suizo ABB, especializado en sistemas de generación; la holandesa Mammoet, dedicada al transporte e instalación de estructuras; la certificadora francesa Bureau Veritas; el centro de investigación Sintef; la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología (NTNU); el centro tecnológico Narec y la ingeniería TWI, del Reino Unido; la ingeniería Wolfel y la Universidad de Siegen, de Alemania, y las tecnológicas Micromega Dynamics y 1-Tech, de Bélgica.
Solo energía limpia
La eólica marina es un sector liderado actualmente por Europa, principalmente en el Báltico y el Mar del Norte, donde hay más de 3.500 megavatios instalados, la práctica totalidad de la potencia eólica marina implantada a nivel global (3.616 MW), cifra sin embargo reducida en comparación con los casi 200.000 MW instalados en tierra en todo el mundo. Las previsiones, no obstante, apuntan hacia un crecimiento espectacular en la próxima década, en la que se esperan alcanzar los 75.000 MW marinos, de los que más de 52.000 MW estarían localizados en Europa y el resto, fundamentalmente, en China (19.600 MW), seguida de lejos por Estados Unidos y Canadá (2.000 MW entre ambos), según la consultora especializada BTM Consult ApS. Para 2020, el mar europeo acogería unos 40.000 MW, casi el 18% de toda la potencia eólica que se prevé instalada en Europa (230.000 MW), frente al 4% actual. Y para 2030, la Asociación Europea de Energía Eólica (European Wind Energy Association) prevé que la potencia offshore acumulada en el continente alcance los 150.000 MW. Acciona es la única gran compañía eléctrica española que solo trabaja con energías limpias. A día de hoy, ha instalado más de 9.000 MW para producción de electricidad en 14 países, de los que 7.469 MW lo son en propiedad, y declara 214 parques eólicos (6.244 MW); 80 centrales hidroeléctricas (912 MW); plantas termosolares y fotovoltaicas que están entre las mayores instaladas en el mundo y centrales de biomasa. Además, cuenta con plantas de producción de biodiésel y bioetanol, es desarrollador de proyectos propios y de terceros y está presente en toda la cadena de valor, produce y comercializa energía de origen renovable.
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Eólica
D urante más de diez años se ha estudiado la posibilidad de elevar en el aire a los aerogeneradores para así
aprovechar las corrientes de viento más constantes que se encuentran a altitud y que pueden llegar a ser cinco veces más potentes que las que soplan a la altura de una torre convencional. Ahora, investigadores procedentes del prestigioso Massachusetts Institute of Technology (MIT) afirman haber «demostrado la producción de energía eléctrica a altitud de un aerogenerador aero-flotante» que ha cumplido «una serie de hitos».
Se trata del Altaeros Airborne Wind Turbine (AWT), diseñado por Altaeros Energies, empresa formada por investigadores y personal procedentes del MIT. De momento, el equipo del MIT ha probado a una altura de 107 metros y gracias a una estructura flotante un aerogenerador con rotor de siete metros de diámetro. El prototipo cumplió todo un ciclo automatizado, logrando elevarse y aterrizar correctamente. Además, entretanto, el equipo ha producido electricidad según las previsiones. Durante este proceso, la producción eléctrica del aerogenerador (de la marca Southwest Skystream) ha sido «más del doble» en comparación con su producción montado en una torre a una altura convencional, según Altaeros.
Esta prueba a escala reducida intenta emular
varias condiciones que afectarán al prototipo de futuro que Altaeros pretende construir y que se alzará a una altura de 305 metros, más que el doble de la altura alcanzada actualmente con las torres eólicas. La intención es demostrar la viabilidad de este tipo de tecnología, sobre todo en emplazamientos remotos para industrias, el ejército o para pueblos aislados. Se ha diseñado para no producir ruido u otros impactos ambientales significativos y para asegurar un mínimo de mantenimiento. Además, sin necesidad de grúas ni de otros equipos pesados, se reduce el plazo de instalación «de semanas a días», según la empresa. Altaeros pretende, también, extender la tecnología a instalaciones mayores en el mar.
El AWT utiliza conchas hinchables, infladas con el gas helio, que forman una anilla, o un donut, alrededor del rotor del aerogenerador. Esta estructura de cámaras ha sido elaborada en colaboración con una empresa especialista en velas náuticas, la firma Doyle Sailmakers, de Massachusetts. Se trata de una adaptación de la tecnología aerostat que se viene utilizando desde hace décadas para alzar equipos pesados de telecomunicaciones y de rádar. La turbina flotante se ancla a tierra mediante correas reforzadas por una de las cuales también pasa el cable conductor. El conjunto es capaz de aguantar vientos huracanados.
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Eólica
E l dinero recaudado por el canon eólico valenciano, adicional al IBI y otros
impuestos locales, se colecta dentro del Fondo de Compensación anual para los municipios afectados. El sector ha criticado ásperamente a lo largo de los últimos años estos cánones regionales porque los considera discriminatorios y arbitrarios. La adjudicación de las ayudas que la agencia AVEN acaba de resolver culmina un proceso iniciado con la convocatoria de proyectos en 2011. Finalmente, AVEN afirma que ha fallado a favor de respaldar con cargo a ese fondo una cuarentena de proyectos presentados por ayuntamientos. Dichos proyectos «van desde la mejora de la eficiencia energética de los
alumbrados públicos, reforma de instalaciones o renovación y acondicionamiento de caminos o zonas forestales, entre otros», añade. En la provincia de Castellón hay un total de 15 parques eólicos en funcionamiento. Estos parques pertenecen las comarcas de Els Ports y Alto Palancia: las zonas 1, 2, 3 y 6 del Plan Eólico. Los municipios de esta zona recibirán este año 1,63 millones de euros del canon, según afirma la AVEN. Los municipios de las comarcas de Los Serranos y el Valle de Ayora –zonas 7, 8, 10 y 11–,en la provincia de Valencia, recibirán 1,21 millones de euros.
Según la AVEN, «estos fondos de compensación contemplan subvenciones económicas para los municipios donde se está desarrollando el Plan Eólico y son consecuencia del compromiso de la Generalitat para que el Plan Eólico contribuya a revitalizar las zonas de interior y se puedan beneficiar todos los municipios de las zonas donde se está desarrollando». La AVEN asegura que el objetivo del canon es que «todos los municipios de la zona que de alguna forma están incluidos en el Plan Eólico se vean beneficiados y no sólo aquellos en los que se han construido parques eólicos». Entre los principales «defectos», según la Asociación, figura la imposición de un canon (antes denominado paisajístico, pero ahora solo canon) que se impone a los parques eólicos por ser parques eólicos. Dicha medida «resultará discriminatoria si sólo se aplica a los parques y no a otras instalaciones con iguales o mayores supuestos efectos paisajísticos», alega la Asociación. El sector eólico en general y la Asociación Empresarial Eólica (AEE) en particular han criticado especialmente aquellos cánones que se han impuesto de manera retroactiva, como en Galicia y en Castilla-La Mancha.
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L a Agencia Valenciana de la Energía (AVEN) ha comunicado que ha repartido 2,85 millones de euros entre
aquellos ayuntamientos cuyos términos municipales acogen parques eólicos. La partida procede del polémico canon eólico que el gobierno autonómico incorporó en su plan eólico regional y que impone a los propietarios de los parques una tasa anual de 2.500 euros por megavatio instalado.
C ero megavatios fotovoltaicos, cero megavatios termosolares, cero megavatios eólicos, cero megavatios
hidráulicos, cero megas de biomasa y cero megavatios de biogás. Esta es la «previsión de evolución de potencia del régimen especial» que hace la Comisión Nacional de Energía: cero absoluto. Porque, según la CNE, en España no se instalará ni un solo megavatio en régimen especial durante los años 2013, 2014 y 2015 así lo refleja el «Informe Marco sobre la demanda de energía eléctrica y gas natural, y su cobertura».
El informe que tiene más de trescientas páginas, fue aprobado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en su sesión de nueve de febrero de 2012 y está colgado en la web de la CNE. El caso es que sus previsiones, incluidas en un anexo, en la página 308 de un documento de 310 páginas, han pasado bastante inadvertidas.
Así las cosas, la negra previsión sobre la «evolución de potencia del régimen especial» durante los años 2013, 2014 y 2015, previsión incluida por la CNE en el Anexo susodicho, no ha llamado la atención de casi nadie. Y ello, pese a lo contundente de sus números.
El antes y el después de un RDL
El documento señala con mucha claridad el por qué de sus previsiones: los cero megavatios vienen de la mano del RDL 1/2012. Así, y según el informe, la entrada en vigor de este real decreto-ley, el RDL que elimina las primas, ha supuesto «una revisión a la baja de las previsiones de potencia a instalar por el régimen especial peninsular estimadas para el período 2011–2015». La revisión a la baja es tal que, según la CNE, durante 2012 solo se instalarían en España 97 MW fotovoltaicos (a partir de 2013, ni uno solo). En cuanto a la eólica, el informe dice que en 2012 se instalarían 474 MW (desde 2013 y hasta finales de 2015, ni uno solo). Con respecto a la termosolar, la previsión es similar: instalación en 2012 de 970 MW y colapso total durante el trienio siguiente (cero megas en los años 2013, 2014 y 2015) y, por fin, cero megas para biomasa y cero para biogás durante los cuatro años.
Lo implícito y lo explícito
La CNE no muestra, no obstante, gran preocupación por el cero absoluto de las renovables. Así, su «Informe Marco...» señala explícitamente que los objetivos de potencia previstos para el año 2020 según el Plan de Energías Renovables «permiten disponer de un holgado margen de maniobra en la fijación de la senda de implantación» de las instalaciones renovables. El documento considera además que «la capacidad de generación instalada
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Noticias
actual es suficiente para asegurar la cobertura de la demanda prevista, luego esta medida [el Real Decreto-ley 1/2012] no afectaría a la seguridad de suministro ni a los compromisos de España para con la Unión Europea en materia de producción renovable para el año 2020».
Las renovables pierden cuota de mercado a mediados de década
En resumen, la CNE prevé la instalación, durante este año (2012), de 1.541 megavatios renovables y prevé, para el trienio 2013-2014-2015, cero megavatios para todas y cada una de las muy diversas tecnologías renovables. A saber: cero para la fotovoltaica, cero para la termosolar, cero para la hidráulica, cero biomasa y cero biogás. Además, el documento de la Comisión parece insinuar, implícitamente, que España poco menos que ya ha hecho todos sus deberes y dice, en todo caso, explícitamente, que ese cero trienal no va a afectar ni a la seguridad de suministro ni a los compromisos españoles para con Europa. Por otro lado, y en cuanto a la producción, la CNE prevé que la electricidad renovable supondrá un 41,9% de la generación eléctrica en 2013 y señala que ese porcentaje irá reduciéndose paulatinamente hasta quedar en un 39,4% en 2015.
Más gas
Lo que no se reduce es la previsión de demanda de gas natural. El «Informe Marco...», que recoge las previsiones de demanda de gas para ciclos combinados (centrales térmicas que queman gas para producir electricidad), alude tres escenarios de crecimiento de esa demanda de aquí a 2015. Según la previsión de Enagas, la demanda de gas se incrementará en 5.000 GWh/año; según REE, esa demanda crecerá en
28.000 GWh/año; y según la Comisión, ese incremento se situaría en 14.000 GWh/año. Es decir, que la propia Comisión prevé que en 2015 España quemará más gas que hoy para generar electricidad. La CNE estima un incremento de demanda total de gas para generar electricidad que oscila entre el 0,85% anual del escenario inferior y el 5,48% (incremento promedio anual) del escenario superior.
Conclusiones
Otra demanda que crece es la de electricidad, a razón de un 2,4% al año cada uno de los tres años del trienio 2013-2014-2015 . ¿Conclusión? El ente regulador de los sistemas energéticos, la Comisión Nacional de Energía, autor del «Informe Marco sobre la demanda de energía eléctrica y gas natural, y su cobertura», prevé, por una parte, la congelación total de la vía renovable durante el trienio 2013-2015 (cero megavatios); mientras que, por otra parte, prevé el incremento constante de la demanda de gas para generación eléctrica durante ese mismo trienio, y, por fin, y en tercer lugar, prevé un crecimiento asimismo constante de la demanda de electricidad. Esas serían las tres conclusiones explícitas del «Informe».
En su último informe de «Supervisión del Mercado Mayorista de Gas» (el de noviembre), la misma Comisión Nacional de Energía señala que el gas que llega a España de más allá de las fronteras es cada vez más caro. El informe dice exactamente que el coste de aprovisionamiento de gas natural en frontera española para el mes de noviembre de 2011 (26,72 €/MWh) acumula ya un incremento del 90% respecto al valor de julio de 2009 (14,03 €/MWh). La pregunta es: ¿cuál es el objetivo del gobierno con una política energética como esa?
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ANEXO EFECTO DEL REAL DECRETO-LEY 1/2012 SOBRE EL ANÁLISIS DE LA COBERTURA ELÉCTRICA
Previsiones de potencia instalada estimadas para el periodo 2011-2015 antes de la entrada en vigor del Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero
Déficit tarifario
El déficit de tarifa es la diferencia entre lo que paga el consumidor en su factura y el coste reconocido por la compañía eléctrica. Desde la liberalización se comenzó a aplicar por parte de los gobiernos del PP (continuada por los gobiernos socialistas presididos por J. L. Rodríguez Zapatero) una política de congelación de la tarifa de la luz al margen de los costes declarados de la energía, que se transformó en «deuda» del Estado para con las empresas productoras de electricidad. A finales de 2010 este déficit superaba los 20.000 millones de euros. En 2012 está cifrado en 24.000 millones de euros.
Esta medida se aplicó con el objetivo de controlar el impacto inflacionista de las tarifas eléctricas, ya que toda la actividad económica depende de los precios de la energía. Sin
embargo se trata de un control momentáneo, ya que la deuda permanece y deberá ser abonada en un futuro.
Hasta el año 1997 el Gobierno era el encargado de fijar las tarifas eléctricas. Ese año, durante el primer Gobierno de Aznar, se promulgó la Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico (como transposición de la Directiva 96/92/CE de 19 de diciembre de 1996), que liberalizaba el mercado eléctrico en España y sigue en vigor actualmente tras diversas modificaciones: Ley 53/2002 de 30 de diciembre, Ley 24/2005 de 18 de noviembre y la Ley 17/2007 de 4 de julio. Este marco legal ha sido además completado mediante sucesivos reales decretos, órdenes y resoluciones.
Funcionamiento
Así, se estableció un mercado de compra-venta eléctrico gestionado por OMEL -Operador del Mercado de Electricidad operadora española dentro del Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL), siendo su homóloga portuguesa OMIP. Está supervisado por una comisión de representantes de los productores, distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados. El operador del sistema (y encargado de la continuidad y suministro de energía) es Red Eléctrica Española (REE). Este mercado es denominado «pool»
Cada día, OMEL opera la subasta para las 24 horas del día siguiente, entrando en primer lugar aquellas energías más baratas, seguidas de los distintos sistemas de producción hasta que se cubre la demanda proyectada. En primer lugar acceden las nucleares, ya que al poseer una gran inercia térmica los parones y arranques serían muy costosos (se trata en este
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sentido de una fuente de energía poco flexible ). Le siguen las energías renovables por normativa legal que promueve su desarrollo. De este modo, aunque tienen asegurado un precio regulado o una prima también están obligadas a pasar por el mercado, y no marcan precio en el pool, produciendo el efecto de abaratar la subasta. Ambas fuentes energéticas, nucleares y renovables se ofrecen en el mercado a precio cero (es el modo de otorgarles prioridad). Les siguen en función de la demanda las energías más caras, el gas y el carbón. Así, la última en cubrir la demanda proyectada marca el precio marginal de la energía de ese día concreto, por lo que todas las demás fuentes son retribuidas también a este precio.
Problemas
El hecho de que la última fuente en cubrir la demanda fije el precio de todas las demás es uno de los principales problemas que se suelen identificar en el funcionamiento del pool, ya que las centrales nucleares e hidráulicas perciben ingresos mucho más altos
comparados con sus costes (por su antigüedad están ya amortizadas), encareciendo artificialmente la factura de los consumidores, habiéndose sugerido su salida del pool. Otra de las incoherencias de este funcionamiento (y que provoca el efecto opuesto de la situación anterior) es que cuando la demanda es baja y existe una gran oferta nuclear y renovable (suficiente para cubrir la baja demanda), el precio que se marca entonces es el mínimo, es decir: 0.
Por otro lado, las renovables producen un efecto desplazamiento para las centrales de carbón y gas. Aunque se esperan distorsiones futuras debido a la entrada de carbón subvencionado nacional a partir de 2011.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) ha señalado que parte del principio de que no se cuestiona la propia existencia del pool y su continuidad, imprescindible en el modelo de actual de liberalización de los mercados. Lo que se quiere es buscar soluciones a los problemas del pool, para que éstos no destruyan y desvirtúen el sistema.
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El Consejo de Ministros ha anunciado varias medidas para hacer frente al déficit estructural de tarifa (desfase entre ingresos y costes del sistema), que a diciembre de 2011 tenía un importe de 24.000 mln eur (de los cuales 17.000 mln eur ya han sido titulizados, y tiene aval del Estado). No es preocupante sólo el elevado importe acumulado, sino también el hecho de que el déficit seguirá creciendo a un ritmo anual cercano a 5.000 mln eur a menos que se tomen medidas para evitarlo.
Esto ha llevado al gobierno a adoptar una serie de medidas, dentro de una reforma global del sector energético, que se irán completando con otras medidas adicionales.
El primer ajuste (3.147 mln eur), obligado por dos autos del Tribunal Supremo para cumplir con los objetivos de déficit de tarifa en 2011 y 2012, se conseguirá con la aportación tanto de los consumidores (vía incremento de tarifa, 1.382 mln eur) como de las eléctricas (donde se recortarán costes reconocidos por importe de 1.765 mln eur):
1 Aportación de los consumidores: se anuncia un incremento de la tarifa eléctrica de último recurso (TUR) para
el 2T12 del 7% (en la parte alta de las estimaciones de +5%/+7%). Recordamos que la tarifa de la luz tiene dos componentes (al 50%): el componente energético (precio de la electricidad fijado por el mercado en la subasta CESUR) y los costes o peajes de acceso (donde se incluyen el transporte, la distribución o las propias primas a las renovables, entre otros conceptos). En la medida en que el componente energético ha caído un -7%, la tarifa regulada de acceso podría haber aumentado en la misma proporción sin suponer incremento en la tarifa total, si bien la parte regulada subirá en mayor medida con el
fin de dar cumplimiento a los autos del Tribunal Supremo que obligan a refacturar los consumos desde octubre del año pasado (se habían congelado las tarifas 4T11 y 1T12 y las eléctricas lo habían recurrido) con el fin de recoger los costes reales del sistema eléctrico (y así mantener los déficits de tarifa en los límites legales de 1.500 mln eur/año). El gobierno calcula que el incremento de tarifa del 7% supondrá 1.382mln eur.
2 Aportación de las eléctricas: en la medida en que realizar todo el ajuste vía incremento de tarifas hubiese
supuesto un incremento de las mismas del orden del 30/40%, parte del ajuste lo asumirán las eléctricas, cuantificado en torno a 1.765 mln eur. Entre las medidas anunciadas, destacan:
a) Reducción en los ingresos de distribución = 688 mln eur, lo que supone un 14% sobre los ingresos
de distribución totales esperados para 2012 (5.093 mln eur). Por compañías, el mayor impacto es para Endesa (304 mln eur, 4,3% EBITDA 2012e), seguida de Iberdrola (234 mln eur, 2,9% EBITDA 2012e) y Gas Natural (108 mln eur, 2,2% EBITDA 2012e). Las cifras están bastante en línea con las barajadas por el mercado (entre 500 y 700 mln eur por este concepto), por lo que entendemos que esta medida debería estar bastante en precio.
b) Reducción de pagos por capacidad = 84 mln eur, lo que supone un recorte del 10% sobre
los ingresos totales por este concepto (842 mln eur), con impacto muy limitado en las utilities integradas.
Las medidas anunciadas por el momento sólo afectan a REE en un desfase de un año en la remuneración de los nuevos activos, en contra de las duras propuestas (no vinculantes) elaboradas por la CNE el pasado 9 de marzo.
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Primera impresión: primera «tanda» de medidas para solucionar el déficit de tarifa eléctrica, bastante en línea con lo esperado, y que permiten un cierto respiro en el corto plazo a un sector muy castigado por la incertidumbre regulatoria (desde que se iniciaron los rumores de medidas regulatorias para atajar el déficit de tarifa, aproximadamente finales de octubre, las utilities integradas españolas han caído en
promedio -15%, el mismo porcentaje en que han caído sus precios objetivo de consenso).
Lo más positivo, el hecho de que en la solución al problema del déficit tarifario participarán también los consumidores (vía incrementos de tarifa). En negativo, que aún quedan pendientes de anunciar nuevas medidas que afectarán a los resultados de las eléctricas. Hay que tener en cuenta que la estimación de déficit 2012 por parte del Ministerio podría ser
conservadora (3.200 mln eur), en la medida en que los costes sigan subiendo y que el componente de energía no siga bajando como ha hecho en 1T12. El mercado baraja un déficit para 2012 en torno a 4.700 mln eur, por lo que aún quedaría una parte por cubrir (en torno a 1.500 mln eur). Es por ello que aunque en el corto plazo veremos cierto alivio en las cotizaciones, es difícil que asistamos a recuperaciones sostenidas mientras persista la
incertidumbre regulatoria. De cualquier forma, las cotizaciones parecen haber descontado ya un entorno bastante complicado a nivel regulatorio, por lo que la eliminación definitiva de la incertidumbre una vez se conozca en próximas semanas/meses la reforma global energética en su totalidad (prevista para abril-junio) permitirá previsiblemente volver a tener en cuenta al sector eléctrico como inversión a medio plazo.
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L a Fundación R e n o v a b l e s considera que
el ajuste del sistema eléctrico no puede cargarse sobre los consumidores y las
políticas de ahorro.
E l ajuste del sistema eléctrico no puede cargarse sobre los consumidores y las
políticas de ahorro, eficiencia y renovables. La Fundación Renovables considera que se está planteando con parches la continuidad de un sistema al que se. le reconoce su insostenibilidad El origen del déficit tarifario no está en las renovables: todos los recortes efectuados en su contra no han reducido ni impedido la subida de la luz.
La Fundación Renovables considera que el ajuste del sistema eléctrico no puede cargarse sobre los consumidores y las políticas de ahorro, eficiencia y renovables tal y como hacen las dos normas aprobadas hasta ahora por el Gobierno sobre este asunto. Por ello, la Fundación Renovables, en su compromiso de participar activamente en el debate energético, ha hecho público un documento en el que analiza la situación del sector energético a partir del Real Decreto Ley 13/2012, publicado
en el Boletín Oficial del Estado el pasado 31 de marzo, sobre trasposición de directivas europeas y por el que se adoptan medidas para la corrección de desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista como segundo paso de la política energética tras la aprobación en enero del RDL 1/2012 (publicado en el BOE el 28 de enero) que establecía la moratoria renovable.
El documento de la Fundación señala que, aunque se trata de la primera vez que el regulador introduce recortes a la retribución de las compañías eléctricas, esos recortes son para la actividad de distribución cuando hubieran sido más necesarios en generación, actividad en la que existe una sobrecapacidad de potencia instalada convencional y una excesiva retribución de instalaciones ya amortizadas o unos pagos por capacidad y disponibilidad excesivos, que en realidad pagan los errores de las compañías en el desarrollo de algunas tecnologías como es el caso de los ciclos combinados. La Fundación Renovables considera que la reducción en la retribución de la distribución puede afectar a la calidad del suministro y comprometer la implantación de nuevas instalaciones renovables.
Para entender este nuevo RDL hay que tener en cuenta que la primera fase del ajuste se ha cargado exclusivamente a las renovables con la paralización de futuros proyectos y una prolongación de los recortes y la retroactividad aplicada desde 2008 por el anterior Gobierno. Si las renovables llevan casi cuatro años de ajustes y siguen existiendo desajustes entre los costes e ingresos del sistema, está claro que las energías renovables no son el origen de la insostenibilidad del sistema eléctrico y gasista. La propia existencia de este nuevo RDL viene a reconocer que, aun recortando y parando las
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renovables, los costes del sistema siguen creciendo. «Ha sido un error y una injusticia fijarse exclusivamente en el coste de las renovables cuando habría que haberse fijado en el incremento del conjunto de todos los costes regulados con los que se retribuye a las eléctricas desde hace dos décadas» apunta el amplio documento de la Fundación Renovables .
El origen y causa principal de los desajustes ha sido el no haber previsto ni actuado desde 2008 sobre los efectos de la crisis económica en el sistema eléctrico y gasista. La bajada de la demanda y el mantenimiento de la contabilidad creativa del déficit de tarifa, en el contexto de crisis, han convertido los desajustes en una auténtica bola de nieve que se ha querido ocultar con los ataques y críticas a las renovables que han visto cómo, mientras se paralizaba su mercado indefinidamente, los costes del sistema crecían sin parar.
El ahorro no existe
Si el ahorro de energía era un concepto casi desaparecido, ahora, sin un mínimo impulso presupuestario, el ahorro no existe como prioridad ni como señal a los mercados. Muchas agencias de la energía están abocadas a desaparecer. Si lo que se pretende con esta norma es garantizar la sostenibilidad económica del sistema energético y se reconocen los riesgos de un modelo basado en el predominio de los combustibles fósiles, lo lógico sería abordar con urgencia la reducción de la dependencia de ese modelo, pero las medidas adoptadas no van en esa dirección. Lo que se plantea es una verdadera contradicción ya que se propone conseguir la sostenibilidad económica a largo plazo de un modelo energético insostenible por su propia naturaleza. En este sentido, los recortes no
deberían hacerse a las renovables, al ahorro y ni siquiera a la distribución, sino al mix energético basado en las fuentes fósiles, petróleo, gas, carbón y energía nuclear. El RDL 13/2012 sigue sin afrontar el fondo del problema, que es el propio modelo energético que lo ha creado y se queda muy lejos de lo que exige la situación actual; es un parche más que traslada los problemas al próximo semestre, a la espera de lo que el Gobierno decida para la segunda fase que se anuncia en el preámbulo.
Por todo ello la Fundación Renovables plantea las siguientes medidas:
1-. Planificación Energética para 2050.
2-. Internalización de costes de todas las
fuentes de energía.
3-. Plan de Ahorro y Eficiencia Energética con
el objetivo de un 50% de ahorro de energía. Deberá incluir el autoconsumo compartido y la generación distribuida.
4-. Principio de corresponsabilidad para que
todos los consumidores de energía contribuyan a la transición hacia ese nuevo modelo energético basado en el ahorro.
5-. I+D+i para impulsar la industria nacional y
la tecnología nacional de renovables y de eficiencia energética.
En definitiva, se trata de caminar hacia un nuevo mix energético, un nuevo modelo de negocio energético basado en el ahorro y otra cultura del uso de la energía para avanzar en la sostenibilidad del sistema energético reduciendo la dependencia y la intensidad energética así como las emisiones de CO2 que constituyen los mayores riesgos y costes del sistema energético.
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