haz clic aquí para descargar 8,32 MB

Mayo 2012
Pág.
Edición Mensual
Año II
Mayo 2012
Edita
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.
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:
 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
 La biomasa contribuye a desarrollar termosolares pequeñas y
40
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
 Todas las renovables entrarán en vía muerta en 2013
 El déficit tarifario ¿Qué es?
 El origen del déficit tarifario no está en las renovables
72
Fotovoltaica
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
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
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.
4
Fotovoltaica
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
Convierten
eléctrica.
energía
luminosa
en
energía
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.
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
5
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.).
6
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.
7
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.
 No contamina
Tiene tantas aplicaciones como pueda tener la
electricidad. La única limitación existente es el
coste del equipo o el tamaño del campo de
paneles.
 Es inagotable
Algunos usos:
 No produce emisiones de CO2 ni de otros
gases contaminantes a la atmósfera.
 No consume combustibles.
 No genera residuos
 No produce ruidos

Socio-Económicas:
 Su instalación es simple
 Requiere poco mantenimiento

Electrificación de viviendas rurales

 Tienen una vida larga (los paneles solares
Suministro de agua a poblaciones
duran aproximadamente 30 años)

Bombeo de agua / riegos
 Resiste condiciones climáticas extremas:

Naves ganaderas

Pastores eléctricos

Telecomunicaciones: repetidores de señal,
 Instalación en zonas rurales desarrollo

telefonía móvil y rural
tecnologías propias.

Tratamiento de aguas: desalinización, cloración.
 Se utiliza en lugar de bajo consumo y en

Señalizaciones (marítima, ferroviaria, terrestre y
aérea) y alumbrado público
granizo, viento, temperatura, humedad.
 No existe una dependencia de los países
productores de combustibles.
casas ubicadas en parajes rurales donde no
llega la red eléctrica general
 Venta de excedentes de electricidad a una

Conexión a la red
comparación eléctrica.

Protección catódica
Tolera aumentar la potencia mediante la
incorporación de nuevos módulos
fotovoltaicos.

Sistemas de telecontrol vía satélite, detección de
incendios.
Ventajas e Inconvenientes
VENTAJAS

Medio Ambientales:
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.
8
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.
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.
Sistema FV de
bombeo de agua
9
Fotovoltaica
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
Esquema de bomba centrífuga superficial
10
Fotovoltaica
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 centrífugas sumergibles
Bombas de diafragma: Las bombas de
diafragma desplazan el agua por medio de
11
Fotovoltaica
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.
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
Esquema de bomba volumétrica de cilindro
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
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.
12
Fotovoltaica
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.
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).
Controlador típico de un sistema
fotovoltaico de bombeo
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
13
Fotovoltaica
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
14
Fotovoltaica
Centro de control
Módulo
Seguidor solar
Puesto de transformación
0.22kV/20kV
Subestación de la central
20kV/60kV
Red eléctrica
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.
15
Fotovoltaica
16
Fotovoltaica
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
17
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.
18
Fotovoltaica
19
Fotovoltaica
S
e trata de una planta que se
construirá en una superficie de 750
hectáreas en el término municipal
de Talaván (Cáceres).
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
20
Fotovoltaica
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.
Prioridad para profesionales extremeños
Desarrollo de la fotovoltaica sin primas
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.
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.
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.
«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
21
Fotovoltaica
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».
22
Fotovoltaica
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.
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.
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
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
23
Fotovoltaica
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».
L
P
S
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.
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.
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.
24
Fotovoltaica
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.
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.
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.
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
25
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
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
27
Termosolar
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.
28
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,
to r re s de r ef r ig e rac i ó n, c al de ra s,
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
29
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
30
Termosolar
*El tren de generación de vapor
- Gama eléctrica anual.
*Los sistemas eléctricos de alta, media y baja
- Gama de m. predictivo trimestral.
tensión
- Gama de lubricación mensual.
*El generador eléctrico
- Gama de obra civil anual.
*Los sistemas auxiliares (refrigeración, planta
- Gama de instrumentación mensual.
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 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.
- Gama de operación diaria.
- Gama de operación semanal.
- Gama mecánica mensual.
- Gama mecánica trimestral.
- Gama mecánica anual.
- Gama eléctrica mensual.
31
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
32
Termosolar
tal magnitud, por una avería perfectamente
evitable con un plan de mantenimiento
adecuado.
es decir, casi tanto como el presupuesto anual
de mantenimiento, que además se verá
incrementado por la proliferación de averías.
Pérdida de producción anual
media en una central termosolar
mal mantenida
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.
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 €,
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
33
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.
34
Fotovoltaica
28 29
35
Termosolar
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 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.
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
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
tecnología Stirling de Renovalia, destaca:
esta
Alta eficiencia.
No consume agua, ni gas. Normalmente, los
36
Termosolar
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
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».
pequeñas
37
Termosolar
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.
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.
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».
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
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».
E
38
Termosolar
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.
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.
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
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.
39
Biomasa
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
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
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 cilindroparabólicos 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
40
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.
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».
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.
41
Biomasa
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.
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.
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.
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.
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
42
Biomasa
supone una buena iniciativa», ha comentado el
presidente.
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.
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.
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),
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
43
Biomasa
«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
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».
La biomasa es una energía renovable, limpia y
ecológica, ya que su combustión no contribuye
44
Biomasa
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).
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.
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.
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
45
RCM POWER PLANT
®
RENOVETEC
91 126 37 66
Paseo del Saler 6
Fuenlabrada — 28945 Madrid
[email protected]
Ciclos Combinados
L
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
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».
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
47
Ciclos Combinados
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.
48
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.
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.
49
Eólica
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
compañía para la integración segura
energías renovables, y la convierten
referente mundial en el transporte y
operación del sistema eléctrico.
la
de
en
la
El viento ha producido más del 60% de la
electricidad consumida en España durante esa
madrugada.
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
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.
50
Eólica
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 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.
AC
CIONA Windpower, filial del
grupo ACCIONA dedicada al
diseño, fabricación y venta de
aerogeneradores, ha firmado con la compañía
«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.
51
Eólica
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.
Será instalado en 2013 sobre una
plataforma flotante frente a la costa
vasca
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
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.
52
Eólica
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
53
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.
54
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.
55
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.
56
Eólica
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.
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.
57
Noticias
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
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.
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
58
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 2013-20142015, 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?
59
Noticias
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
60
Noticias
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
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
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
61
Noticias
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.
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.
Problemas
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.
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
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.
62
Noticias
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:
Reducción en los ingresos de distribución = 688
a) 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.
de pagos por capacidad = 84 mln eur,
b) loReducción
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.
63
Noticias
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
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
promedio -15%, el mismo porcentaje en que
han caído sus precios objetivo de consenso).
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 abriljunio) permitirá previsiblemente volver a tener
en cuenta al sector eléctrico como inversión a
medio plazo.
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
64
Noticias
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.
L
a Fundación
Renovables
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
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
65
Noticias
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.
66