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ENERGÍAS

114

septiembre

2012

RENOVABLES

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Energías del Mar,

Geotérmica,

Minihidráulica

La bioenergía, capaz

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Las subastas en

Brasil, ¿un ejemplo

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Yingli Solar,

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Electric. Reservados todos los derechos. Schneider Electric, Xantrex y Make the most of your energy son marcas comerciales propiedad de Schneider Electric Industries SAS o de sus filiales.


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S u m a r i o

114


PANORAMA

La actualidad en breves 8

Opinión: Javier G. Breva (10) / Sergio de Otto (12) / Tomás Díaz (14) /

Valeriano Ruiz (16) / Ernesto Macías (18)

■ EÓLICA

Las subastas en Brasil, ¿un ejemplo a exportar? 20

■ SOLAR FOTOVOLTAICA

Yingli Solar, palabras mayores 26

(+ Entrevista con Fernando Calisalvo, director general de Yingli Solar,

y Luis Contreras, director técnico)

Detectar los problemas y encontrar soluciones 30

■ BIOENERGÍA

Cómo lograr que la bioenergía genere el 20% de la energía primaria mundial 34

Número 114

Septiembre 2012

En portada, una de las dos máquinas Pelamis2 operativas en

las aguas de Escocia, en las islas Orkney.

■ GEOTÉRMICA

La geotermia madura 38

■ MINIHIDRÁULICA

Entrevista con Sinuhé Lozano, director general de ENEA Grupo ® en Madrid 44

■ ENERGÍAS DEL MAR

Nautimus, porque después de diseñarlo hay que construirlo 48

(+ Entrevista con Javier Camacho, director general de Abengoa Seapower)

■ EMPRESAS

EGL Energía Iberia cumple diez años 54

(+ Entrevista con Ignacio Soneira, director general de EGL Energía Iberia)

■ AGENDA 62

Se anuncian en este número

ACADEMIA ER .............................53

ALECOP .........................................2

ATERSA........................................15

BORNAY.......................................13

I ENCUENTRO MUNDIAL DE

EFICIENCIA ENERGÉTICA

EN EDIFICIOS ..............................63

CSP TODAY.................58, 59, 60, 61

ELEKTRON....................................11

ENEA RENOVABLES ....................33

ESCUELA DE ORGANIZACIÓN

INDUSTRIAL–EOI .........................17

EXPOBIOENERGÍA.......................47

FUNDACIÓN RENOVABLES..........55

GESTERNOVA ..............................19

ROMO WIND ...............................57

SANTOS MAQUINARIA

ELÉCTRICA ...................................41

SCHNEIDER ELECTRIC...................3

UNED ..........................................43

VESTAS .......................................64

VOLKSWAGEN VEHÍCULOS

COMERCIALES.............................23

YINGLI SOLAR .............................25

20

30

34

54

sep 12 ■ energías renovables 5


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DISEÑO YMAQUETACIÓN

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Javier Rico, Mino Rodríguez, Eduardo Soria, Aday Tacoronte,

Yaiza Tacoronte, Hannah Zsolosz.

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Jorge Barredo

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del Aprovechamiento de la Biomasa en España (Adabe)

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Presidente de la Asociación Solar de la Industria Térmica (ASIT)

Javier García Breva

Presidente de la Fundación Renovables

José Luis García Ortega

Responsable Campaña Energía Limpia.

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Director general del Instituto de Investigación en Energía de Catalunya (IREC)

Ladislao Martínez

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Emilio Miguel Mitre

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Director de la Oficina de la OIT (Organización Internacional

del Trabajo) en España

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Director de Energías Renovables del Ciemat (Centro de Investigaciones

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Con o sin reforma energética,

el mundo se mueve

Coinciden varios de los columnistas de ER en señalar que este verano ha sido

todo menos tranquilo. Entre eres, rescates, olas de calor, sequías e incendios

hemos llegado, con el alma en vilo, a las puertas de eso que se ha dado

en llamar “nuevo curso” y sin que el gobierno haya concluido sus deberes

en un asunto de tan vital importancia como la reforma energética.

Aunque si la opereta que han montado los ministros Montoro y Soria es la referencia,

casi mejor que no aprueben nada.

¿Qué debería incluir esa reforma energética para aportar beneficios reales al conjunto

de la sociedad española? No hace falta ser un genio para aventurar respuestas;

además, referencias no faltan. Ahí están, por ejemplo, los modelos danés y alemán.

En realidad, “solo” se trata de pararse a analizar por qué y en qué medida nos perjudica

el modelo energético actual y tener la valentía de aprobar las medidas que permitan

que la situación se invierta. Es decir, legislar para lograr convertir los impactos

negativos en impactos positivos. Desde luego, trasladar a la práctica la teoría es

complejo y lleva su tiempo, pero es responsabilidad y obligación de nuestros gobernantes

hacerlo. Quizá así puedan empezar a liberarse de ese síndrome de Estocolmo

que parece atarles a quienes vienen clamando desde hace meses (¿o años?) contra

las renovables y gimiendo por su cuenta de resultados sin que hasta la fecha se haya

aprobado nada que en realidad les perjudique.

Ahora bien, con o sin reforma energética, el mundo se mueve. Hartos de que el

gobierno haga exactamente lo opuesto a lo que necesitamos como país, se están

poniendo en marcha distintas acciones encaminadas a lograr que la sociedad conozca,

por otros cauces, la realidad de las renovables. Un ejemplo de ello es la reciente

celebración de un acto público en Madrid, impulsado por multitud de organizaciones

(de consumidores, ecologistas, de renovables, Movimiento 15M, sindicatos, políticos,

etc.), en solidaridad con Ángel Vadillo, el alcalde extremeño que lleva tres meses

en huelga de hambre para reclamar las ayudas al sector de las renovables que el gobierno

suspendió tras su primera “reforma” energética e impiden a su pueblo (Alburquerque)

acabar con el paro que sufren el 40% de sus habitantes.

Además, aunque el gobierno pueda parar los grandes desarrollos, con los pequeños

es posible que no ocurra así. Como apunta Ana Marco en su último blog en ER

(www.energias-renovables.com), va a ser difícil impedir la proliferación de pequeñas

instalaciones domésticas de producción para autoconsumo. Y lo va a ser porque, como

dice Ana, “todos los argumentos y argucias disuasorias que se han ido utilizado

chocan una y otra vez con la voluntad inamovible de las personas convencidas de

que todos debemos colaborar para cambiar este modelo depredador que nos está

devorando”.

Hasta el mes que viene.

Imprime: EGRAF

Depósito legal: M. 41.745 - 2001 ISSN 1578-6951

Pepa Mosquera

EDITA: Haya Comunicación

Luis Merino


8 energías renovables ■ sep 12

P

p a n o r a m a

■Se estanca el consumo de biocarburantes en Europa

El consumo de biocarburantes en la Unión Europea (UE) creció un 3% en 2011, lo que

refleja el estancamiento de un crecimiento que en 2010 fue del 11% y en 2009 del 24,6%.

La producción de biodiésel cayó un 8% el año pasado, y la de bioetanol subió un 3% (en

2010 un 20%). Son los datos más destacados del informe sobre biocarburantes en la UE en

2011 publicado por EurObserv’ER.

El eurobarómatreo describe un estancamiento

del sector, que achaca a la incorporación

de los criterios de sostenibilidad.

No obstante, el informe mantiene

que se cumplirán los objetivos europeos –10%

en 2020 de renovables en el transporte– gracias

al avance de la segunda generación.

Ya en el del pasado año se advertía un claro

frenazo al crecimiento del sector, dentro de una

línea de subida en todos los parámetros. En el

análisis de 2011 no mejora la situación y, por

primera desde que EurObserv’ER los realiza,

desciende la producción de biodiésel en las

plantas de la UE. En un panorama que el observatorio

describe como tenso, la European

Biodiesel Board (EBB) ha hecho una primera

estimación que cifra la producción en

8.800.000 toneladas, un 8% menos que en

2010, que alcanzó los 9.570.000 toneladas.

EurObserv’ER confirma que las importaciones

de biodiésel desde Argentina e Indonesia

están en la raíz de la caída, hasta el punto que el

ligero aumento de su consumo en la UE (de

10,3 a 10,5 millones de toneladas equivalente

de petróleo) no ha servido para aprovechar la

capacidad de producción europea. Siguiendo la

tendencia de los últimos años, volvió a bajar la

relación capacidad/producción, situándose en

el 40%, empujada especialmente por la industria

española, que EurObserv’ER sitúa como la

más difícil del continente, con empresas como

Infinita Renovables, la tercera en capacidad de

producción en Europa, con sus dos plantas cerradas,

y Entaban, con tres de cuatro fábricas

también cerradas.

MÁS PENDIENTES DE LA SOSTENIBILIDAD

La producción europea de bioetanol sí se incrementó

en 2011, pero con un porcentaje de crecimiento

con respecto a 2010 (2,9%) muy inferior

al que se dio entre este año y 2009, que

fue del 20,1%. Según las estimaciones de la patronal

europea, la European Renewable Ethanol

Association (conocida como ePURE), la

producción llegó a los 4 393 millones de litros

en 2011. En este caso, EurObserv’ER justifica

este leve crecimiento, “en parte, por una desaceleración

en el consumo de la UE, agravado

por un fuerte aumento de las importaciones

que frenó la producción”. España se mantuvo

en 2011 como el tercer principal productor y

Abengoa como la empresa que más litros produjo.

Como advierte EurObserv’ER, el frenazo a

la producción de biocarburantes se explica en

parte por el estancamiento del consumo. Entre

2010 y 2011, creció solo un 3%, es decir, pasó

de 13,2 a 13,6 millones de tep. ¿Y por qué se

consumió menos? Según se concluye en el presente

barómetro, porque los gobiernos de la

UE ya no consideran una prioridad el rápido

incremento del consumo, y la atención se centra

ahora en implantar sistemas de sostenibilidad

para verificar que el biocarburante empleado

en los distintos países cumple los requisitos

de la directiva de energías renovables. Un ejemplo

es Alemania, primer Estado donde entró en

vigor el sistema que verifica el cumplimiento de

dicha directiva. Resultado: el consumo en el

país germano ha bajado de 3.040.151 tep

(2010) a 2.956.746 tep (2011). España, por el

contrario, ha pasado del cuarto al tercer puesto

como consumidor, al pasar de 1.420.298 tep a

1.672.710 tep.

No peligran los objetivos de 2020, pero tiene

que entrar más la segunda generación

El barómetro reconoce que gracias al incremento

de la obligación de introducción de biocarburantes

en España y al crecimiento observado

en países del norte y centro de Europa

(Dinamarca, Suecia, Finlandia, Holanda y República

Checa) el consumo no ha entrado también

en recesión. Aún así, los 13,6 Mtep son inferiores

a la media extraída de los planes de

acción nacionales de energías renovables (los

PANER) presentados por los 27, que cifraba el

consumo en 2010 en 14 Mtep y en casi 20

Mtep para 2015.

Con todo, EurObserv’ER no teme por el

cumplimiento de los objetivos planteados por

la UE (10% de combustibles renovables en el

transporte en 2020), ya que considera que la

producción a gran escala de los biocarburantes

de segunda generación a partir de la segunda

mitad de la presente década tirará para arriba

del consumo.

■ Más información:

>www.eurobserv-er.org


■La termosolar bate su marca histórica de generación

eléctrica diaria

Las 35 centrales termosolares operativas en España han logrado un nuevo hito durante este

verano, al satisfacer con su producción de energía procedente del sol el 3,23% de toda la

demanda eléctrica del país el día quince de julio, según ha informado la Asociación

Española de la Industria Solar Termoeléctrica (Protermosolar)

El dato no coincide exactamente con el

difundido el pasado 28 de agosto por

el operador del sistema eléctrico nacional,

Red Eléctrica de España (REE),

que sitúa la aportación termosolar del quince

de julio en el 3%, pero pone nuevamente

de manifiesto el formidable

crecimiento que esta tecnología

está experimentando en

España, la primera nación del

mundo en potencia termosolar

instalada. Actualmente, según Protermosolar,

las instalaciones termosolares

españolas suman el

72,85% de la potencia instalada en

el planeta. Además, la tecnología

termosolar desarrollada por nuestros

centros de investigación y empresas

está presente en más del

60% de las centrales en construcción

(Estados Unidos, India, Emiratos

Árabes o México, entre otras

naciones, tienen proyectos termosolares

en fase de construcción).

Aparte de la marca del pasado

quince de julio, la patronal señala

que “cuatro jornadas antes, el día

once, [las instalaciones termosolares

españolas] lograron otro registro

sin precedentes al cubrir, a las

diecisiete horas, el 4,1% de la demanda

española.

Protermosolar recuerda que “la industria

termosolar podría proporcionar al país unos

importantes ingresos en renta exterior, dado

el billonario mercado que está emergiendo, si

no se coarta a las empresas que la desarrollan.

Según la asociación, cuando estén funcionando

en 2014 todas las centrales previstas en el

registro de la administración, la termosolar

cobrará en concepto de primas menos dinero

que la cogeneración con gas natural.

UNESA INFLA LAS PRIMAS

UNESA, la patronal de las grandes eléctiicas,

ofreció recientemente en una nota de agencia

datos que, de acuerdo con Protermosolar, no

se corresponden con la realidad de las primas

recibidas por estas centrales durante la primera

mitad del año. La asociación pone como

referente los datos que ofrece la Comisión

Nacional de la Energía (CNE) en su página

web. Estos datos reflejan unas primas, incentivos

y complementos en junio de 2012 a las

centrales termosolares de 108 M€. Comparando

estas primas con las del mismo mes de

2011, que fueron de 55 M€, suponen no un

152% de incremento como señala UNESA,

sino un 96%.

En cualquier caso, asegura Protermosolar,

las primas a la termosolar siguen siendo muy

inferiores a las de la eólica, fotovoltatica o cogeneración.

Por ejemplo, en los primeros 6

meses de 2012, las primas a la cogeneración

con gas natural fueron un 145% superiores a

las de la termosolar.

De acuerdo con la asociación, estas cifras

demuestran que la termosolar no ha tenido

ningún papel significativo en el déficit acumulado

hasta la fecha, ya que han supuesto

poco más del 2% de todas las primas recibidas

por el Régimen Especial. Además, en el

futuro y contrariamente a lo que suele difundir

UNESA, las primas a la termosolar

serán las cuartas del régimen

especial en volumen anual, e

inferiores incluso a las que perciban

las tecnologías del Régimen

Especial que utilizan gas natural.

Por tanto la termosolar ni ha sido,

ni es, ni será la responsable del déficit

de tarifa”, concluye.

■ Más información:

>www.protermosolar.com

sep 12 ■ energías renovables 9


P a n o r a m a

O p i n i ó n

> Con denominación de origen

Equidad

energética y no

céntimo verde

Javier García Breva

Presidente de la Fundación

Renovables

> jgb@fundacionrenovables.org

Hace dos años la Fundación Renovables

propuso el establecimiento en nuestro

sistema energético del “principio de corresponsabilidad”

por el que todos los consumidores

de energía, y no solo el consumidor

eléctrico, deberían contribuir a la consecución

de los objetivos europeos de reducción de emisiones

de CO2, ahorro de energía y mayor consumo

de renovables. Es una propuesta positiva

para que a través de la fiscalidad energética y

medioambiental se envíen señales a todos los consumidores sobre la

urgencia de avanzar hacia un modelo energético más equilibrado, reduciendo

las importaciones energéticas y la intensidad energética con más

renovables.

La propuesta fue traducida en la jerga periodística como “céntimo

verde”. Fue asumida por el Congreso de los Diputados en diciembre de

2010 y aparece entre las medidas que el Gobierno debate actualmente

como un impuesto de 4 céntimos a los hidrocarburos y que se quiere limitar

al gas natural, lo que ha provocado una gran bronca entre los ministros

de Industria y Hacienda. Pero el concepto de “corresponsabilidad”

poco tiene que ver con el “céntimo verde”. La corresponsabilidad

se vincula a la equidad, es decir, atribuir a cada uno lo que le corresponde;

mientras el céntimo verde, tal y como se está planteando, es una

mera figura recaudatoria. La nota de prensa de la Fundación Renovables

de 31 de julio deja bien clara esta diferencia (www.fundacionrenovables.org).

Todas las medidas regulatorias adoptadas en los últimos años han

tenido como denominador común garantizar los ingresos a las fuentes

convencionales (CTC,s, precios del pool, subastas CESUR, primas de

disponibilidad, recortes a las renovables). Ahora se plantean nuevos impuestos

que en el caso del régimen ordinario (gas, carbón, fuel, nuclear

e hidráulica) y de los hidrocarburos se trasladarán al consumidor y en el

caso de las renovables se detraerán de los ingresos de sus instalaciones.

Y ello a pesar de que los precios del pool eléctrico crecen con el régimen

ordinario y bajan a medida que crecen las renovables. Igual que

en economía el gran engaño es creer que la crisis se debe a la irresponsabilidad

fiscal de los países del sur, en energía el engaño es creer que

las renovables son las culpables de todo.

La fiscalidad energética ha de ser un ejercicio de equidad y no de

mera recaudación. La diferencia está en la finalidad que solo puede ser

cambiar de modelo energético y no ir tirando con el modelo actual cargando

los parches regulatorios al consumidor. Los impuestos energéticos,

como bien ha definido la Fundación Renovables, tienen que perseguir

reducir las importaciones energéticas disminuyendo el consumo de

las energías convencionales y fomentando el ahorro de energía y las renovables.

Este cambio de modelo es el que convertirá al consumidor en

dueño de sus decisiones sobre cuándo, cómo y qué energía consumir.

Los recortes presupuestarios no son equitativos porque no persiguen

cambiar el patrón de crecimiento de la economía y los impuestos

energéticos tampoco lo serán si no se orientan al cambio de modelo

energético.

■E.ON almacenará

el “exceso” de

energía eólica

La compañía E.ON está construyendo en la localidad

alemana de Falkenhagen (noreste del país) una planta

piloto que permitirá almacenar la energía eólica en la

red de gas. La instalación gestionará, a partir de 2013,

el exceso de energía generada por los parques eólicos.

Con esta actuación, E.ON quiere evitar que los parques

eólicos sean desconectados temporalmente –medida

que se toma para no producir cuellos de botella en la

red de suministro–, permitiendo, por tanto, que sigan

produciendo.

La planta que E.ON construye en Falkenhagen trabaja

utilizando el procedimiento de la electrólisis. Gracias a ello, se

producirán cerca de 360 metros cúbicos de hidrógeno por

hora, y el hidrógeno puede ser gestionado como el gas natural,

incorporándolo a la red regional de gas para producir

energía y calor.

Esta tecnología es particularmente interesante porque

permite una gran capacidad de almacenamiento gracias a la

infraestructura de la red de gas existente, si bien, debido a la

regulación en materia de gas, de momento solo es posible incorporar

pequeñas cantidades de hidrógeno en la red. Para

ampliar este potencial de almacenamiento de energía, el paso

siguiente será convertir el hidrógeno en gas sintético. Teóricamente

esto permitirá utilizar toda la capacidad de la red.

“Si Alemania amplía el uso de las energías renovables tal

y como está previsto, la energía generada en días de mucho

viento o sol superará a menudo la demanda, lo que llevará a

la red de suministro al límite de sus capacidades”, ha señalado

el director de Tecnología e Innovación de E.ON, Klaus-

Dieter Maubach. “Por ello E.ON está invirtiendo en el desarrollo

de tecnologías de almacenamiento de grandes

volúmenes de energía, y la transformación de energía en gas

es una solución prometedora para el sistema de suministro

energético del futuro”, aseguró el directivo.

■ Más información:

>www.eonespana.com

10 energías renovables ■ sep 12


■Los contadores inteligentes deben

informar al consumidor gratuitamente

La Asociación Nacional de Ahorro y Eficiencia Energética (ANAE) propone acometer

profundos cambios en el sistema tarifario actual con el fin de que se tenga en cuenta el coste

real de la energía en cada tramo horario. Además, pide que la factura incluya el parámetro

de “calidad de suministro” y solicita que la información que aporten los contadores

inteligentes sea puesta en manos del consumidor gratuitamente.

Las compañías distribuidoras están obligadas

a suministrar electricidad con

unos determinados parámetros de calidad,

que muchas veces son incumplidos,

según ANAE. La asociación cita como

ejemplos los excesivos cortes de luz, los aparatos

estropeados o con mal funcionamiento

debido a sobretensiones o los huecos de tensión.

Cuando una compañía es responsable

de este tipo de incidencias –continúa ANAE–

está obligada a compensar económicamente

al consumidor afectado. El problema es que

este –concluye– no tiene acceso a los datos de

los analizadores conectados por las distribuidoras.

Según la asociación, la instalación a gran

escala de los nuevos contadores digitales

“puede ser una oportunidad única para acometer

cambios profundos en el sistema de

facturación a los consumidores”. Los nuevos

contadores disponen de capacidad para poder

medir parámetros básicos de calidad de suministro:

continuidad del servicio, cortes y su

duración, niveles de tensión y frecuencia...

Tanto a escala europea como nacional

existen planes para la sustitución de estos

contadores por otros de tecnología digital.

Esta sustitución –dice Francisco Valverde,

presidente de ANAE– “puede suponer una

oportunidad única para que los consumidores

aprendan sobre sus propios hábitos e intensidades

de consumo y tomen acciones correctivas

que aumenten la eficiencia

energética de sus hogares”.

El presidente de ANAE expuso al director

general del IDAE, Fidel Pérez Montes, que,

para que esto sea posible, “deberán dejar de

ser válidas las tarifas a precio fijo o con amplios

horarios de discriminación horaria,

donde no puede ser tenido en cuenta el coste

real de la energía en cada tramo horario, además

del necesario mecanismo de retroinformación

al consumidor de manera gratuita”.

■ Más información:

>www.asociacion-anae.org

YO-YA-NO

ANAE ha puesto en marcha una campaña de concienciación ciudadana –YO-YA-NO (regalo dinero)– que

“pretende que empresas, entidades y ciudadanos conozcan si su contrato de electricidad y gas natural es

el más apropiado para sus intereses”. El motivo del lanzamiento de esta iniciativa es que, entre un 65 y un

80% de los suministros que ha analizado ANAE no están optimizados, “lo que se traduce en un sobrecoste

inútil para los consumidores, situación que empeora para aquellos que tienen grandes consumos y que

podrían estar ahorrando dinero en su factura de la luz”.

Entre los motivos de esa divergencia coste-servicio, ANAE señala que “el sector de la energía, y especialmente

el eléctrico, es muy dinámico y cambiante, y tanto las condiciones de las compañías, como los

hábitos de consumo de los ciudadanos pueden variar en un corto período, por lo que muchos contratos

quedan obsoletos o desfasados y siempre en perjuicio del consumidor”. Además, la asociación ha detectado

que “el cada vez mayor encarecimiento de la luz está provocando una mayor sensibilización ciudadana

hacia la búsqueda de soluciones para ahorrar en sus facturas de gas y electricidad”, de ahí que se haya

decidido a lanzar la campaña YO-YA-NO (regalo dinero). ANAE se compromete a realizar, gratuitamente, un

“análisis de suministros” para detectar “desadaptaciones en tarifas contratadas, los horarios de consumo

y su intensidad, la demanda de potencia en relación a lo contratado o los sobrecostes por energía reactiva,

y, en virtud del estudio realizado, propondrá al consumidor las medidas correctivas que más ahorro económico

puedan proporcionarle, siendo en su mayoría, sin coste alguno”.


P a n o r a m a

O p i n i ó n

> Renovando

Sergio de Otto

Consultor en Energías

Renovables

> sdeo.renovando@gmail.com

La fiscalidad, sí,

los impuestos

El penoso espectáculo que han ofrecido este

verano los ministros de Hacienda e Industria

polemizando a través de entrevistas y

declaraciones en los medios sobre las competencias

de uno y otro para aplicar o no unas tasas al

consumo de gas o a la producción de electricidad con

distintas tecnologías podría haber sido un sano

ejercicio democrático si ambos dirigentes hubieran

aprovechado el último Congreso del Partido Popular para debatir, con

argumentos y réplicas de fondo, una ponencia en la que fijar las propuestas

de esta formación en materia energética que los ciudadanos hubieran tenido

oportunidad de conocer antes de ir a las urnas. Aunque, en cualquier caso,

visto lo visto, no hubieran sido garantía de nada.

Utopías aparte, lo que más sorprende de este rifirrafe ministerial es la

forma en la que Montoro ha despachado la posibilidad de establecer el

llamado “céntimo verde” al consumo del gas. El pecado de esta propuesta

para el titular de Hacienda es que esta medida no ha nacido entre las

paredes de su Ministerio lo que, al parecer, es suficiente para descalificarla y

que esa “última palabra” que se reserva para si mismo (pensaba uno que

eso era cosa del Presidente) no sería en ningún caso positiva.

Se equivoca Montoro cuando priva a sus compañeros de gobierno de

tener cualquier iniciativa en el ámbito. La fiscalidad –lo sabe muy bien el

ministro- no es exclusivamente un elemento recaudatorio para llenar las

arcas del Estado o de cualquier otra administración; no, los impuestos

sirven, deben servir, para lograr unos fines, unos cambios de hábito en la

sociedad, para penalizar determinados comportamientos y premiar otros;

así ha sido y así debería ser más todavía en el futuro por muy impopular que

resulte siempre gravar actividades, usos o bienes muy arraigados entre la

población.

No puede Montoro negar a un ministro de Medio Ambiente, Cultura o

Energía que tomen iniciativas en el ámbito fiscal para intervenir en el suyo

propio. La fiscalidad está llamada a ser una herramienta decisiva en

cualquier política energética. Debemos gravar –sí, aún más- los carburantes

y el gas, debemos penalizarlos porque ni disponemos de ellos ni podemos

seguir emitiendo gases de efecto invernadero que causan el cambio

climático. Los conductores pondrán el grito en el cielo, los transportistas

bloquearan las carreteras y un largo etcétera de colectivos afectados (no

faltará el de tertulianos ignorantes) protestaran todo lo ruidosamente que

puedan.

Pero es inaplazable aplicar de verdad el principio de que “el que

contamina paga” o el de “priorizar lo que tenemos (las renovables) frente a

lo que no tenemos (petróleo y gas)”, reconducir los impuestos existentes

con criterios finalistas, intensificar las exenciones fiscales para actuaciones

o inversiones encaminadas al ahorro y a la eficiencia, en definitiva, lanzar

señales de precio a los ciudadanos para cambiar los hábitos energéticos.

Eso sí, sin olvidarse de controlar a las grandes corporaciones energéticas

que hasta ahora manejan a su antojo los precios y para las que no parecen

existir crisis ni recesiones a la luz de los resultados que publican para gloria

de sus accionistas y ruina de los consumidores.

■Greenpeace

solicita el cierre

cautelar de Garoña y

Cofrentes

Greenpeace ha enviado una carta al Consejo de

Seguridad Nuclear en la que solicita el cierre de

las nucleares de Garoña (Burgos) y Cofrentes

(Valencia), ambas con vasijas de los reactores

fabricados por la empresa holandesa

Rotterdamsche Droogdok Maatschappij (RDM),

para asegurar que el CSN puede realizar una

prueba completa e independiente semejante a la

que se está llevando a cabo en la central belga

Doel 3.

El pasado 8 de agosto las autoridades belgas decidieron

cerrar de forma preventiva la planta nuclear

Doel 3 al encontrar grietas en la vasija del

reactor y convocaron al CSN, junto con otros

reguladores nucleares, para una reunión el 16 de agosto.

Ese mismo día la Agencia Federal de Control Nuclear

belga (FANC, en sus siglas en inglés) aclaró que

si las grietas se confirmaran, Doel 3 no volvería a abrir.

También indicó que los resultados estarán listos a mediados

de septiembre y tomarán una decisión en octubre.

No proporcionaron la lista de países que tiene reactores

con la misma vasija, pero esta se encuentra

publicada por la Agencia de Energía Nuclear (NEA,

en sus siglas en inglés).

“El CSN debería poner fin a esta infinita lista de

deficiencias que tiene Garoña y cerrarla, independientemente

de que Iberdrola y Endesa soliciten o no

la renovación de su licencia”, ha declarado Raquel

Montón, responsable de la campaña Nuclear de Greenpeace.

“El CSN no puede mirar hacia otro lado”.

Greenpeace considera, además, que las pruebas de

resistencia que se están llevando a cabo, que no han

tenido en cuenta ni han detectado este problema, deben

ser revisadas desde esta perspectiva. Por ello, pide

al CSN y al ENSREG (European Nuclear Safety Regulators

Group) que reevalúen las recomendaciones

realizadas a esta central. El ENSREG es el organismo

que diseñó las pruebas y en las próximas semanas acude

a España para visitar algunas centrales nucleares,

posiblemte Garoña.

De acuerdo con información publicada en una revista

holandesa pro nuclear en 1972, en la que se detallaban

los retrasos sufridos en la fabricación de la vasija

del reactor de Borssele en Holanda – uno de los

22 reactores implicados– la seguridad de la central se

podría mantener tras aplicar unos cálculos que no superaban

una vida útil de más de 40 años.

“Si este problema que ha pasado desapercibido

durante décadas se confirma finalmente, mostrará

por enésima vez que no se puede confiar en la industria

nuclear”, ha concluido Montón.

■ Más información:

>www.greenpeace.org/espana/es

12 energías renovables ■ sep 12


P a n o r a m a

O p i n i ó n

> Guiso con yerbabuena

Tomás Díaz

Periodista

> tomasdiaz@energias-renovables.com

La mala reputación

En el sector renovable en general, y en el fotovoltaico

en particular, hay gente que siente que se le

podrían aplicar los versos de una célebre canción

de Georges Brassens, versionada por Paco Ibáñez y Loquillo,

llamada La mala reputación: “En mi pueblo sin

pretensión / tengo mala reputación / haga lo que haga

es igual / todo lo consideran mal”. Más de uno y más de

dos profesionales de las energías verdes llega a admitir

que en algunas reuniones sociales omite con qué se gana

la vida para no encajar unas cuantas miradas de soslayo

–o algo peor– de la concurrencia.

Desafortunadamente, tras varios años de ataques mediáticos constantes por

parte de los conglomerados empresariales que explotan las energías convencionales,

más la pagable labor de zapa de instituciones comulgantes con la negación del

calentamiento global, como la Fundación Juan de Mariana o la Fundación Ortega-

Marañón, muchos creen que las verdades a medias y las mentiras completas han

sembrado la desconfianza hacia las energías limpias en la sociedad.

Creo, con modestia, que esa percepción está distorsionada porque los profesionales

de las renovables sufrimos en carnes propias todos y cada uno de los titulares

difamatorios y malintencionados que nos propinan nuestros enemigos a través

de los medios de comunicación. Es indudable que en algunos colectivos sí

tenemos mala reputación –es gravísimo si ocupan despachos desde los que se toman

decisiones–, pero en el conjunto de la sociedad seguimos teniendo una imagen

que se puede calificar de buena o de muy buena. Los datos sostienen esta afirmación.

En julio de 2010, en plena vorágine mediática por la investigación del supuesto

fraude fotovoltaico masivo y la campaña de desprestigio impulsada por el Ministro

de Industria, Miguel Sebastián, para justificar la aplicación de las medidas retroactivas

del Real Decreto-Ley 14/2010 (en Murcia amenazó a los empresarios con hacer

declaraciones que, según él, llevarían a la gente a romper a pedradas las plantas

solares), Havas Media publicó un estudio denominado Actitudes de los

españoles ante las energías.

Según este estudio, el 83% de los españoles considerábamos que el Gobierno

debía seguir apoyando a las energías limpias y el 77% creíamos que debía ser la

primera prioridad inversora del Ejecutivo para cimentar el futuro del país, incluso

por delante del turismo. Un 67% afirmábamos estar dispuestos a pagar hasta un

20% más por nuestra energía si esta provenía de fuentes limpias.

Para desazón de nuestros enemigos, los españoles asociamos las renovables a

valores positivos y la desbocada crisis económica no está rompiendo ese vínculo:

el pasado mes de julio, la Fundación BBVA publicó el Estudio Internacional de Cultura

Científica, que revela que el 92% de los españoles creemos que la energía solar

es la tecnología que más va a mejorarnos la vida, por delante de los ordenadores

(86%) o Internet (83%).

Al final, resulta que esos titulares que tanto nos escuecen se circunscriben

–salvo sobresalientes, pero puntuales excepciones– a la prensa económica, cuyos

lectores se reducen a 260.000 españolitos, según el último Estudio General de Medios.

Cierto es que los voceros amplifican la difusión de la ponzoña en otros ámbitos

mediáticos, como los debates radiofónicos, pero su veneno no está calando en

la sociedad, que, comparativamente, recibe muchos más mensajes positivos sobre

las renovables, especialmente desde el ámbito de la publicidad.

Las energías limpias ya forman parte de la vida cotidiana de los españoles y todos

sabemos que son buenas para todos. Así que despojémonos del victimismo y

el apocamiento, porque será más fácil contrarrestar sus falacias con nuestras verdades.

■Isofotón pierde la

batalla por el control

de Q.Cells

El grupo surcoreano Hanwha –que incluye

industrias químicas y farmacéuticas,

aseguradoras, bancos, ingenierías y compañías

constructoras– se ha hecho con el control de

Q.Cells, multinacional alemana del sector

fotovoltaico que quebró el pasado tres de abril.

Los acreedores de Q.Cells han decidido confiar

en la oferta de Hanwha y desestimar la

presentada por la firma hispano-coreana

Isofotón.

Hasta el momento no han trascendido demasiados

detalles sobre la oferta de Hanwha que

han aceptado los acreedores de Q.Cells. La

compañía alemana se ha limitado a apuntar

–en un comunicado de prensa– que la firma surcoreana

va a aportar, por una parte, una cantidad de millones

(de tres dígitos) para hacer frente a las responsabilidades

operacionales y, por otra parte, otra

partida –un “componente de caja”– que se situaría en

la medianía de los dos dígitos de millones de euros,

pero que depende no obstante de las responsabilidades

adicionales que la firma surcoreana detecte.

El acuerdo de compra-venta se encuentra todavía

sujeto a la aprobación de las autoridades anti-trust.

Hanwha, que pasa por ser uno de los conglomerados

empresariales más poderosos de Corea del Sur –el

grupo declaró el año pasado ventas por valor de

31.600 millones de dólares–, opera ya en el sector FV

a través de su subsidiaria, radicada en China, Hanwha

SolarOne .

El presidente de Isofotón, Ángel Luis Serrano, ha

lamentado la decisión de la junta de acreedores, asegurando

que su oferta –que hacía junto con el fondo

estadounidense Rocket Venture– era la mejor “para

los intereses de los empleados, los bonistas y el futuro

de Q.Cells”. La oferta de Isofotón consistía en

una inversión de cien millones de euros en el centro

de producción de Q-Cells en Bitterfeld-Wolfen (Alemania)

y de doscientos millones de euros en Malasia.

Además, Isofotón y sus socios se comprometían a

aportar a la compañía cuarenta millones de euros y

una cartera de proyectos valorada en 1.500 MW.

■ Más información:

>www.isofoton.com

>www.hanwha-solarone.com/es

>www.q-cells.com

14 energías renovables ■ sep 12


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P a n o r a m a

O p i n i ó n

> La Verea

El final de la vereda

En las anteriores columnas me he referido

al sistema eléctrico como yo lo veo y terminé

en la última opinando sobre lo que

el gobierno tendría que hacer si quiere

resolver el problema principal: que tenemos la

electricidad más cara de Europa para el consumidor

final y las empresas del sector se comportan

de manera insaciable. Ahora parece que

Valeriano Ruiz

Presidente del Centro

no se aclaran; que el ministro de Industria propone

unas medidas para resolver el problema

Tecnológico Avanzado de

Energías Renovables (CTAER).

> http://valerianoruiz.com que él ve como más importante (el déficit de tarifa)

y el ministro de Hacienda no está de acuerdo

con esas medidas.

Tanto si el partido en el gobierno sigue en sus trece de neoliberalismo

a ultranza como si vuelve a mecanismos más controlados por el gobierno,

similares al anterior marco legal estable, la idea es muy sencilla y

el gobierno la puede poner en práctica sin más que tener el valor y la decisión

de imponerla apoyándose en su mayoría parlamentaria.

Se trata de valorar el coste real de cada kWh que se vierte a la red (la

CNE y REE deben saberlo) con las prioridades ya establecidas conceptualmente

en la ley vigente (la 54/97) o las que se establezcan en una

nueva ley de la Energía. En cualquier caso, sin violentar los derechos ya

adquiridos y priorizando el interés general del país: caminar algo más

hacia la autosuficiencia, aminorar el impacto ambiental, bajar el precio

del kWh, etc..

Una vez conocido cuánto cuesta producir la electricidad (incluidos

los beneficios razonables para las empresas implicadas) que luego se

empleará en los hogares, las industrias y los servicios, hay que añadirle

los demás costes, como son el transporte, la distribución, etc., pero teniendo

en cuenta que las instalaciones actuales ya están más que amortizadas

en la mayor parte de los casos. Con todo eso bien ajustado, dividiendo

los costes totales por la electricidad total, se tiene un precio de

referencia.

Me atrevo a poner algunos números aproximados y solo indicativos

para que nos hagamos una idea de lo que digo.

Con datos del 2011 e información de costes obtenida de la CNE me

sale que el kWh costó producirlo (incluyendo un beneficio del 10% y las

primas al régimen especial) 7,32 céntimos de euro. A eso hay que sumarle

el transporte y la distribución, que no tienen porqué ser como han

venido siendo de aquí para atrás. En total no creo que estos conceptos

lleguen a 9 céntimos de euro. Y lo estamos pagando los consumidores

domésticos a 20 céntimos. Por supuesto hay que incluir en el precio final

los impuestos (por el momento son un 4,86% y un 18% de IVA, que dentro

de nada será un 21%). En fin, no creo que sea tan difícil. Solo hay que

poner las cosas en su sitio. Solo así iremos viendo qué ha generado el

déficit de tarifa y poder aplicar medidas de eficiencia económica en el

sistema.

Si las empresas del sector se han equivocado en sus previsiones de

crecimiento de la demanda o en otras circunstancias, es su problema y

este no debe cargar sobre el gobierno ni sobre los consumidores. ¿No

habíamos quedado en que las leyes del mercado son las que ponen las

cosas en su sitio? Pues hay que apechugar con lo que venga de ese mercado.

■La eólica cubre ya el

3% de la demanda

eléctrica mundial

En 2011 se instalaron en el mundo alrededor de 40 GW

de energía eólica, con un incremento del 24% respecto a

2010. Esto eleva la potencia eólica instalada en el

mundo a 238 GW, suficiente para satisfacer el 3% de la

demanda mundial de electricidad. Son datos recogidos en

el último informe de la Agencia Internacional de la

Energía Eólica (IEA Wind), que acaba de ser presentado.

La mayor parte de esta potencia eólica, en concreto el 85%,

está situada en países miembros de la IEA Wind, según

destaca dicho organismo en su informe Wind 2011 Annual

Report. En concreto, los países de la IEA Wind instalaron

más de 33 GW en 2011 con China a la cabeza, que añadió

17,6 GW. Otras seis países también instalaron por encima

del gigavatio. Son Estados Unidos (6,8 GW), Alemania (2,0

GW), Canadá (1,3 GW), Reino Unido (1,1 GW), Italia (1,0

GW) y España (1,0 GW). Grecia, Portugal y Suecia añadieron

más de 300 MW cada uno.

El informe añade que con un total de 200 GW eólicos operativos,

los países miembros de la IEA Wind obtienen el 2,8%

de la electricidad de la energía del viento, mientras que en el conjunto

mundial el porcentaje ronda el 3%, según datos de

WWEC 2012.

EÓLICA EN EL MAR

De los 33 GW agregados en 2011, 3,3 GW lo fueron en el

mar. En la UE, a principios de 2012, había en construcción al

menos 5,3 GW eólicos offshore más, lo que elevará la potencia

instalada en el mar a 9 GW. Por otra parte, la asociación europea

EWEA ha identificado 18 GW en proyectos aprobados

por 12 países al final de 2011.

Fuera de Europa, Corea inició el año pasado la construcción

de una parque offshore de 100 MW. Además, a finales de

2011 se instalaron 262 MW en aguas poco profundas e intermareales

de tres provincias chinas

Otros países, como Japón, Noruega, Suecia y Portugal están

ensayando ya con turbinas flotantes. IEA Wind destaca el

caso portugués, donde se ha instalado un prototipo flotante de

2 MW.

PROGRESO

Junto con estos datos, Wind 2011 Annual Report ofrece información

sobre el progreso hacia los objetivos nacionales, los beneficios

para las economías de los distintos países, los problemas

que afectan el crecimiento, el coste de los proyectos y los aerogeneradores,

los programas nacionales de fomento, y los resultados

de la investigación y desarrollo en el sector. Se incluyen también

los datos de potencia instalada desde el año 1995.

El documento incluye un resumen ejecutivo, once capítulos

sobre las Tareas de Investigación Conjunta desarrolladas dentro

del marco de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y los

capítulos sobre las actividades en energía eólica de los países

miembros, la Comisión Europea, la Asociación Europea de

Energía Eólica y la Asociación de Energía Eólica de China.

El IEA Wind 2011 Annual Report está disponible para su

descarga gratuita en www.ieawind.org (inglés). La representación

española de este organismo corre a cargo del CIEMAT.

■ Más información:

>www.energizair.eu/node/1

16 energías renovables ■ sep 12


■El sector fotovoltaico español niega

haber aumentado sus ingresos en 2012

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) niega las recientes acusaciones de Unesa que

atribuyen al sector un incremento de los ingresos de un 26% más en el primer semestre del

2012. Y solicita a la CNE una explicación transparente de la configuración actual del precio

de la electricidad.

UNEF explica que el sector tiene un modelo

por el que se limitan las horas primadas

totales a las instalaciones fotovoltaicas,

según establece el RDL 14/2010.

En el marco de esta ley, las horas que exceden de

ese límite se pagan al precio del mercado o pool,

situación que habitualmente se cumple en el segundo

semestre del año, quedando regularizado

el posible exceso del primero, aunque las condiciones

de producción de las instalaciones hayan

sido superiores durante el primer semestre, ya

que la CNE aplica el citado límite de horas en el

momento de llevar a cabo la liquidación de las

primas correspondientes.

En esta línea, UNEF solicita a la Comisión

Nacional de la Energía una explicación clara y

transparente de la configuración actual del precio

de la electricidad, a fin de aclarar a la opinión

pública los motivos que llevan a encarecer cada

vez más la electricidad cuando cae la demanda.

Pese a su juventud, el sector fotovoltaico en

España se encuentra en quinta posición a nivel

mundial, con 4.270 MW de potencia instalada,

el 4% del total en España, hasta abril de 2012.

En el primer semestre de 2012, la producción

fotovoltaica ha ascendido a 4.700.000 MWh,

cubriendo el 3,4% de la demanda nacional.

Durante el año 2011, la inversión se situó entorno

de los 1.408 millones de euros.

SUBE LA LUZ AUNQUE BAJA EL CONSUMO

UNEF ha explicado que la forma en la que se

conforma el precio de la electricidad actualmente

provocará el incremento de la luz para

todos los consumidores, ya que hace subir el

precio en cada subasta a pesar de que el consumo

baja. Así explica que si se rebaja el umbral

de consumo de los 10 kW, que es el límite actual

que tienen derecho los clientes para poder

acogerse a la Tarifa de Último Recurso (TUR),

y se planteara rebajarlo por ejemplo hasta los 3

kW, esto supondría que aproximadamente 19

millones de clientes dejarían de tener la principal

referencia del precio de la electricidad del

mercado minorista fijado por el Gobierno.

UNEF recuerda que el hecho de que las primas

se asignen a las renovables en los peajes y

no el término de energía tiene un efecto perverso,

pues presionan los precios al alza y dificultan

la absorción del déficit.

“El mecanismo del pool español, lejos de ser

un buen método de asignación de precios, no

fomenta la eficiencia entre los sectores energéticos,

pues no todos compiten en las mismas condiciones”.

Para que esto no suceda, UNEF considera

que “sería necesario que las energías

nuclear e hidráulica no formaran parte del resultado

del precio diario, pues en este caso, los

productores tienen la posibilidad de trasladar

las tasas o impuestos al consumidor final, además

de beneficiarse de las ineficiencias del mercado”.

■ Más información:

>www.unef.es

Escuela de

organización

industrial

PROGRAMAS EJECUTIVOS Y CURSOS SUPERIORES

Programa Ejecutivo en Empresas de Servicios Energéticos ESE’s

Madrid > Septiembre 2012

Programa Ejecutivo en Movilidad Sostenible y Vehículo Eléctrico

Madrid > Septiembre 2012

Programa Ejecutivo de Desarrollo Internacional de Proyectos en Energías Renovables

Madrid > Octubre 2012

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y Responsabilidad Corporativa

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> Máster Executive en Economía Social


P a n o r a m a

O p i n i ó n

> Renewables from Spain

Ernesto Macías

Presidente de la Alliance

for Rural Electrification

y miembro del Comité

Directivo de REN 21

> ernesto.macias@wonderenergy.es

Verano

del 2012

En verano era de lo más normal que los medios de

comunicación se relajaran ante la ausencia de noticias

relevantes y que los periodistas escribieran

crónicas livianas y se fijasen en temas triviales

para rellenar las páginas de los famélicos diarios. Eran

otros tiempos. Desde que comenzó esta pertinaz crisis

que parece decidida a no abandonarnos, los telediarios

y los periódicos están teniendo suficiente temática como

para no dejarnos abandonar a la relajación veraniega

y entregarnos a la lectura del típico “best seller” de

kilo y medio.

Para la gente que tenemos interés en los temas que

se tratan en las páginas de esta revista, las noticias relacionadas

con ellos han sido, si cabe, todavía más inquietantes

que la media. Seguro que el apasionante “combate” Soria-Montoro

se tratará de forma prolija en este número, por lo que no me extiendo. ¡Pero vaya

situación!

Es en el ámbito de los efectos del cambio climático donde las noticias de este

verano han sido especialmente preocupantes. El deshielo en Groenlandia, los numerosos

récords de temperaturas dentro y fuera de España, la confirmación de la

subida de temperaturas en la Antártida, los incendios, la pérdida de cosechas en

EEUU a causa de la histórica sequía, la bajada de caudal del Misisipí… Muchas y

muy malas noticias que en general no han sido analizadas desde una perspectiva

que las vincule al aumento de las emisiones. Es curioso.

Este verano he tenido la suerte de trabajar unos días en la bonita ciudad de

Vancouver para el NCE de Canadá, un organismo del Gobierno de ese país que

dispone de un presupuesto de 300 millones de dólares para impulsar la excelencia

en todos los campos de la investigación y el desarrollo tecnológico. Allí mantuve

interesantes conversaciones con reputados científicos norteamericanos, especialistas

en el campo de tratamiento de aguas. Curiosamente cuando saqué el

asunto de la desertización y los problemas de suministro en algunos estados

norteamericanos y los asocié al cambio climático me encontré con la sorpresa de

que respecto a esto eran casi primos de Rajoy. Parece que el tema es tabú. Eso

en un país con un gobierno demócrata y con un presidente, Obama, que a pesar

de haber frustrado muchas esperanzas en el campo de las EERR, sigue pareciendo

mejor opción que el partido republicano.

¿Recordáis las grandes esperanzas de hace cuatro años? Obama iba a impulsar

la lucha contra el cambio climático, iba a “copiar” las políticas españolas de

Zapatero para impulsar las renovables, estableciendo acuerdos con empresas

españolas. ¡Una maravilla! Para las elecciones de noviembre hemos pasado de

aquella perspectiva ilusionante en 2008 a virgencita que me quede como estoy.

Porque el candidato republicano no parece que vaya a ayudar mucho en este terreno.

El tándem Rommey-Ryan me da pavor. Un ex obispo mormón multimillonario

junto a un representante del Tea Party, católico, gran devoto de los recortes

fiscales y de las ayudas a las entidades financieras. Y aunque EEUU ha empezado

a perder peso en términos globales por el crecimiento de China y otros países,

sigue siendo el país que marca la pauta y que más influye globalmente, con permiso

de la señora Merkel.

Este largo y cálido verano se acaba con gran preocupación y sin habernos podido

relajar ni en el chiringuito “low cost” de la costa de la pana.¡Vaya otoño nos

espera! El que crea, que rece, que parece que la cosa va por ahí.

■Las máquinas

pueden reducir

un 25% su consumo

de energía

Así lo creen los participantes en el proyecto

europeo MultiPARTES, liderado por el centro

tecnológico vasco IK4-Ikerlan. El proyecto

persigue crear una plataforma única que integre

todos los sistemas de control que habitualmente

incorporan los aparatos de uso cotidiano y de

aplicación industrial con el fin de mejorar su

funcionamiento, garantizar una máxima

confiabilidad y reducir un 25% el consumo de

energía y el costo de los controles electrónicos.

Los miembros del grupo de expertos desarrollan

su actividad tanto en el ámbito económico, académico

como en el sector industrial, y proceden

de Alemania, España, Grecia, Holanda, Noruega

y Reino Unido. “El diseño de una plataforma integrada

única tiene su origen en la rápida y exitosa penetración

de los móviles en la sociedad, que ha hecho

posible el desarrollo y fabricación en masa de chips

multicore (varios núcleos de procesamiento) a buenos

precios y que ofrecen características adecuadas para el

desarrollo de controles electrónicos industriales con el

mismo nivel de seguridad que los componentes industriales

de un solo procesador, lo que exige la creación

de plataformas que los integren”, explica IK4-

Ikerlan en un comunicado.

La presencia de sistemas embebidos es habitual

tanto en sectores estratégicos de la economía como en

la vida cotidiana. Los expertos ponen el ejemplo de un

coche, que puede incorporar hasta más de 50 sistemas

de control como el de frenado, el de control de motor,

el de entretenimiento, el de navegación… Cada uno

de ellos tiene un determinado propósito, y un hardware

y software específicos para cumplirlo. La integración

de todos ellos en una plataforma multicore tendrá

como consecuencia reducciones significativas en

el volumen ocupado, en el consumo de energía y en el

coste asociado al hardware.

El proyecto MultiPARTES está respaldado por la

Unión Europea con una financiación de 2,85 millones

de euros para un presupuesto que supera los 4 millones

y un plazo de ejecución de 36 meses. Además

de IK4-Ikerlan, cuenta con la participación de: Alstom

Wind, Fentiss, Technische Universität Wien, Teletel,

Trialog, Universitat Politècnica de València, Universidad

Politécnica de Madrid, y Visual Tools.

El Consejo Asesor de este proyecto se reunirá una

vez al año, aunque, al margen de estos encuentros,

también participará en las actividades de MultiPAR-

TES a través de la monitorización continua e intercambio

de ideas.

■ Más información:

> www.multipartes.eu

> www.ikerlan.es

18 energías renovables ■ sep 12


EÓLICA

Las subastas en Brasil,

¿un ejemplo a exportar?

En un reciente evento de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), surgió la polémica sobre la

reciente experiencia de Brasil en la introducción de las subastas para asignar precio a la energía

eólica. Se ofertaron precios de 47,7€/MWh, desplazando incluso a las centrales de ciclo

combinado. El éxito ha hecho que otros países iberoamericanos como Uruguay, Perú o Chile se

hayan aprestado rápidamente a copiarlo.

José Donoso*

un éxito y por tanto

un modelo a exportar

a otros países de la región

e incluso a Europa?

¿Pueden ser el fu-

¿Son

turo marco regulatorio ideal para España?

¿O son un espejismo que terminará como

las restantes experiencias en sistemas de

subastas aplicadas a la energía eólica que se

han llevado a cabo hasta la fecha? Falta

perspectiva histórica que nos permita conocer

los MW que realmente se van a instalar

de los concedidos, pero conviene

acotar la experiencia brasileña con sus características

peculiares antes de hacer cualquier

ejercicio rápido de transposición..

20 energías renovables ■ sep 12

■ Un vistazo histórico a las

subastas

Mediante el sistema de subastas, los promotores

son invitados a enviar ofertas por

una cantidad limitada de potencia o energía

en un periodo dado. Las compañías

que oferten el suministro al menor coste

ganan contratos a largo plazo para llevarlo

a cabo, generalmente a lo largo de un periodo

de 15-20 años. Este sistema se aplicó

ya en los principios del desarrollo de la

energía eólica. Inglaterra, Portugal y

Francia intentaron a finales de los 90 y

principios de siglo promover la energía

eólica con subastas. El resultado fue que

sólo el 19,8% de los MW adjudicados fueron

finalmente construidos.

Este sistema ha mostrado su eficacia en

cuanto a conseguir precios de compra de

energía eólica reducidos y a priorizar los

proyectos con mejor recurso. Sin embargo,

se ha mostrado como un fracaso completo,

en todas las ocasiones que se ha

puesto en práctica en relación al cumplimiento

de los objetivos marcados. La media

de proyectos realizados no supera el

20%, cuatro de cada cinco proyectos que

han triunfado en la subasta no se han llevado

a cabo.

Las razones de este fracaso del sistema

de subastas se agrupan fundamentalmente

en dos tipos de causas. Por un lado las inherentes

a las dificultades de la promoción

de cualquier parque eólico, problemas o

retrasos en la tramitación administrativa,

aparición de inconvenientes ambientales o

de patrimonio histórico no previsto o menor

número de horas equivalentes netas

que las previstas en el momento de realizar

la oferta. Por otro lado el deseo de ganar

el concurso hace que los precios se

ajusten lo más posible sin margen para poder

asimilar extracostes que puedan salir a

la luz posteriormente o que luego imposibiliten

la obtención de financiación.

■ La experiencia brasileña

El primer programa público de diversificación

energética, incluyendo fuentes renovables,

arrancó en el año 2002 y recibió el

nombre de Proinfa. El sistema elegido era

similar a un sistema de precio fijado. Sin

embargo los proyectos sufrieron importantes

retrasos. Esto llevó a que los plazos

previstos en el programa tuvieran que ser

pospuestos varias veces y hasta el año

2011 no se alcanzaron los primeros 1.000

MW eólicos instalados. El precio medio al

Relación entre proyectos subastados y realizados en los diferentes países

europeos


IBERDROLA

que se contrató fue de 301,4 reales/MWh

(189,3 US$).

Las principales causas por las que se retrasó

la construcción de los parques fueron

la complejidad y burocracia en la emisión

de las autorizaciones ambientales, la

complejidad y lentitud en la obtención de

la declaración de Utilidad Pública para los

proyectos, los retrasos en la construcción

de las conexiones eléctricas (especialmente

en el Centro–Oeste) y la insuficiencia de la

industria brasileña para atender a la demanda

de aerogeneradores. Como vemos,

razones muy símiles a las existentes en España

o la mayor parte de los países de

nuestro entorno. La diferencia estuvo en

el sistema de registro previo.

■ Las subastas

A partir del año 2005 el gobierno brasileño

cambió de filosofía en el sistema de

asignación de precio para las energías renovables,

utilizando mecanismos de subastas.

Las subastas se llevan a cabo por la

Agencia Regulatoria Brasileña de Electricidad

(ANEEL) en base exclusivamente a

precio, después de una precualificación.

Con los vencedores se firma un contrato

por un periodo de 20 años en función del

precio ofertado. Existen dos tipos de subastas

hasta la fecha: energía de reserva

(LRE), por la que el Gobierno firma contratos

para garantizar una energía de reserva

determinada según sus propias estimaciones;

y la de fuentes alternativas (LFA),

en la que son las concesionarias de electricidad

las que en conjunto firman los contratos

una vez calculadas las necesidades

de demanda, supervisado por el MME.

Dentro de las subastas LFA existen distintas

modalidades en función del plazo exigido

para la entrada en operación comercial

de las instalaciones: antes de tres años

(A-3) o cinco (A-5). Si el proyecto que

participa ya esta construido se compromete

a suministrar la energía antes de un año

(A-1). En el caso de LFA, atrasos en el comienzo

de la operación de las instalaciones

supondría para el agente vencedor de

la subasta tener que celebrar contratos de

compra de energía o acudir al mercado

Spot para garantizar los contratos de venta

originales, sin perjuicio de la aplicación

de la sanción prevista, una multa que puede

variar entre el 1% y el 10% del valor de

la inversión. En el caso de LER, no es posible

acudir al mercado y se establece un

mecanismo de multas en función de lo generado

y el 90% de lo comprometido cada

año y los saldos al final de cada cuatrienio.

En las siete primeras subastas realizadas

entre 2005 y 2008 se subastaron

3.749 MW, de los cuales 3.467 MW fueron

para proyectos de biomasa y 282 MW

para minihidráulicas. Los proyectos eólicos,

aunque se registraron para la subasta,

Parque eólico de Rio do Fogo (Iberdrola)

no consiguieron entrar en los niveles de

competitividad de las demás fuentes.

Esta situación cambió a partir de la visita

del ministro de Energía y Minas brasileño

a España en mayo de 2009 (en la foto)

donde percibió las ventajas de

impulsar la energía eólica. Así en diciembre

de 2009 se hizo la primera subasta exclusiva

para parques eólicos. Se subastaron

1.805 MW que tenían que estar conectados

a la red antes del uno de enero de

2014. A la subasta se le fijó un precio techo

de 189 reales/MWh (117 US$). El

precio medio de las ofertas aceptadas fue

de 148,39 reales/MWh (92 US$).

El éxito de esta primera subasta animó

al gobierno a lanzar una segunda en agosto

de 2010, abierta también para la biomasa

y la minihidráulica, además de la eólica.

Se subastó una capacidad de 2.893

MW en dos subastas (LER y LFA) con un

precio techo de 156 reales/MWh (109,4

US$) para LER y 167 reales/MWh para

LFA y una obligación de conectar las instalaciones

antes del uno de septiembre de

2013 y del uno de enero de 2013, respectivamente.

El precio medio de las ofertas

adjudicadas para eólica fue de 122,69

sep 12 ■ energías renovables 21


EÓLICA

Visita del ministro de Energía y Minas brasileño al Laboratorio

de Ensayo de Aerogeneradores del CENER, en mayo de 2009.

R$/MWh para la subasta LER y 134,23

R$/MWh para la subasta LFA.

En las subastas de agosto del año siguiente,

2011, el gobierno introdujo un

importante modificación. Por primera vez

las renovables iban a competir con los ciclos

combinados de gas natural en una subasta

A-3. Se adjudicaron 3,5 GW en la

subasta A-3 y LER. Y saltó la sorpresa por

partida doble: no solo la eólica se llevaba

cerca de la mitad de la potencia adjudicada,

1.929 MW, sino que además lo hacía

con un precio medio (62US$/MWh) por

debajo del de los ciclos combinados (65

US$/MWh) que recibieron el 25% de la

potencia en juego y el más barato conocido

a nivel mundial.

En diciembre de 2011 se celebró la última

subasta realizada hasta ahora para

una capacidad de 1,2 GW. Una vez mas la

eólica volvió a triunfar, a pesar de que el

precio medio de los proyectos se incrementó

un 8%, adjudicándose el 80% de la

potencia con 976 MW. El resto se repartió

entre 135 MW para la gran hidráulica y

100 MW para la biomasa.

■ Especificidades del modelo

brasileño

¿Esta vez va a ser un éxito la aplicación de

la subasta a la energía eólica? Hay señales

que apuntan a que, efectivamente, esta vez

puede ser así, pero otras en cambio nos

llaman a la cautela y nos alertan sobre la

posibilidad de que se esté incurriendo en

los mismos errores del pasado. Vamos a

analizar ambas.

El primer punto de riesgo recurrente son

los temores a que una vez más se hayan

pasado unos precios bajos que no dejen

márgenes y que después los proyectos no

se realicen ante cambios imprevistos en el

plan de negocio. ¿Pero los precios son realmente

tan bajos? Si tenemos en cuenta

que la media declarada de los proyectos de

las dos últimas subastas se mueve en el

50% del factor de capacidad, es decir, tienen

entre 3.900 y 4.300 horas equivalentes

netas (hen) de funcionamiento, los

47,7 €/MWh recibidos no serían tan bajos.

Si tenemos en cuenta el caso español

en el que el parque medio instalado tiene

2.160 hen y recibe una remuneración media

de 75 €/MWh, los parques brasileños,

permaneciendo lo demás constante, tendrían

una sobre–remuneración de un 20%

22 energías renovables ■ sep 12

con respecto a los parques españoles.

Y aquí surge la primera duda importante

sobre la veracidad del recurso declarado,

porque parques con más de 4.000

hen hay muy pocos en el mundo. ¿Son reales

o no? Tanto desde el punto de vista de

las estimaciones de recurso, en teoría auditadas,

como desde el comportamiento de

los aerogeneradores o las estimaciones,

más o menos conservadoras, de pérdidas

por indisponibilidad o eléctricas.

Otra reflexión, a este respecto, es que

una vez presentados los parques más eficientes,

en las futuras subastas los precios

actuales no se podrán mantener al contar

los nuevos parques cada vez con un inferior

recurso, a pesar de que por el potencial

brasileño se estima que todavía hay

áreas con recurso similar. No hay que descartar,

que se produzca un mercado secundario

de parques cuando las empresas

independientes vean que no producen lo

previsto si hay desviaciones entre los estudios

previos y la realidad.

Por otra parte, se dan una serie de elementos

que coadyuvan a que el precio final

pueda ser particularmente bajo en el

caso brasileño:

✔ Por una parte la existencia de una financiación

en condiciones privilegiadas

procedente del Banco Nacional de Desarrollo

Económico y Social de Brasil, el

BNDES, lo que disminuye los costes financieros.

Aunque por el contrario supone

que el 60% de los aerogeneradores debe

construirse con componentes

fabricados en Brasil. Precisamente a finales

de junio se conocía que Acciona, Vestas,

Suzlon, Fuhrländer y Siemens se habían

quedado fuera de la línea de crédito Finame,

del BNDES, por no cumplir con ese

porcentaje mínimo de 60% de contenido

nacional en la fabricación de sus máquinas.

La obtención de la financiación privilegiada

del BNDES se ha convertido en

un elemento clave para poder presentar

una oferta competitiva. Otro elemento de

riesgo a este respecto es si el BNDES, ante

una inflación creciente en el país, no

terminará restringiendo el crédito o tendrá

problemas para tener la capacidad financiera

suficiente para financiar todo el

desarrollo eólico previsto. Además de los

plazos que pueda necesitar para aprobar

todas las financiaciones que le van a ir llegando

por el gran número de parques a

construir en los próximos años. El otro

banco de desarrollo que participaba anteriormente

en este mercado, el banco do

Nordeste do Brazil, ya no financia parques

eólicos.

✔ La atonía existente en el momento

actual en los mercados internacionales de

aerogeneradores ha provocado un importante

desequilibrio a favor de la demanda

y ha hecho que los fabricantes ajustaran

sus márgenes de forma significativa para

conseguir los contratos.

✔ Algunas empresas están pagando un

precio de entrada en el mercado.

✔ Sobrevalorización del real brasileño.

De hecho el repunte de un 8% en los precios

de la última subasta se debe más a la

caída lenta de la divisa local. Este elemento

se convierte también en un elemento

de riesgo, ante las posibilidades de una de-


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EÓLICA

Vestas, el mayor fabricante de aerogeneradores del mundo,

abrió en 2008 sede en la ciudad de Sao Paulo, y en 2011

empezó a funcionar la primera planta de ensamblaje de

góndolas y el centro de operaciones en Fortaleza.

valuación a medio plazo, aunque en parte

limitado porque al contar todos los proyectos

con la financiación de los bancos de

desarrollo al menos el 60% de la fabricación

se realiza con la moneda local. Los

contratos con los fabricantes se están firmando

también en reales, por lo que se les

está trasladando a ellos el riesgo de tipo de

cambio.

✔ Existencia de importantes incentivos

fiscales a nivel estatal y a la construcción

de infraestructuras de conexión específicas

para parques eólicos.

✔ Para poder ganar la subasta se prioriza

la eficiencia en los parques despreciando

potencia para mejorar las hen medias.

✔ En las últimas subastas se ha ido

produciendo un desplazamiento paulatino

de los promotores privados por las

compañas eléctricas públicas. Por su relación

con el poder político y por sus criterios

de rentabilidad menos exigentes que

los de los productores privados pueden

garantizar la realización de los proyectos.

24 energías renovables ■ sep 12

Por el lado de las principales amenazas

al sistema, además de la ya expuesta de la

certidumbre en el recurso, podemos

enunciar algunas que coinciden con otros

intentos de aplicar las subastas:

✔ Al ajustar el modelo financiero al

mínimo posible para ganar las subastas,

cualquier desviación de las hipótesis de

partida elimina la rentabilidad del proyecto.

✔ Los retrasos en la tramitación administrativa

y en las interconexiones eléctricas,

que ya ralentizaron el Proinfa. Para

poder participar en la subasta se necesita la

licencia previa ambiental y un acceso a la

red, pero para poder construir el parque se

necesita la licencia de instalación y el premiso

de conexión, tramites que pueden

llevar mas de dos años.

✔ La mayor parte de las empresas que

ofertan no tienen asegurada la financiación

de los parques ni contratos de aerogeneradores

en firme en el momento de la

subasta. Por lo que ambos son elementos

de importante riesgo económico. Sobre

todo cuando pensamos en parques que

tendrán que ser construidos tres o cuatro

años después de presentada la oferta. La

evolución de la situación tecnológica y

económica puede condicionar el que no se

produzcan desviaciones sobre los planes

de negocio previstos.

✔ Los altos precios de las empresas de

obra civil locales, motivado por el boom

inmobiliario que vive el país y por las obras

de infraestructuras para los Juegos Olímpicos

y los mundiales de fútbol, que pueden

llegar a multiplicar por cuatro los precios

medios europeos. Lo que puede llevar

a la paradoja de tener que llevar a empresas

europeas de obras públicas para evitar

excesivas desviaciones. Otro problema similar

existe con el precio del acero, un

50% superior en el mercado local que en

los mercados internacionales.

✔ Cuellos de botella logísticos (grúas,

escoltas…) por el importante desarrollo

eólico previsto unido a las infraestructuras

que realiza el país.

✔ Un cuarto de los proyectos asignados

lo ha sido a empresas con escasa experiencia

en el país, lo que puede repercutir

en desvíos y retrasos sobre sus previsiones.

■ Conclusiones

Como se ha dicho, es un poco pronto para

poder afirmar que la experiencia brasileña

de aplicación de las subastas a la

energía eólica es un caso de éxito. Desde

el punto de vista del cumplimiento de los

objetivos de capacidad hay demasiadas incógnitas

para poder estar seguro de ello.

Los mismos elementos de riesgo que impidieron

el éxito de anteriores experiencias

están presentes en esta. Por lo que parece

un poco prematuro lanzarse a una

exportación generalizada del modelo.

Lo que sí ha conseguido el sistema es

una priorización de los parques más eficientes,

aunque a costa de la concentración

de la práctica totalidad del desarrollo

eólico en solo cuatro estados: Rio Grande

do Norte, Ceará, Bahia y Rio Grande do

Sul. Dejando el resto del país al margen

de este desarrollo. Las mejoras tecnológicas

de las turbinas unidas a las características

del recurso eólico brasileño han permitido

competir de igual a igual con el

gas. Un hito importantísimo para el sector

eólico.

Las peculiaridades del modelo brasileño

son tantas que hacen difícil pensar en

una extrapolación inmediata al caso español.

Y no hay que obviar otro riesgo: si se

extiende el ejemplo por toda América y

fracasa significará un retraso de varios

años en la introducción de la energía eólica

a gran escala en la región.

*José Donoso es economista y ha

presidido la Asociación Empresarial

Eólica (AEE) durante cuatro años.

>jdonosoal@yahoo.es


SOLAR FOTOVOLTAICA

Yingli Solar, palabras

mayores

El mercado fotovoltaico internacional pasa por momentos convulsos. Se dice que la capacidad

global de producción puede estar en torno a los 60 GW. Aunque en 2011 apenas se instalaron la

mitad, lo que provoca tensiones de todo tipo. Hemos querido saber cómo afronta la situación

Yingli Solar. La empresa china ocupa el tercer puesto entre los fabricantes mundiales. Y lo que

parece seguro es que seguirá dando mucho juego cuando tras la tempestad vuelva la calma.

Luis Merino

En octubre se cumplirá un año del

desembarco de Yingli Solar en

España. Tiempos revueltos para

la fotovoltaica que, en España y

en todo el mundo, se ve zarandeada

por la inestabilidad regulatoria y las

tensiones en los mercados. La sobrecapacidad

de producción está, según los analistas,

en el origen de estas tensiones. A finales

de julio los fabricantes solares europeos

lanzaban la iniciativa EU ProSun, por la

26 energías renovables ■ sep 12

que solicitan a la Comisión Europea que

investigue “las supuestas prácticas de comercio

desleal de los fabricantes chinos”.

La respuesta de Yingli no quiere dejar dudas.

“Absolutamente no. Ni vendemos a

precios por debajo del coste de producción,

ni recibimos subsidios ilegales del

gobierno chino”, apuntan desde Yingli

Europe, que tiene su sede en Alemania.

Ajustar los precios de los paneles a las

decrecientes tarifas del mercado es, en

todo caso, un gesto razonable para cualquier

empresa que no quiera perder ese

mercado. “Si bien es cierto que no todos

los fabricantes han podido llegar a esta

tendencia de bajada de precios, en Yingli

la economía de escala y la integración

vertical sí nos han permitido hacerlo”,

explica Fernando Calisalvo, director general

de Yingli Solar España. “Y no es

ningún plato de gusto para nadie leer noticias

de empresas occidentales que abandonan

el sector. Pero es justo mencionar

que también hay fabricantes asiáticos en

esta situación”.

Lo de la economía de escala es un hecho:

a finales de este año Yingli dispondrá

de una capacidad de producción de 2,8

GW. Algo que pocas empresas pueden decir.

Y lo de la integración vertical es estrategia

empresarial, porque la línea de negocio

abarca toda la cadena de valor

fotovoltaica, desde la producción de polisilicio

hasta la de células solares y el ensamblaje

de módulos.

Fue en 1998 cuando el hoy presidente

y director general de la compañía, Liangsheng

Miao, fundó Yingli Green Energy,

más conocida por la marca con la que comercializa

sus productos, Yingli Solar.

Desde entonces, esta empresa china con

sede en Baoding ha protagonizado una

carrera meteórica, con más de 4 GW instalados

en todo el mundo y una facturación

global que en 2011 llegó a los 2.332 millones

de dólares. La totalidad de su producción

se realiza en cuatro fábricas en

China: Baoding, Hainan, Tianjin y

Hengshui. Pero la presencia de Yingli se

extiende por todos los rincones del plane-


El centro de Yingli en San Agustín de Guadalix (Madrid) está

literalmente forrado de módulos solares en la cubierta y en las

fachadas sur y oeste. Debajo, trabajadores y robots testando el

rendimiento de los módulos. Como los que configuran la planta

de Villar de Cañas II (página anterior), uno de los mayores

parques solares de España, con una potencia de 9,8 MWp.

ta con 21 filiales y sucursales en China,

Alemania, España, Italia, Francia, Grecia,

Turquía, Estados Unidos, Singapur, Japón

y Australia. Además tiene tres centros

de I+D y postventa en China, Estados

Unidos y España. El de nuestro país cuenta

con más de 14.000 metros cuadrados

en el municipio madrileño de San Agustín

de Guadalix.

Esa visión global se traduce en un afán

constante por cumplir con las certificaciones

internacionales de responsabilidad social,

de gestión ambiental, de huella de

carbono o de seguridad y salud ocupacional.

Un detalle: Yingli Solar fue la primera

empresa china en formar parte de PV Cycle,

la asociación que promueve la recogida

y el reciclado de módulos fotovoltaicos

al final de su vida útil.

A principios de año Yingli anunciaba

uno de esos contratos que sólo pueden

hacer los fabricantes con músculo: el suministro

de 180 MW, con opción de compra

para 20 MW más, a la compañía alemana

IBC Solar AG. Por las mismas

fechas, la filial americana, Yingli Green

Energy Americas, renovaba su acuerdo

con el instalador solar sin ánimo de lucro

GRID Alternatives por el que 800 familias

de bajos ingresos de California y Colorado

podrán disponer de electricidad solar.

“Nuestra visión es hacer la energía solar

asequible para todos”. Son palabras de

Liangsheng Miao. Y no parece que se vayan

a quedar solo en palabras.

■ Más información:

> www.yinglisolar.com

Kits de autoconsumo

Yingli Solar ha puesto los ojos en el autoconsumo. Están convencidos de que, más pronto que tarde, será una opción

rentable para el usuario.

“Y entonces será imparable por más que algunos se resistan”. La empresa trabaja sobre un producto estandarizado

que incluye todos los componentes necesarios para que una residencia o una industria pueda tener su kit fotovoltaico,

una solución completa. “Hemos alcanzado acuerdos con suministradores, instaladores y distribuidores. Y estamos

preparados para formar a nuestros clientes. Entendemos que para este tipo de instalaciones nuestro cliente debe despreocuparse

de la gestión con los diferentes suministradores, gestión de garantías, etc. Queremos facilitarle la solución

total en cuanto a equipamiento se refiere. Nuestro cliente debe focalizarse en vender e instalar. Creemos que por

inercia, por magnitud de empresa, Yingli puede ofrecer un producto líder y asequible”, explica Fernando Calisalvo.

Y lo creen a pies juntillas, incluso aunque la regulación del balance neto no sea la mejor posible.

“A pesar de todo, los kits de autoconsumo de Yingli merecerán la pena. En los casos prácticos que estamos desarrollando

ya, sin balance neto y, por tanto, sin verter a la red, cuando la curva de consumo y

de producción coinciden en el tiempo, las cifras ya salen. Por ejemplo, para clientes con consumos estables en horario

diurno”.

Luis Contreras, director técnico de Yingli Solar España, insiste en que “los números salen cuando consumes toda

la producción de tu sistema de autoconsumo. Lo que es más difícil de conseguir, de momento, es rentabilizar un sistema

para cubrir el 100% de la potencia contratada. Cosa que podría alcanzarse con la regulación del balance neto. Pero

si tienes 300 kW contratados e instalas 50 kW vas a aprovecharlo a tope. Esa energía te puede salir ya con muy buen

precio”.

Voluntarios de Yingli Solar colaborando con GRID

Alternatives para llevar energía solar a 800 familias

de bajos ingresos de California y Colorado (EEUU).

sep 12 ■ energías renovables 27


SOLAR FV

E Fernando Calisalvo

Director general de Yingli Solar

Luis Contreras

Director técnico de Yingli Solar

“Somos líderes tecnológicos,

fabricamos células de alta eficiencia

al menor coste”

Son, probablemente, los ejecutivos más jóvenes de entre las

empresas de referencia en el sector de las renovables en España. Así

que tampoco es extraño verles en mangas de camisa, y menos en

verano. Como decía el anterior ministro de Industria, Miguel

Sebastián, fuera corbatas si con ello se puede ahorrar energía. Y en

el discurso de Yingli, fotovoltaica y ahorro van unidos de la mano.

Luis Merino

■ Mucha gente en el sector piensa que los fabricantes fotovoltaicos

chinos son como un elefante en una cacharrería. Han conseguido

bajar tanto los precios que el goteo de empresas occidentales que

abandonan el sector es constante. ¿Qué tiene que decir Yingli Solar

al respecto?

■ Fernando Calisalvo: La bajada constante de precios de los últimos

años viene dada por la necesidad de ajustarnos a las tarifas de los

diferentes mercados en Europa. Si bien es cierto que no todos los fabricantes

han podido llegar a esta tendencia de bajada de precios, en

Yingli la economía de escala y la integración vertical han permitido

que podamos ajustarnos a las tan demandantes condiciones del mercado.

Respecto a las noticias de otras empresas occidentales que abandonan

el sector, desde luego no es ningún plato de gusto para nadie.

Pero es justo mencionar que también hay fabricantes asiáticos en esta

situación.

■ ¿Por qué Yingli Solar ha convertido a España en uno de sus

centros neurálgicos mundiales?

■ F. C: El potencial de España como mercado FV sigue estando ahí

y sus empresas tienen una enorme relevancia a nivel mundial. Pero

creemos que ese potencial está más vinculado a la generación distribuida

y al autoconsumo. Esperemos que llegue a buen puerto. Desde

luego nosotros apostamos por ese mercado que está por venir. España

es un punto estratégico desde el punto de vista logístico y

cultural. Es el acceso perfecto al Mediterráneo y Norte de África. Y

culturalmente, somos un puente idóneo para acceder a Latinoamérica.

■ Habla del autoconsumo. ¿Y las plantas sin prima?

■ F. C: Pienso que es importante matizar la diferencia entre paridad

de red a nivel generación y competitividad en precios para autoconsumo

respecto al recibo de la luz que pagamos todos los meses. Las

plantas sin prima están claramente vinculadas a la generación. Considerando

la reforma energética que grava de aranceles vemos necesario

rehacer cálculos y reconsiderar cuándo alcanzaremos la paridad

de red. En conclusión, creemos que estos aranceles van a retrasar el

desarrollo de grandes plantas. Respecto al autoconsumo, podemos

garantizar que el ahorro está demostrado y somos ya muy competitivos

con el recibo de la luz.

■ La línea de negocio de Yingli abarca toda la cadena de valor,

desde la producción de polisilicio hasta la de células y el

ensamblaje de módulos. ¿Es una de las claves de su éxito?

■ F. C: Estratégicamente Yingli siempre ha tenido clara la necesidad

capital de mantener una estructura de costes que garantice la competitividad

en precios a medio y largo plazo. Cuando hablamos de

procesos de producción verticalmente integrados, el valor añadido

viene dado por la estructura de costes pero también, y no menos importante,

por el control de calidad que esta integración te permite

realizar. Yingli siempre ha mantenido un balance entre las capacidades

en MW de obleas, células y módulos.

■ ¿Fabricará Yingli en España alguna vez?

■ F. C: De momento no está previsto. Toda la producción se hace

en China, en cuatro plantas. Es cierto que consideramos ensamblar

de forma deslocalizada para proyectos concretos en los que el contenido

local es o pueda ser necesario o favorezca la adjudicación, pero

en cualquier caso, no con implantación propia.

■ La filial de Yingli Solar en España se ocupa del desarrollo de negocio

en el norte de África y en Latinoamérica, donde tienen delegaciones

en México, Brasil y Chile. ¿Cómo pintan allí las cosas?

■ F. C: En Latinoamérica vemos un crecimiento importante. En algunos

mercados concretos el crecimiento puede ser menos intenso

de lo esperado, pero por el contrario nos ha sorprendido la vitalidad

de otros. Por ejemplo, en Perú suministramos más de 40 MW en el

primer trimestre del 2012. Queremos y buscamos la forma de apoyar

a los gobiernos y a las empresas involucradas en programas sociales

y de electrificación rural, donde sin duda la tecnología FV es

una solución a considerar.

■ Cuando se inauguró el centro de San Agustín de Guadalix, en octubre

de 2011, dijeron que, “además de vender módulos, dará un

buen servicio post venta y permitirá investigar para mejorar nuestros

productos”. ¿Se están cumpliendo esas expectativas?

■ Luis Contreras: Desde luego, estamos muy centrados en el servicio

post venta en España y en Europa. Y percibimos una muy buena

respuesta por parte de los clientes.

En este sentido, en poco tiempo ofreceremos una serie de servicios

técnicos que nos permitan mejorar ese apoyo al cliente, así como

internamente al resto de subsidiarias europeas. En relación con

esto, se está diseñando un programa de formación dirigido a nues-

28 energías renovables ■ sep 12


Luis Contreras (izquierda) y Fernando Calisalvo, en el centro de

San Agustín de Guadalix (Madrid).

tros clientes, tanto a su personal técnico como

sus puestos de dirección intermedia, con

la idea de ampliar el conocimiento que tienen

sobre nuestros equipos y su manejo. En

cuanto a investigación, en el laboratorio estamos

implementando los equipos y procedimientos

necesarios que nos permitan profundizar

en el comportamiento de nuestro

producto. Por ejemplo, la instalación de una

cámara climática para hacer ensayos de envejecimiento

sobre los módulos. Como trabajos

específicos, estamos centrados en el comportamiento

de las células Panda, ya que nuestras

instalaciones integran módulos en fachada y

cubiertas. Por último, Yingli pretende aportar

más valor y alternativas en el campo del almacenamiento

de energía, lo que se concreta con

el desarrollo de lo que denominamos “Flying

Wheel”, tecnología basada en los volantes de

inercia magnéticos. Desde esta subsidiaria se trabaja en la instalación

de un proyecto piloto que no solo se vinculará al autoconsumo sino

a la ampliación de las posibilidades de la tecnología FV.

■ En 2011 anunciaron que, dentro del proyecto Panda, alcanzaron

una eficiencia en célula del 19,7%. Y estiman llegar al 20,5% a finales

de este año. ¿Cumplirán esas estimaciones?

■ L. C: La célula Panda supone el primer avance en células de silicio

cristalino, en fabricación masiva, que se produce en diez años. Se trata

de una célula bifacial basada en una oblea de silicio monocristalino

tipo n, dopada con fósforo en lugar de boro (lo común en este tipo

de células). Y con una eficiencia de entre un 1% y un 2,5%

superior a la célula monocristalina convencional. Lo que supone más

potencia para el mismo tamaño de módulo, alrededor de 30-35 vatios

más. Destaca también su alta eficiencia a bajas irradiancias, lo

que hace que tanto en invierno como al amanecer y al atardecer aumenten

los ratios de producción. También mejoran los coeficientes

de temperatura del módulo, lo que beneficia su comportamiento

frente a la variación de temperatura. Por último, resaltar que se ha

conseguido una disminución importante en la degradación inicial

causada por la exposición a la luz. En cuanto a si vamos a conseguir

el 20,5% de eficiencia a final de año la respuesta es sí. Y el objetivo es

llegar al 22% en 2015.

■ Yingli afirma ser el líder tecnológico entre los fabricantes chinos.

¿Cómo sería la comparación con otros fabricantes mundiales?

■ F. C: Nosotros cuando hablamos de liderazgo tecnológico estamos

haciendo un balance de dos factores fundamentales: el tecnológico

y el de costes. Con el programa Panda estamos fabricando la

tercera célula más eficiente del mercado para grandes producciones,

por detrás de un fabricante japonés y otro americano. Pero la diferencia

entre los porcentajes de eficiencia no es la misma que existe en

los precios de venta. Quiero decir que la diferencia en precios es más

significativa que la diferencia en eficiencias. En este sentido consideramos

que somos líderes tecnológicos.

■ ¿Qué les parece lo que se conoce hasta ahora de la reforma energética

propuesta por el Gobierno? ¿Cómo puede afectar a la FV y a

Yingli?

■ F. C: Entendemos la situación económica actual. No es realista pedir

al Gobierno tarifas. Conocemos la dependencia energética de España,

los planes energéticos. Nos afecta directamente la moratoria de

tarifas, pero entendemos por qué se hace.

■ L. C: La FV siempre tiene que demostrar mucho más que otras

tecnologías. Y pensamos que lo que ha generado ese parón es una

gran inseguridad jurídica.

■ F. C: El problema no lo van a poner encima de la mesa los fabricantes,

serán los inversores que temen inestabilidad regulatoria en

España. Cuando su presencia era anecdótica en el mercado eléctrico

ya había déficit de tarifa, sin embargo parecemos culpables absolutos.

Consideramos que se abre otra ventana de posibilidades para

la FV y que estamos listos para desarrollar. Y estoy hablando del autoconsumo,

bien conectado a red o bien sin conexión, con sistemas

de almacenamiento como el Flying Wheel.

■ ¿Tienen esperanzas puestas en la regulación del autoconsumo?

■ F. C: Sí las tenemos porque el autoconsumo solo ofrece ventajas.

Reduce la dependencia energética –que va directamente vinculada a

una reducción del subsidio que viene a ser el déficit tarifario–, mejora

la eficiencia de la propia red y afianza en España una industria que

está demostrando en todas partes ser un sector pujante y de futuro.

Por eso ya está en marcha en muchos otros países.

■ L. C: Además de ayudar a conseguir los objetivos del 20–20–20

en reducción de emisiones, ahorro y eficiencia, y renovables. La FV

es clave para hacer realidad la generación distribuida. Y creemos que

puede reactivar todo el tejido industrial y productivo que se ha creado

en los últimos años en España y que ahora languidece. El autoconsumo

es un sistema de ahorro y eficiencia energética y lo podremos

aprovechar todos, en los hogares y en los centros de

producción.

■ F. C: La tercera revolución industrial viene ligada a la generación

de energía. Pero hay lobbys de poder que nos cobran todos los meses

y que están frenando al Gobierno para tomar unas medidas que implican

coste cero. Hay otra cosa: últimamente nadie se acuerda del

cambio climático pero siguen llegando noticias poco halagüeñas.

Son problemas que no debemos olvidar. ■

Locos por el fútbol

Ligar cualquier marca al fútbol es el sueño de las grandes empresas. No

en vano, pocas cosas despiertan tantas pasiones. Y últimamente lo sabemos

bien en España. Yingli Solar lo ha visto claro y lleva años apostando

fuerte. Muy fuerte. Fue la primera empresa china y la primera compañía

de renovables en patrocinar el Mundial de Sudáfrica 2010. Y lo ha vuelto a

hacer. La próxima gran cita será el Mundial de Brasil de 2014. Y el estadio

de Maracaná, en Río de Janeiro, uno de los lugares míticos de la historia

del fútbol, acogerá la final cubierto de paneles fotovoltaicos de Yingli. Sobre

las cabezas de 82.238 espectadores habrá un anillo fotovoltaico formado

por 1.500 módulos multicristalinos.

Yingli Solar anunció en mayo un acuerdo con Light ESCO, EDF Consultoria

y el Estado de Río de Janeiro para que Maracaná se convierta en productor

de energía solar. “Esta oportunidad de suministrar energía solar al estadio

más famoso de Brasil y trabajar con dos de los líderes destacados en generación

de electricidad y energía solar del país sólo se presenta una vez

en la vida,” dijo entonces Liangsheng Miao, presidente y director general

de Yingli Green Energy. “Brasil es un mercado emergente importante para

Yingli y vamos a seguir aumentando nuestra presencia aquí mientras que

el potencial de la energía solar del país crece”.

Pero el Mundial no es la única conexión de Yingli con el fútbol. Junto

con la FIFA –la federación

internacional de este deporte–

desarrollan una

campaña que denominan

Football for Hope, Energy

for Hope, para suministrar

tecnología solar a una veintena

de centros deportivos

en zonas desfavorecidas de

África. Además, patrocina

al Bayern de Munich y a la

selección nacional de Estados

Unidos, siempre con la

vista puesta en promover

campañas que fomenten el

deporte y la integración entre

quienes lo tienen más

difícil.

sep 12 ■ energías renovables 29


SOLAR FOTOVOLTAICA

Detectar los problemas

y encontrar soluciones

Son muchos los desafíos técnicos a los que hay que hacer frente en la operación de las plantas

fotovoltaicas conectadas a red cuando aparecen defectos y comportamientos anómalos.

PVdiagnosis, firma española líder en las auditorías de plantas solares, expone su visión de la

problemática y explica cómo actuar ante distintas patologías.

ER

Cada vez es más frecuente encontrar

propietarios de instalaciones

fotovoltaicas que expresan

su preocupación por dos

hechos que afectan directamente

a la rentabilidad y la seguridad de

sus inversiones. El primero está relacionado

con los vaivenes normativos de los que

Energías Renovables se viene haciendo

eco y que suponen la drástica disminución

de los ingresos provenientes de la producción

primada de energía. Afrontar el desafío

que conlleva esta limitación de los ingresos,

tan específica de la realidad del

sector en nuestro país y otros del entorno,

requiere de intervenciones a nivel técnico

que son aplicables y deseables en cualquier

mercado en tanto en cuanto están encaminadas

a la optimización de los costes y a la

maximización de la producción.

El segundo foco de preocupaciones, en

este caso no restringido al ámbito nacional,

está relacionado con la aparición de comportamientos

anómalos en los equipos

principales de las instalaciones productoras

de energía solar; muy en particular en los

módulos fotovoltaicos. Aunque actualmente

no existe evidencia firme de que todos

estos fenómenos afecten al funcionamiento

de los equipos, está arraigado en el

sector el temor a que sí comprometan la

capacidad de producción a medio o incluso

corto plazo.

■ Anomalías habituales

Proteger las inversiones realizadas en vista

del contexto actual requiere actuar a dos niveles.

El primero de ellos es el aspecto contractual

y el segundo tiene carácter técnico.

Desde el punto de vista de este último se

puede intervenir tanto en la reducción de

las pérdidas e ineficiencias de las instalaciones,

encaminadas normalmente al aumento

de la producción o la durabilidad, como en

la mejora de los procedimientos de mantenimiento,

sea desde el punto de vista de la

racionalización de los trabajos o del conocimiento

por anticipado de las tasas de fallo o

las necesidades de correctivos.

Como es obvio, para poder reducir las

pérdidas que tienen lugar en las instalaciones

fotovoltaicas es necesario tener identificados

los problemas que las causan. La aparente

sencillez y modularidad de las

instalaciones se torna en complejidad cuando

se pretende afrontar la detección de

aquellas fuentes de pérdidas que resultan

tener mayor entidad que la prevista durante

el diseño. Estas fuentes pueden estar relacionadas,

entre otras causas, con el envejecimiento

–prematuro o no– de los

materiales y equipos, defectos de fabricación,

diseños inadecuados o instalación deficiente.

Estos problemas son a menudo difíciles

de identificar y de solventar, entre

otros motivos, porque necesitan de un análisis

en profundidad para ser determinados.

■ Defectos de ejecución

Muchos de estos problemas, de difícil solución

una vez construida la instalación, hubieran

sido evitables de contar con un estu-


dio de calidad exhaustivo durante la ejecución

y su gravedad se habría podido mitigar

si se hubiesen incluido garantías adecuadas.

Además algunos de estos defectos podrían

evitarse realizando trabajos de mantenimiento

específicos que en muchos casos no

están incluidos en los contratos de O&M

en vigor. Pese a esta aparente irreversibilidad

suele haber mejoras posibles, y aun en

el caso de no existir, es importante contar

con el juicio de un ente independiente que

pueda identificar y establecer la causa y el

alcance del problema de cara a eventuales

reclamaciones..

■ Defectos en los componentes

principales

Entendiendo por componente principal

aquél que afecta directamente a la producción

de la instalación o a la comprobación

de garantías, aquí se puede encontrar una

amplia tipología de defectos, tales como:

1. Degradación excesiva de los módulos

fotovoltaicos. En muchos casos no se ha

hecho un correcto control de calidad en la

recepción de los módulos. Esto provoca,

en primer lugar, incertidumbre en cuanto

a la potencia real de la instalación y grandes

dificultades para conocer su degradación

exacta. Sin embargo en este caso no

está todo perdido, puesto que un seguimiento

diligente durante la operación y la

trazabilidad de los módulos permiten acotar

razonablemente este valor.

2. Aparición de puntos calientes en módulos

y cajas de conexiones. Un punto

caliente aparece si una zona o célula del

módulo trabaja a temperaturas significativamente

superiores al resto. Es un defecto

importante puesto que es causa de pérdidas

energéticas y acorta la vida del módulo.

Su detección es sencilla mediante un

análisis termográfico de la instalación.

3. Anomalías en los módulos fotovoltaicos.

Desgraciadamente se ha convertido

en un hecho habitual y conocido la aparición

de anomalías en los módulos cuya repercusión

presente o futura no es bien conocida

o es discutida. Este hecho requiere

Conocer una planta

la realización de pruebas específicas de

acuerdo a procedimientos normalizados y,

en algunos casos, soporte jurídico ante

eventuales reclamaciones. Algunos ejemplos

de estas anomalías son los siguientes:

• Amarilleamiento: consiste en

un cambio de coloración de ciertos

componentes del interior del laminado

provocado, fundamentalmente,

por la acción de la radiación ultravioleta.

Aunque no existe acuerdo en el

sector sobre su influencia a largo plazo

en la producción o la durabilidad

de los módulos sí puede inferirse que

en el caso de que el componente

sep 12 ■ energías renovables 31


SOLAR FV

amarilleado es el material encapsulante,

esto supondrá un filtro para la radiación

que incide en las células fotovoltaicas

y por tanto una cierta

pérdida de potencia. En cambio,

cuando el componente que amarillea

es la capa trasera de cierre o incluso

las pegatinas que aíslan o protegen los

conductores del interior de módulo,

se ha observado una cierta correlación

con la aparición de otras anomalías

como las burbujas.

• Babas de caracol (snail tracks)

o gusanos: son objeto de un importante

debate en el seno del sector en

la actualidad. Consisten en la decoloración

de los hilos de metalización de

la parte frontal de las células que dan

lugar a marcas similares a gusanos o a

las huellas que dejaría un caracol al

pasar por el módulo (de ahí su nombre).

Su influencia en la producción y

la durabilidad de los módulos, aun no

estando completamente descrita, depende

en gran medida de su forma y

la zona de la célula en que aparece.

• PID: acrónimo en inglés de degradación

inducida por polarización

que supone una grave pérdida de rendimiento

de los módulos debida a un

importante aumento de la corriente

de fuga. Proviene en última instancia

de la presión sobre los costes de fabricación

de los módulos, que obliga a

los productores a utilizar materiales

más económicos, especialmente en el

encapsulante y el cerramiento. En la

mayor parte de los casos es reversible

mediante una modificación en el diseño

de la instalación.

• Delaminaciones y burbujas:

consisten en la pérdida de adherencia

del encapsulado y puede ser debida a

distintos factores. Puede dar lugar a

pérdidas de potencia y/o de aislamiento

eléctrico.

Cuando alguien se encuentra con estos

defectos en una planta fotovoltaica, tanto si

es el operador o mantenedor como si es el

propietario, lo más sensato es comunicarlo

al fabricante de inmediato y realizar estudios

que determinen la naturaleza de las

anomalías, su incidencia en la planta, su

gravedad y el grado de avance así como de

realizar un seguimiento de su evolución.

En el momento en que se esté seguro de

que la anomalía supone un motivo para elevar

una reclamación será necesario contar

con informes periciales que lo atestigüen y

con defensa legal especializada.

4. Defectos de funcionamiento de los

inversores fotovoltaicos. Los inversores

son los grandes olvidados en el análisis

técnico de una instalación fotovoltaica. A

menudo aparecen cuestiones como funcionamiento

fuera del punto de máxima

potencia, tasas de rotura por encima de lo

esperable, factores de potencia alejados

del valor ideal que suponen pérdidas de

potencia o la presencia de armónicos que

pueden dar lugar a la desconexión de la

instalación. La detección y prevención de

estos fenómenos requiere, además de un

mantenimiento adecuado, realizar análisis

específicos y en profundidad sobre los

equipos y sus componentes.

■ Defectos en los componentes

secundarios

En esta categoría se incluyen defectos tales

como la pérdida de fiabilidad de los sensores

de radiación y los sistemas de monitorización,

la aparición de vegetación excesiva

en la instalación o la presencia de falsas

alarmas en sistemas de seguridad entre

otros. En teoría dichos problemas se pueden

identificar de forma muy sencilla, pero

una pobre gestión y mantenimiento hacen

que en algunas instalaciones dichas

cuestiones tengan consecuencias graves en

términos de costes y/o producción. De

entre estos problemas destacan los errores

en la calibración o en la operación de los

sensores de radiación.

PVdiagnosis, expertos en auditorías técnicas

Para tratar de solucionar todos estos posibles problemas una medida obvia es la normalización y la generalización de auditorías independientes. En su fase de promoción

y operación se debería llevar a cabo la certificación de plantas fotovoltaicas, algo así como su trazabilidad de calidad y “etiquetado”, lo que conlleva el seguimiento

de normas de calidad y la realización de auditorías independientes.

Así se podría conseguir una calidad mínima no sólo en los componentes, sino

también en la instalación como un todo, con el consiguiente aumento de la producción,

mejoras del rendimiento, detección de errores en equipos principales, así como

mejoras en la operación diaria. Para ello es necesario contar con la ayuda de un

equipo de profesionales de una empresa especializada en el sector.

PVdiagnosis nació con el propósito de dar respuesta, indagar y exigir la máxima

calidad en las plantas fotovoltaicas, tanto en su aceptación provisional, operación

como aceptación definitiva. A día de hoy, sus conocimientos sumados al gran

equipo de profesionales, sus equipos técnicos y la experiencia adquirida desde

2008 –más de 1 GW en auditorías técnicas a nivel internacional: España, Francia,

Canadá, Reino Unido, Estados Unidos o Italia–, la han convertido en una empresa

puntera en el análisis, evaluación y diagnóstico de anomalías aparecidas en las instalaciones

fotovoltaicas.

Además, PVdiagnosis cuenta con el respaldo de una compañía que tiene en su

haber más de 600 MW en gestión integral, lo que le aporta a esta compañía independiente

un amplio conocimiento práctico a la hora de llevar a cabo una auditoría.

Normalmente las operaciones de evaluación que llevan a cabo consisten en:

■ Análisis y evaluación de las instalaciones

✔ Verificación del estado de calidad de las instalaciones

✔ Evaluación de la gestión operativa de la planta

✔ Caracterización y recalibración de los sensores de radiación

✔ Medida de curva I-V de paneles y series

✔ Medida de rendimiento y funcionamiento de inversores

✔ Mediciones de las variables eléctricas y operativas

✔ Comprobaciones y mediciones específicas

■ Estudio y evaluación de la situación contractual

✔ Evaluación del alcance de la instalación y de las garantías

✔ Análisis del cumplimiento contractual

✔ Verificación del cumplimiento de valores garantizados

■ Evaluación de variables operativas

✔ Evaluación de datos históricos, producción, radiación, otros

✔ Análisis de cumplimiento de producción del caso base

✔ Evaluación del rendimiento de la planta

✔ Análisis de incidencias

32 energías renovables ■ sep 12


Aún en el caso de que los sensores de

radiación estén incluidos en el sistema de

monitorización (cosa que sorprendentemente

no siempre ocurre) esto no es garantía

de que los datos disponibles sean

fiables. Si se recogen valores incorrectos

de radiación se obtendrán valores incorrectos

de Performance Ratio (PR), la medida

fundamental de la eficiencia de una

instalación. Esta toma de datos incorrectos

puede ser debida a diversos motivos,

como por ejemplo que existen “lagunas

de datos” por errores o interferencias, la

elección de una mala colocación del sensor

(inclinación incorrecta o presencia de

sombras), que los sensores necesitan ser

recalibrados o incluso que estando bien

calibrados los valores registrados por el sistema

de monitorización no reflejan la realidad.

Al amparo del concepto de un valor de

PR por encima del garantizado, o incluso

peor, de la consecución de la producción

energética prevista, con frecuencia se ignora

que este valor, (calculado a menudo

sin criterio ni precisión) da una indicación

del cumplimiento contractual y de la eficiencia

pasada de la instalación, pero no

considera defectos que afecten a la durabilidad

(especialmente si no son eléctricos)

ni problemas ocultos que puedan aparecer

años después de la aceptación de la planta.

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BIOENERGÍA

Cómo lograr que la

bioenergía genere el 20%

de la energía mundial

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha presentado una hoja de ruta de la bioenergía en

la que estima que la oferta mundial de este recurso para la producción de calor y electricidad

podría duplicarse en 2050. Esto significaría alcanzar con bioenergía el 20% del suministro de

energía primaria. Ahora bien, para hacer frente a las cuestiones ambientales, sociales y económicas

que implica este reto, los gobiernos deben adoptar importantes requisitos de sostenibilidad y pisar

el acelerador en investigación y desarrollo tecnológico.

Javier Rico / Pepa Mosquera

El informe de la AIE lleva por

nombre “The technology roadmap

Bioenergy for heat and power”

y marca el camino que deben

seguir la biomasa y el biogás

para alcanzar en 2050 el 20% de la oferta

mundial de energía para la producción de

calor y electricidad –el doble que en la actualidad–,

ateniéndose a una serie de criterios

de sostenibilidad y de mejora de las

actuales condiciones de combustión, en

especial en los países en vías de desarrollo,

junto con las oportunas medidas de apoyo

político, investigador y financiero.

A día de hoy, la bioenergía es la renovable

más empleada en el mundo: provee alrededor

del 10% del suministro de energía primaria.

Pero se utiliza, en su mayor parte, de

forma muy poco eficiente ya que consiste,

básicamente, en la quema de biomasa tradicional,

que es utilizada para cocinar y atender

necesidades de calefacción en los países

en desarrollo, a costa, muchas veces, de graves

consecuencias para la salud y el medio

ambiente (deforestación, erosión del suelo….).

Sin embargo, la AIE sostiene que es

posible implementar una serie de medidas

para lograr que en el año 2030 millones de

personas que habitan en estos países puedan

cocinar y calentar sus hogares con bioenergía

sin esos riesgos. Como ya se hace en diferentes

lugares del mundo industrializado,

donde la bioenergía con fines térmicos, aún

siendo minoritaria, juega un papel importante

en países como Austria o Alemania.

Uno de los objetivos propuestos por la

Agencia es aumentar el uso de estufas y calderas

de biomasa y sistemas avanzados de

biogás. La AIE considera que esta actuación

es esencial para que en torno a 320

millones de personas puedan contar con

sistemas “modernos y

sostenibles” de bioenergía

en un par de décadas.

Añade que por su

valor energético, económico

y ambiental, la bioenergía

con fines térmicos

debería desplazar lo

antes posible a los combustibles

fósiles.

No obstante, es en

generación eléctrica con

biomasa donde, de

acuerdo con el organismo

internacional, podría

producirse el mayor salto.

La AIE plantea que


la biomasa proporcione 3.000 teravatios

hora (TWh) en 2050, un aumento de más

de diez veces en comparación con los 280

TWh generados en 2010 –equivalente al

1,5% de la producción eléctrica mundial– y

suficiente para cubrir el 7,5% de la demanda

de electricidad del mundo en esa fecha.

En realidad, la electricidad generada

con biomasa viene creciendo desde el año

2000, pero todavía se concentra en los países

de la OCDE. No obstante, este recurso

está en pleno ascenso en países como

China y Brasil, gracias a la existencia de

programas gubernamentales que apoyan

su uso, en particular a partir de residuos

agrarios. La AIE estima que los modelos

establecidos en estos dos gigantes pueden

ser también una forma viable de generar

electricidad en otros estados del mundo en

los que la demanda de energía es cada vez

mayor; especialmente, en aquellos que disponen

de grandes cantidades de residuos

derivados de los procesos agroindustriales

que ahora son infrautilizados.

El informe analiza todas las variables

que harían viables, de manera sostenible y

económica, estos objetivos. Así, la AIE

destaca que las materias primas a utilizar

deben ser producidas de manera sostenible

y hacer un uso eficiente de las mismas. “Para

ello –subraya– es necesario asegurar unas

emisiones netas bajas o nulas (de CO2) durante

el ciclo de vida completo, desde la

siembra hasta el cultivo, transporte y conversión

de biomasa a energía”. En la misma

línea, la agencia recuerda que “los gobiernos

deberían adoptar requisitos de sostenibilidad

para la bioenergía”, con

“planes armonizados internacionalmente

para establecer sistemas creíbles de certificación

y evitar perturbaciones del mercado

o la creación de obstáculos al comercio”.

En cuanto al tipo de materias primas, fija la

atención en “los residuos de cosechas y residuos

orgánicos, así como los dedicados a

plantaciones de cultivos energéticos en tierras

que no sean indispensables para la

agricultura”.

La hoja de ruta también subraya la necesidad

de mejorar la co-combustión, el

desarrollo de biorrefinerías y la toma en

Avanzar en sostenibilidad y estándares de calidad

En el marco de la Unión Europea, diversos países, como Bélgica, Alemania y Reino Unido, han adoptado ya una serie de requerimientos de sostenibilidad

para determinados tipos de biomasa utilizados tanto con fines eléctricos como térmicos. Finlandia, Francia, Hungría y Eslovenia han introducido regulaciones

para asegurar que la biomasa procedente de bosques utilizada para estos fines cumple con las exigencias del gestión forestal sostenible. Otros

países, como Austria, Francia e Italia, promueven específicamente el uso de recursos de biomasa locales, o que favorecen la protección de otros sectores

económicos. En Bélgica, por ejemplo, la leña adecuada para uso en la industria de transformación de la madera no puede llevar el sello Flemish Green

Power Certificates.

En Estados Unidos, aunque ha habido durante algunos años requisitos medioambientales concretos

para los biocombustibles líquidos, no existen todavía requerimientos especiales para la biomasa

utilizada para generar frío, calor o electricidad. Por tanto, aunque se ha ido avanzando en este importante

aspecto, falta todavía camino por recorrer. En este sentido, diferentes organizaciones, entre las

que figuran asociaciones de productores de bioenergía, como la europea Aebiom, han presentado propuestas

que abogan por la adopción de un marco normativo racional y estandarizado para la certificación

de la sostenibilidad de la bioenergía.

Esta armonización entre sostenibilidad y estándares de calidad ayudaría a reducir las posibilidades

de confusión, hacer más eficiente el mercado y evitar abusos. La AIE añade que igualmente importante

es trasladar a la esfera local esta información y formar a expertos, en especial en los países en

desarrollo.

La expansión a gran escala de bioenergía, como se prevé en la hoja de ruta de la AIE, requiere cambios

sustanciales de los actuales patrones de uso de la tierra y sistemas de producción en los sectores

forestal y agrícola; y no todo ellos serán positivos, reconoce la Agencia. Pero matiza: con un sólido marco

de políticas y la participación concertada de las partes interesadas, tanto públicas como privadas, en

el proceso, será posible asegurar que la bioenergía tiene un impacto neto positivo en términos de sostenibilidad,

en comparación con el sistema actual basado en combustibles fósiles.

sep 12 ■ energías renovables 35


BIOENERGÍA

consideración del cambio indirecto del uso

del suelo.

■ Un trabajo en equipo

Al mismo tiempo, la AIE sostiene que hay

que prestar especial atención al comercio

internacional de biomasa, para hacer coincidir

la oferta y la demanda. En esta misma

línea, el último número de la revista Soberanía

Alimentaria hace un análisis sobre

cuál es la biomasa más sostenible: “es importante

distinguir entre los proyectos de

aprovechamiento de la biomasa forestal

destinados a mantener el sobreconsumo

de energía eléctrica de aquellos que, a pequeña

escala, plantean la producción de

energía térmica, es decir, producción de

calor en una escala local aprovechando

biomasa forestal, residuos o subproductos

derivados de la actividad principal”.

Ante el riesgo de que el fomento de la

bioenergía , especialmente la oferta, se

desvirtúe, en Soberanía Alimentaria advierten

de que “sobreexplotar un recurso

local provocaría la importación de madera

de variedades de rápido crecimiento de

otros lugares”. Frente a este riesgo, tienen

clara la apuesta, que por otro lado reconocen

que ya se hace en algunas zonas:

“aprovechamiento de un recurso local,

actualización en el ejercicio de los derechos

de leña, aprovechamiento colectivo

del recurso, instalación de plantas de pequeño

tamaño, regeneración y gestión

sostenible de los bosques comunales, centralización

en el abastecimiento y distribución

del consumo del pellet o astilla y

manejo por parte de una empresa local

con capital público-privado”.

En cualquier caso, para la AIE, todos

los actores que participan en el desarrollo

de la bioenergía deben trabajar de manera

coordinada si se quieren lograr los objetivos

contemplados en su hoja de ruta,

si bien son los gobiernos los que deben

tomar la iniciativa y crear un clima favorable

para que la industria invierta en su desarrollo,

adoptando medidas que faciliten

dicha inversión y facilitando la cooperación

internacional.

La Agencia propone, especialmente,

crear un marco político estable y a largo

plazo que anime la inversión privada, e introducir

mecanismos de apoyo específicos

para la generación de calor y electricidad

con este recurso. Asimismo, considera

esencial incrementar la investigación sobre

los diferentes productos susceptibles

de ser utilizados con fines bioenergéticos

y hacer mapeos que permitan identificar

las materias primas más prometedoras y

los lugares más adecuados para implementarlas

También cree imprescindible

apoyar más la instalación de plantas experimentales

de demostración, incluyendo

las de pequeño de tamaño y las cadenas

de suministro completas.

Algunas de estas medidas ya están implementadas

en diferentes países (Canadá,

China, la Unión Europea, Sudáfrica, Estados

Unidos) y constituyen elementos claves

para avanzar hacia sistemas bioenergéticos

modernos. Pero la crisis financiera y

económica mundial, en combinación con

el incremento de los costes de las materias

primas, ha hecho que el desarrollo se frene

y la bioenergía pierda en competitividad

en relación a otras fuentes. La preocupa-

Producción de energía primaria con bioenergía

Consumo de bioenergía en edificios

Electricidad generada con bioenergía

Reducción estimada de emisiones de CO2

mediante electricidad generada con bioenergía en edificios e industrias

36 energías renovables ■ sep 12


ción por la sostenibilidad de los biocarburantes,

sobre todo en transporte, también

ha supuesto un impacto. Hacer frente a

estos obstáculos será de vital importancia

para asegurar el crecimiento sostenido de

la bioenergía, asegura la AIE.

En este sentido, considera imprescindible

que se acuerden indicadores y métodos

de evaluación internacionales de sostenibilidad,

de manera que constituyan la

referencia sobre la que desarrollar planes

integrados de gestión de uso de la tierra y

de producción sostenible y eficiente de

alimentos, piensos, bioenergía y otros recursos.

También pide la introducción de

una serie de estándares internacionales

que permitan abolir las barreras comerciales

a las diferentes biomasas, propiciando

un comercio realmente sostenible.

■ Retos tecnológicos

Lo cierto es que la bioenergía tiene aún

por delante una serie de retos tecnológicos

a superar para resultar no solo sostenible

desde la perspectiva ambiental sino plenamente

competitiva desde la económica.

La densidad y poder calorífico de las

biomasas son más bajos que los del gas y

otros combustibles fósiles, lo que implica

que el transporte de materias primas sin

tratar puede resultar poco rentable y limitar

las zonas donde recurrir a la biomasa.

Otro problema es que algunos recursos

son estacionales, de manera que su almacenamiento

es imprescindible para asegurar

el suministro todo el año. Y este debe

ser adecuado ya la biomasa, incluso la seca,

absorbe agua, de manera que hay que protegerla

para evitar su degradación. Además,

las características termoquímicas y

químicas de las biomasas difieren notablemente

de las de los combustibles fósiles,

debido, sobre todo, a su alto contenido en

oxígeno, cloro y contenidos alcalinos. Por

tanto, hay que diseñar sistemas específicos

de combustión según la materia prima a

utilizar a fin de asegurar una combustión

limpia y eficiente y evitar problemas de corrosión.

Todo ello implica que hay que diseñar

sistemas “a la medida” de cada materia

prima, y que el tratamiento previo de

la biomasa antes de su conversión es energía

suele ser necesario.

En materia de calderas domésticas este

aspecto está mucho más avanzado que en

calderas industriales. Por ejemplo, en países

como Austria, Alemania, República Checa

e Italia cada vez se avanza más en conseguir

calderas policombustibles, lo que permite

quemar un rango amplio de biomasas, algo

que para España viene muy bien por la variedad

de cultivos, residuos y maderas.

Estos retos tecnológicos implican, lógicamente,

un esfuerzo económico. De

hecho, los objetivos planteados por la AIE

son inviables sino van acompañados de

una financiación adecuada.. La Agencia

estima que en generación de electricidad

con bioenergía habría que invertir en torno

a 290.000 millones de dólares entre

2012 y 2030, y otros 200.000 millones en

las siguientes dos décadas, es decir, entre

los años 2031 y 2050. Las inversiones relacionadas

con las instalaciones de climatización

con bioenergía en viviendas e industrias

son menores, pero no dejan por

ello de ser importantes. El gasto en materias

primas estaría en el rango de los

7.000-14.000 millones de dólares entre

2012 y 2050, dependiendo en gran medida

de cómo evoluciones los precios de dichas

materias primas, señala la AIE.

La Agencia indica que en las próximas

dos décadas, la diferencia de costes entre

el calor obtenido a partir de combustibles

fósiles y mediante bioenergía seguirá

siendo un reto por lo que, además de

apoyo económico, seguirán siendo necesarias

medidas específicas, aunque transitorias,

que permitan a la bioenergía alcanzar

precios competitivos a medio

plazo. Pero añade que este apoyo está

plenamente justificado teniendo en cuenta

los resultados beneficiosos de la

bioenergía para el medio ambiente, la seguridad

energética, la economía y el conjunto

de la sociedad.

■ Más información:

> http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/bioenergy.pdf

> www.soberaniaalimentaria.info

Tecnologías de conversión y estado de desarrollo

I+D Básica y Aplicada Demostración en Proceso de

Comercialización

Comercializada

Pretratamientos

Hidrotermal

Torrefacción

Pirolisis

Peletización /briquetas

Digestión

anaeróbica

Biomasa para climatización

Biomasa para generación eléctrica

Combustión

Células de combustible

microbianas

Motor Stirling

Gasificación a

pequeña escala

Combustión con ORC

2 etapas

de digestión

actualización

de biogás

1 etapa

de digestión

gas de relleno

gas de aguas

residuales

Combustión en

calderas y estufas

Combustión y ciclo

de vapor

Co-firing

(combustión simultánea de

dos tipos de materiales)

Indirecta

Paralela

Directa

Gasificación

Gasificación con FC

BICGT

BICCC

Gasificación

con motor

Gasificación con

ciclo de vapor

ORC: Ciclo de Rankine orgánico

BICGT: Combustión interna en turbina de gas

BIGCC: Gasificación interna en ciclo combinado

sep 12 ■ energías renovables 37


ESPECIAL

OTRAS FUENTES

GEOTÉRMICA

La geotermia madura

Una legislatura. Sí, este mes de septiembre se cierran, precisamente este mes, los cuatro

primeros años –la “primera legislatura”, podríamos decir– de la historia moderna de la

geotermia en España. Una historia que empieza con la creación de la sección Geotérmica de

Baja Entalpía de la Asociación de Productores de Energías Renovables (octubre de 2008) y que

cierra ese primer ciclo, precisamente en este mes, de la mano de la que quiere convertirse en la

primera central de geotermia profunda (alta entalpía) de España. Será en Granada. Allí, una

empresa española va a empezar a perforar para llegar a los 3.500 metros de profundidad y

generar desde aquella hondura… electricidad, los primeros kilovatios eléctricos de origen

geotérmico de España. Sí, han pasado exactamente cuatro años, como si de la primera

legislatura geotérmica se tratara, la que pone los cimientos… Antonio Barrero F.

España no genera aún ni un solo

kilovatio eléctrico con el calor

de la tierra. Llevamos cien

años de retraso con respecto a,

por ejemplo, Italia, que fue la

cuna de la electricidad geotérmica allá

por el año 1904. A día de hoy, y según el

Consejo Europeo de la Energía Geotérmica

(European Geothermal Energy

Council, EGEC), hay 59 centrales eléctricas

geotérmicas en el Viejo Continente,

con una potencia instalada que ronda

los 1.600 MW y una producción anual

de 10,9 TWh (los datos son de diciembre

de 2011; informe Deep Geothermal Market

Report 2011).

Ese mismo informe señala que ha

vuelto a crecer el interés por la dimensión

térmica de la geotermia, es decir, por el

uso de esa energía como fuente renovable

de calor y frío en Europa. Según el informe

susodicho, actualmente operan en el

Viejo Continente 212 redes geotérmicas

de distribución de climatización (district

heating), mientras que otras doscientas se

hallan en fase de estudio. El Consejo señala

que el total de capacidad instalada hoy

ronda los 4.700 MW térmicos (y prevé

otros 4.000 para 2015). Según el informe,

los principales mercados son, a día de hoy,

Francia (42 sistemas), Islandia (33), Alemania

(26) y Hungría (16).

38 energías renovables ■ sep 12

SOLICLIMA

En España, entre tanto, y según el último

dato oficial disponible (IDAE), la

potencia térmica instalada (geotermia para

calor y frío) rondaría los cien megavatios,

aunque la propia administración reconoce

en su Plan de Energías

Renovables (PER) 2011-2020 que “el

potencial geotérmico de baja y muy baja

temperatura en zonas con potenciales

consumidores se ha estimado en más de

50.000 MWt”. Respecto a la geotermia

para generación de electricidad en nuestro

país, el PER “estima que existe un

potencial bruto de casi 3.000 MW de recursos

geotérmicos de alta temperatura,

aprovechables mediante geotermia convencional

y con las nuevas tecnologías de

la geotermia estimulada”.

A pesar de tan formidables estimaciones,

el documento maestro de la planificación

renovable española, el PER, ha señalado

dos objetivos geotérmicos

realmente raquíticos para el horizonte

2020. Uno, el térmico, de 50 kilotoneladas

equivalentes de petróleo (40,5 en

geotérmica procedente de bomba de calor;

9,5 en redes de climatización).

El otro, el eléctrico, de 50 MW para

generar 300 GWh. El proyecto de Granada

con el que abríamos este reportaje

podría convertirse muy pronto en la primera

de las centrales geotérmicas de alta


entalpía y generación de electricidad de

España. La instalación (10 MW), presupuestada

en 30 millones de euros, va a

ser desarrollada por las empresas Bleninser

y Ciclo Binario, que no han querido

desvelar qué inversores están detrás de

esta iniciativa.

El proyecto, que ha sido hecho público

hace apenas unas semanas, lleva ya sin

embargo unos cuantos kilómetros recorridos.

Así, en 2011, Ciclo Binario perforó

ya hasta los 600 metros para verificar

los resultados de sus estudios previos: geoquímicos

(estudio de la composición

química de los materiales que hay en cada

estrato) y geofísicos (que determinan

el gradiente geotérmico y la resistividad

de la tierra –o sea, cómo se opone esta a

la transmisión de calor–, la porosidad de

los estratos, la presión del estrato donde

hay agua, etcétera). El caso es que el pozo

de los 600 metros confirma lo que decían

los estudios sobre el papel y refuerza

la hipótesis principal, hay agua a entre

160 y 180ºC. “E incluso a más temperatura”,

aventura convencido el ingeniero

responsable del proyecto, José Antonio

Cobos, de Bleninser. “Verá, aunque hemos

anunciado una instalación de 10

MW, lo cierto es que estamos siendo

muy conservadores y que, solo cuando

hayamos hecho todas las pruebas, podremos

saber si nos quedamos en 10, efectivamente,

o nos vamos a 20 ó a 30, pero,

insisto, estamos siendo muy conservadores”.

El paso siguiente es, pues, el pozo

de los 3.500 metros, empresa formidable

–la de horadar hasta esas profundidades–

que se lleva habitualmente hasta el 40%

del presupuesto total en este tipo de ins-

Las definiciones

El Instituto para la Diversificación y el Ahorro de Energía (IDAE) define recurso geotérmico como “la

porción de calor desprendido desde el interior de la Tierra que puede ser aprovechado por el hombre en

condiciones técnicas y económicas”. Dice eso el IDAE y dice también que la porción de calor

aprovechada dependerá lógicamente “de las técnicas que en cada momento estén disponibles”. El

instituto divide los yacimientos geotérmicos en tres grupos: de alta entalpía (el fluido se encuentra en

condiciones de presión y alta temperatura, superior al menos a los 150°C, y puede ser aprovechado para

producir electricidad); de media entalpía (el fluido se encuentra a temperaturas situadas entre los 100 y

los 150°C, lo que permite su uso para producción de electricidad mediante determinadas tecnologías

que, en general, y según el IDAE, tienen rendimientos algo inferiores); y de baja entalpía (la temperatura

del fluido es inferior a los 100°C y puede ser aprovechado para producir calefacción, en procesos

industriales y en en balneoterapia). Casi la totalidad de la corteza terrestre del planeta constituye un

extenso yacimiento de recursos geotérmicos de muy baja temperatura, menos de 30ºC, debido a que el

subsuelo es capaz de almacenar el calor que recibe del Sol en su parte más superficial y mantener una

temperatura constante, prácticamente durante todo el año, a partir de cinco metros de profundidad.

Pues bien, ese calor (a cinco metros del suelo) es suficiente para climatizar viviendas y edificios

mediante las denominadas bombas de calor geotérmicas. Como norma general –concluye el IDAE–,

“a medida que se profundiza en el interior de la corteza terrestre, la temperatura se va incrementando a

un ritmo de unos 25 a 30°C cada mil metros: es lo que se conoce como gradiente geotérmico normal”.

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ENERGÍAS RENOVABLES

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Conoce el día a día de las renovables

en América.

El periodismo de las energías limpias

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BIOENERGÍA

Íñigo Ruiz Ayesta

Presidente de la sección Geotérmica

de Baja Entalpía de APPA

Usos térmicos de la geotermia

de baja entalpía

Los datos presentados durante el primer semestre de 2012

han constatado nuestro alejamiento de los objetivos marcados

en energías renovables. Si, en 2010, año en el que deberíamos

haber superado el 12% de la contribución renovable a

la energía primaria, aún no habíamos alcanzado esa cifra, aún

quedaba el consuelo de que, en términos eléctricos, sí se había

superado la cifra marcada. Un espejismo, tal y como ha venido

a corroborar el dato de 2011, fruto de una magnífica

hidraulicidad. España ha dado pasos importantes en la integración de renovables eléctricas pero, en

el objetivo global, aún estamos lejos de lo marcado. Solo un alza de la producción de biocarburantes

permitió acercarnos en 2011, con un 11,6%, a ese objetivo del 12% que debería haberse alcanzado el

año anterior.

Si se ha producido un esfuerzo en la integración eléctrica de las renovables y el año pasado se pudo

ver un aumento en la producción de biocarburantes cabría preguntarnos por qué razón no estamos

claramente por encima de la senda marcada. La respuesta es sencilla. Las renovables destinadas a

usos térmicos, como la solar térmica o la geotermia de baja entalpía, no se han desarrollado como estaba

previsto en el Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010. El PER 2011-2020 contaba con interesantes

mecanismos de impulso a la generación térmica renovable (el Incentivo al Calor Renovable,

Icaren) pero aún no han sido implementados, por lo que aún no se está desarrollando con todo

su potencial esta tecnología, que es ideal para cubrir los usos térmicos.

La geotermia de baja entalpía puede contribuir a que, en la próxima década, se desarrollen con

normalidad las energías renovables para usos térmicos, ya que permite disponer de calefacción, refrigeración

y agua caliente sanitaria con el mismo sistema, utilizando la energía renovable de nuestro

subsuelo. Existen numerosas ventajas a favor de esta tecnología de las que podríamos destacar las

siguientes: una creciente concienciación por el uso de fuentes renovables, la independencia de combustibles

fósiles y su idoneidad en las aplicaciones para la climatización de edificios.

La irrupción de la geotermia de baja entalpía en el mercado nacional está siendo ágil, aunque la

crisis que vive el sector de la construcción en nuestro país no ayuda a su desarrollo. Sin embargo, la

posibilidad de generar calor y frío con el mismo sistema, sus altos rendimientos, la constante reducción

de costes de la tecnología por el efecto volumen y el encarecimiento de las fuentes energéticas

fósiles con las que compite, hacen que esta tecnología sea cada día más atractiva, hasta el punto de

competir en condiciones de igualdad con instalaciones térmicas tradicionales.

■ Un nuevo RITE, clave para su desarrollo

La Directiva europea 2010/31/UE, relativa a la eficiencia energética de los edificios, exige su trasposición

a la regulación nacional con anterioridad al 9 de julio de 2012. Si bien el gobierno ya se encuentra

fuera de plazo, se considera necesario adecuar el actual Reglamento de Instalaciones Térmicas de Edificios

(RITE) a la regulación marcada por Bruselas. El RITE actualmente vigente llegó tarde al bum experimentado

por la construcción en nuestro país. Esto hizo que España perdiera una gran oportunidad en

lo que a integración arquitectónica de las renovables y eficiencia energética se refiere. Adicionalmente,

el actual RITE no era lo suficientemente ambicioso en la implantación de energías renovables. Los costes

que este retraso y esta falta de ambición supondrán para nuestro país en las próximas décadas, por

un mayor consumo energético de energías fósiles, son difícilmente cuantificables. Un nuevo RITE, en el

que se trasponga la Directiva europea y que reconozca las ventajas que la geotermia de baja entalpía

puede aportar a la eficiencia energética en la edificación, será fundamental para el desarrollo de esta

tecnología. El nuevo RITE debe, así mismo, favorecer la integración de la geotermia en los elementos

constructivos y los sistemas térmicos.

Normalmente, cuando hablamos de la geotermia de baja entalpía nos centramos en los usos térmicos

directos relacionados con la edificación pero las bondades de esta tecnología renovable no terminan

aquí. Existen multitud de aplicaciones industriales donde la geotermia de baja entalpía puede mostrarse

extraordinariamente útil. Procesos de evaporación, secado, esterilización, destilación, descongelación,

extracción de sales… Las aplicaciones industriales en sectores tan dispares como el textil, la industria

alimentaria, la elaboración de productos químicos o el procesamiento de celulosa; o el empleo

en invernaderos, donde puede combinarse la calefacción del suelo con el regadío; o la acuicultura, donde

la geotermia de baja entalpía puede utilizarse en piscifactorías, son muestras de la gran versatilidad

de esta tecnología.

La sección de Geotermia de Baja Entalpía de APPA trabaja para solucionar favorablemente los retos

a los que se enfrenta esta tecnología. Si conseguimos esto, la geotermia de baja entalpía habrá dado un

salto cualitativo hacia un desarrollo nacional pleno. El apoyo de las instituciones y los organismos públicos

será fundamental en la nueva etapa que se abre. La geotermia de baja entalpía es una tecnología

con altos rendimientos energéticos, que no tiene impacto visual y que reduce nuestra dependencia

energética de las importaciones en sectores difusos como la edificación o la agricultura. Su disponibilidad,

veinticuatro horas al día, y su capacidad para integrarse en los distintos proyectos, dibujan una tecnología,

que a día de hoy ya es rentable, con un gran potencial de desarrollo en nuestro país.

talaciones.

Pues bien, si esa última prueba, que

Bleninser quiere concluir antes de que

acabe el año, resulta tal y como esperan

en la compañía, “el primer kilovatio eléctrico

podríamos producirlo en tres o cuatro

años, a lo sumo, cinco”, apunta Cobos,

que no solo está convencido de la

viabilidad del proyecto, sino que asegura,

además, que “se puede llegar a amortizar

en pocos años, cuatro o cinco... Es más,

le adelanto que se rumorea que hay muchas

empresas que quieren instalar plantas

de este tipo en España”. ¿Por ejemplo?

“Prefiero no dar nombres”. En todo

caso –insisto–, ¿tienen ustedes algún otro

proyecto similar? “Puede ser… pero, vamos

a ir poco a poco”.

Las ventajas de la generación eléctrica

a partir de una fuente geotérmica son varias,

pero una destaca sobre todas las demás.

Lo contaba el pasado mes de mayo

en la revista Climaeficiencia el secretario

general del Ilustre Colegio Oficial de Geólogos

(ICOG), Manuel Regueiro y

González-Barros: “esta fuente energética

cuenta con los factores de capacidad y de

utilización más altos de entre las renovables,

hasta un 95% en algunos casos, pues

consigue producir más de 8.000 horas al

año de manera ininterrumpida”. En fin,

uno de los factores más altos de entre las

renovables y, asimismo, de entre las convencionales.

Para que nos hagamos una

idea, las centrales nucleares españolas

(media 2005-2009, según Foro Nuclear,

la patronal del sector) generaron electri-

SOLICLIMA

...sigue en pág. 42

40 energías renovables ■ sep 12


MANTENIMIENTO CORRECTIVO PARA EL

SECTOR EOLICO

GENERADORES, MULTIPLICADORAS,

TRANSFORMADORES, MOTOREDUCTORES...

Los hitos de la geotermia española

✔ Octubre de 2008. La Asociación de Productores de Energías Renovables

(APPA) crea la sección de Geotérmica de Baja Entalpía (aprovechamiento

del calor de la tierra –baja temperatura– para usos térmicos: calefacción,

refrigeración, agua caliente).

✔ Octubre de 2008. La Comunidad Autónoma de Madrid organiza GeoEner,

el primer Congreso de Energía Geotérmica en la Edificación y la Industria,

hoy, referente clave para todo el sector.

✔ Diciembre de 2008. APPA crea la sección de Geotérmica de Alta Entalpía

(aprovechamiento del calor de la tierra –alta temperatura– para

generación de electricidad).

✔ Primavera de 2009. El Ministerio de Innovación y Ciencia impulsa

Geoplat, la Plataforma Tecnológica Española de Geotermia, compuesta

por empresas, administraciones, organismos públicos de investigación,

centros tecnológicos, fundaciones o universidades. ¿Objetivos? Identificar

y desarrollar “estrategias sostenibles para la promoción y

comercialización de la energía geotérmica en España” y, asimismo,

“informar el marco regulatorio”.

✔ Febrero de 2010. Nace la Asociación Cluster da Xeotermia Galega, que

cuenta, a día de hoy, con 40 socios, más que las dos secciones

geotérmicas de APPA juntas (26).

✔ Primavera de 2010. Geoplat publica “Visión a 2030”, documento de

análisis de la situación de la geotermia en España y de exposición de los

“retos y oportunidades para el futuro”. Según ese documento, en 2030,

“la potencia de energía geotérmica somera instalada puede superar los

3.000 MWt” en España, mientras que la profunda “puede llegar a tener

3.000 MW de potencia eléctrica y cerca de 1.000 MW de potencia

térmica”.

✔ Verano de 2010. El catedrático Javier Urchueguía es elegido presidente

del Panel Europeo de la Geotermia.

✔ Junio de 2011. Geoplat presenta la Agenda Estratégica de Investigación.

Documento elaborado a petición del Ministerio de Ciencia e Innovación,

establece las prioridades en I+D+i y presume de ser el primer documento

de estas características que se realiza en la Unión Europea (en su

elaboración han trabajado, desde mayo de 2009, las más de 200

entidades que forman Geoplat).

✔ Noviembre de 2011. El gobierno aprueba el PER 2011-2020. La geotermia

aparece por vez primera en la planificación energética nacional.

✔ Junio de 2012. Las empresas Bleninser y Ciclo Binario anuncian su

asociación para construir “la primera planta de energía geotérmica de alta

temperatura en España”, que estará ubicada en la zona norte de la

provincia de Granada y con la que prevén empezar a generar electricidad

en tres o cuatro años, “a lo sumo, cinco”.

✔ Julio de 2012. El Instituto Geológico de Cataluña publica el mapa

geotérmico de esa comunidad, que se convierte en el primer atlas de

geotermia de España.

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BIOENERGÍA

Rubén González Cereijo

Presidente de la sección Geotérmica de Alta Entalpía de APPA

La renovable que genera electricidad

y calor gestionables

Durante los últimos meses se ha tratado de hacer llegar a la opinión pública la

idea de que tenemos en España un exceso de energías renovables y que este exceso

no solo encarece nuestra factura eléctrica sino que lastra nuestra economía.

El ejemplo alemán, con 29.060 megavatios eólicos, 24.700 megavatios fotovoltaicos

y una apuesta decidida por otras energías como la biomasa o la

geotermia, parece desmentir este razonamiento.

Sin embargo, en 2011 se alcanzó un porcentaje de renovables de tan sólo

11,6% de la energía primaria, aún inferior al objetivo que teníamos marcado para

2010. Para 2020, nuestro país tiene unos objetivos vinculantes establecidos que

hacen irrenunciable mantener un compromiso firme con el desarrollo de las energías

renovables durante los próximos años.

Para alcanzar los objetivos de penetración de renovables establecidos, es necesario, entre otras cosas,

un incremento en el número de aprovechamientos térmicos, gran asignatura históricamente pendiente

de la planificación energética en nuestro país y en la cual la geotermia de alta entalpía tiene la capacidad

para ser uno de sus actores principales.

Además, ante un escenario de gran penetración de energías renovables en nuestro modelo de generación

eléctrico, nuestro mix renovable debe apoyarse en aquellas energías que son gestionables, entre

las que se encuentra la geotérmica de alta entalpía.

La geotermia es una tecnología que está disponible 365 días al año, 24 horas cada día, y tiene capacidad

para constituir un apoyo real a la gestionabilidad del sistema eléctrico. La geotermia de alta entalpía,

aquella que aprovecha la energía del subsuelo con temperaturas superiores a los 120ºC, permite

la producción directa de calor o la generación de electricidad convirtiéndose en una solución idónea no

solo para disponer de electricidad limpia y gestionable sino para satisfacer los usos térmicos de poblaciones

o barrios de ciudades mediante la utilización de redes urbanas de climatización (district heating

& cooling).

■ El potencial de nuestro suelo

Según los estudios de potencial geotérmico que realizaron las consultoras GeoThermal Engineering y

Sinclair Knight Mertz por encargo de APPA, España podría llegar a contar, en 2020, con 1.055 megavatios

eléctricos y 700 megavatios térmicos provenientes de la geotermia de alta entalpía si se implementasen

las medidas de soporte adecuadas en los planos económico y regulatorio.

El potencial de la energía geotérmica en nuestro país está, por lo tanto, muy por encima de los objetivos

orientativos establecidos en el Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020, que sólo contemplan

50 MW eléctricos y 9,5 kteps térmicos para el año 2020. Unos objetivos que, tras las últimas medidas

adoptadas (principalmente la moratoria del Real Decreto-ley 1/2012) quedan en suspenso.

La geotermia de alta entalpía ofrece numerosas ventajas, entre las que se encuentran su gestionabilidad

y la capacidad de proporcionar energía térmica ya citadas, y nuestro país dispone de un gigantesco

potencial esperando ser puesto en valor. Sin embargo, al igual que ha sucedido con cualquier tecnología

durante sus fases iniciales de desarrollo, son necesarios ciertos mecanismos de apoyo para

alcanzar la competitividad en el mercado en un futuro próximo. Entre estos mecanismos de apoyo se encuentran

el desarrollo de ayudas a la investigación de los recursos, el diseño y puesta en marcha de mecanismos

de reducción del riesgo en las fases iniciales de la investigación o el apoyo decidido al desarrollo

de varios proyectos de demostración. Estos mecanismos ya han sido recogidos en gran parte en el

PER 2011-2020, pero falta todavía su implementación efectiva.

A medio plazo, los proyectos de demostración deberían servir como catalizador para el sector y para

probar la viabilidad técnica de esta tecnología en nuestro país. Una vez superada esta fase, será necesario

establecer un régimen retributivo adecuado, capaz de atraer inversión hacia el sector.

La apuesta por las energías renovables tiene un claro componente estratégico que no debemos pasar

por alto. Las experiencias previas con otras tecnologías, como la eólica, que ha experimentado una

espectacular reducción de costes durante los últimos años al tiempo que ha alumbrado una sólida industria

nacional de alto componente tecnológico y vocación exportadora, nos debe enseñar que los retornos

que nos ofrece el compromiso con las energías renovables, tanto en términos de coste de la energía

eléctrica como de desarrollo económico asociado y autonomía energética, superan ampliamente los

costes de dicho apoyo .

Europa carece, salvo escasas excepciones, de recursos suficientes para satisfacer su demanda energética.

En nuestro caso, y según los datos de la Comisión Europea, España necesita importar alrededor

del 79% de la energía que consume frente a una media europea del 54%. Esta dependencia energética

del exterior hace a nuestra economía extremadamente vulnerable a cambios en el precio de los recursos

fósiles. La geotermia de alta entalpía puede contribuir de forma decisiva a paliar la dependencia energética

nacional, gracias al potencial existente, pero para poder aprovechar los recursos que ofrece esta

tecnología es necesario que exista una apuesta sólida por parte de las distintas administraciones. El

sector necesita esa apuesta para la eclosión definitiva de los proyectos que se encuentran actualmente

en desarrollo y que permitirán poner en valor las grandes inversiones que las compañías ya han realizado

en nuestro país. Si esta apuesta se realiza, veremos un desarrollo del sector geotérmico de alta entalpía

a medio plazo en España.

...viene de pág. 40

cidad en ese

quinquenio a razón

de 7.450

horas año, o

sea, 550 horas

menos que la

geotérmica.

Pero si, potencialmente,

la geotérmica

que genera

electricidad

está a punto

de dar el salto en España, la geotérmica

que produce calor presume ya desde hace

algún tiempo de números que avasallan.

El ICOG lo tiene muy claro: “donde

la energía geotérmica goza de un

mayor interés es en el uso residencial, ya

que para este tipo de instalaciones no se

requieren perforaciones profundas y su

inversión puede amortizarse en 6-7

años”. Y es que, según por ejemplo Regueiro

y González-Barros, “la energía

geotérmica supone un ahorro de hasta el

80% respecto al gasóleo y del 70% en relación

al gas”. ¿Problemas? Fundamentalmente,

tres: falta de formación en las

aulas, falta de profesionales sobre el terreno

y, sobre todo, falta de información

en la administración (grosso modo en todos

los espacios en los que se toman las

decisiones) y en la sociedad en general.

¿Soluciones? Periodismo y divulgación o

las que proponen, por ejemplo, los dos

columnistas que aquí nos acompañan. ■

42 energías renovables ■ sep 12


ESPECIAL

OTRAS FUENTES

MINITURBINAS

E Sinuhé Lozano

Director General de ENEA Grupo® en Madrid

“El desarrollo local es nuestro

principal objetivo”

ENEA Renovables® está comprometida con la

promoción de las energías renovables y el ahorro

energético desde un nuevo enfoque que fomente, entre

otros aspectos, la economía y la producción a escala

local y el desarrollo comunitario. Con esta visión, la

compañía tiene en su gama de productos diversos

minigeneradores de energía ideales para el

autoconsumo o el balance neto, tanto hidráulico como

eólico.

ENEA Renovables® forma parte de ENEA Grupo®,

un proyecto empresarial cuyo compromiso distintivo

es la universalización a pequeña escala de la

generación energética limpia y sostenible. La razón de

esta apuesta radica en el deseo de la firma de

contribuir a la configuración de un mundo más justo y sostenible

desde el campo empresarial, y esto pasa por la universalización de la

generación de energía sostenible a un nivel local. Sin duda, las

tecnologías minihidráulica y minieólica pueden jugar en ello un papel

nada desdeñable, como explica a Energías Renovables Sinuhé

Lozano, Director General del grupo en Madrid

Pepa Mosquera

■ Entre los productos que ENEA distribuye figuran generadores de

energía minihidráulica. ¿Qué características aportan al sector?

■ ENEA Renovables® es el distribuidor para España y Portugal de

la compañía neozelandesa PowerSpout, pionera en sistemas y generadores

minihidráulicos. Estos equipos producen una corriente constante,

limpia y gratuita, a un coste mínimo. Y tras años de desarrollo

se ha logrado un diseño versátil y seguro, de tamaño y potencia reducidos

(menos de 10 kW), ideales para la integración en el ecosistema.

Ésta es una de las grandes ventajas de las turbinas PowerSpout,

su respeto por el medioambiente. Además, están compuestas por

más de un 68% de material reciclado, también recuperable tras el fin

de su vida útil.

■ ¿De qué modelos de generadores microhidráulicos disponen?

■ Hasta el momento distribuimos dos modelos, el Pelton y el LH

(Low Head), desarrollados tecnológicamente en Nueva Zelanda pero

ampliamente probados en numerosos países. Además, se han probado

en proyectos no sólo de pequeña escala, sino incluso en acuer-

Turbina minieólica BTPS-6500

44 energías renovables ■ sep 12


Sinuhé Lozano, director general. Con el Premio Tecnoenergía,

reciente galardón a ENEA Renovables® como partner oficial

para España y Portugal de la Turbina minieólica BTPS-6500.

Sostiene en la mano una muestra del detector de monóxido de

carbono.

A la derecha, Turbina minihidráulica PowerSpout Pelton, y una

instalación múltiple.

do con compañías eléctricas para su implementación

en grandes presas ya existentes,

mejorando su rendimiento. Pelton es un generador

de 1 a 1’2 kW de potencia (con una potencia

máxima de 1’6 kW), idóneo para lugares

con bajo caudal de agua (una caída neta de

1-3 metros). Cada turbina puede manejar entre

0,25 y 8 litros de agua por segundo a través

de sus dos entradas. Sus reducidas dimensiones

(45cm de largo y 23kg de peso) favorecen su

fácil instalación. En condiciones ideales, un solo

generador Pelton puede llegar a producir

energía suficiente para una vivienda estándar

(>8.000kWh/año). Además, con la combinación

de generadores en una instalación múltiple

la potencia puede ser de hasta 16 kW. Para los

altos caudales de agua, ENEA Renovables®

cuenta con la gama LH, con una caída neta de 1-5 metros y una potencia

de 1,5 kW.

■ En cualquier caso, VD dan prioridad a productos y a instalaciones

de pequeña potencia, ¿no es así?

■ Las instalaciones de pequeña potencia son coherentes con la filosofía

y con la visión empresarial de ENEA Renovables®. El desarrollo

local es es nuestro principal objetivo ya que queremos contribuir

al mejoramiento de nuestro mundo, emprendimiento que se realiza

siempre desde un punto de vista sostenible. Turbinas

como las minihidráulicas PowerSpout

permiten su fácil instalación

a cualquier tipo de

usuario, contribuyendo a la microgeneración

distribuida y al

fomento de las energías renovables

en su más pura esencia.

■ En la última feria de Genera, ENEA

presentó otra de sus “pequeñas

grandes soluciones”, la turbina

minieólica BTPS-6500. ¿Qué

ventajas tiene respecto a otros

aerogeneradores de pequeña

potencia?

■ Como socios de APPA, ENEA Renovables®

trabaja codo con codo

con otros fabricantes y distribuidores

de aerogeneradores minieólicos muy

eficientes, y comercialmente disponibles en España, que reflejan

el gran avance tecnológico que ha experimentado el sector.

Desde el punto de vista del producto, la innovación de la turbina minieólica

BTPS-6500, fabricada por WindTronics, .destaca por su diseño:

un aerogenerador sin engranajes que produce energía en el perímetro

(donde la velocidad es mayor), con las aspas pequeñas

(menos de 2m de diámetro) y cubiertas, haciéndola más seguras para

animales y personas. En cuanto a aplicaciones, su mayor innovación

es la denominada ERX, que aprovecha

el caudal de aire de las salidas

de ventilación de miles de edificios

para generar electricidad limpia y

gratuita.

■ ¿Cuál es, actualmente,

su estrategia

de expansión?

■ Actualmente ENEA está centrando

su atención en el mercado de España y Portugal,

para consolidar su modelo de negocio basado en la formación y

acompañamiento permanente de su creciente red comercial de instaladores

certificadores. Paralelamente, ENEA está invirtiendo cada

vez más recursos en innovación y desarrollo. Como ejemplo, antes

de fin de año se va a lanzar un nuevo producto de fabricación totalmente

nacional en el campo de la energía solar térmica. Este es uno

de los proyectos más prometedores a fecha actual. Está en fase de in-

sep 12 ■ energías renovables 45


MINITURBINAS

Parte del equipo de ENEA Renovables® junto a un equipo

demostrativo del modelo de turbina minihidráulica Pelton

años. Latinoamérica, por razones obvias, tiene

especial prioridad y se han dado pasos para

la apertura de delegaciones en diversos países

de esa zona a lo largo de 2013 y 2014.

dustrialización, y lo comercializaremos a nivel internacional en la segunda

mitad de 2013.

■ ¿Y más allá de la Península, en el terreno internacional?

■ El crecimiento y desarrollo de un modelo de negocio que fomenta

la producción y economía local, por un lado, y la inversión en

I+D+i cada vez más fuerte, por otro lado, son la base del plan de expansión

de ENEA Grupo® a nivel internacional para los próximos

■ ENEA Grupo® tiene como eslogan Ganamos

sumando. ¿Qué sintetiza exactamente

este lema?

■ ENEA Grupo® forma parte de un proyecto

y una filosofía empresariales propios, basados

en unos ideales que se siguen desde hace

mucho tiempo: nuestro equipo humano

cuenta con una experiencia de más de 15

años en el sector y en diversas áreas de negocio,

que hace de ésta una empresa con un valor

añadido, donde la coherencia con nuestros

principios es la mayor prioridad. Nos

motiva enormemente aprender a aplicar principios

y valores, y conjugarlos con nuevas tecnologías

y aplicaciones limpias y sostenibles.

Esta es nuestra forma de contribuir en nuestra

medida al logro de un mundo más justo.

De ahí el lema.

■ Una visión y una actividad que les ha sido reconocida, ya, con varios

premios…

■ Así es. La actividad de ENEA Renovables® ha recibido diversos

reconocimientos, como el premio Tecnoenergía 2012, a través de

productos y soluciones como las mencionadas, especialmente gracias

a la avanzada tecnología patentada de la turbina minieólica BTPS-

6500. ■

Ahorro y eficiencia: la quinta fuente de energía renovable

ENEA Grupo® está consolidando también su presencia en el sector del ahorro y de la eficiencia

energética, considerado como la quinta fuente de energía renovable. De hecho, según explica Sinuhé

Lozano, la aplicación ERX es un ejemplo de cómo un producto del sector de las renovables se integra

en edificios para recuperar ingentes cantidades de energía desperdiciadas hasta la fecha.

Esta aplicación surge, además, cuando la calificación energética de edificios está ganando cada

vez más fuerza. Para responder a las oportunidades de este creciente sector, ENEA acaba de lanzar

una nueva división, Aenergética®, a través de la cual ofrece soluciones eficientes en cuatro campos:

iluminación (especialmente última tecnología LED), tratamiento del agua y productos de control y

confort (en alianza con Honeywell).

En el caso concreto de la iluminación LED, la oferta que existe hoy en día en el mercado es cada

vez mayor y, en ocasiones, genera confusión no solo entre los usuarios sino incluso en algunas de las

empresas que comercializan estos productos. Lozano asegura que en Aenergética®, ofrecen sistemas

de última tecnología “donde la relación calidad-precio es realmente atractiva, aportando soluciones

de iluminación que ahorran mucho dinero al consumidor final desde la inversión inicial, ofreciendo un

resultado estético y energético muy satisfactorio”.

Los productos de agua están destinados a la depuración y filtración en los sistemas, siendo una

tecnología que favorece la protección de los equipos domésticos como electrodomésticos, tuberías y

válvulas. Además, algunos de los productos permiten al consumidor beneficiarse de un consecuente

ahorro de agua. Así, una familia estándar de cuatro personas, reduciendo la presión de 6bar a 3 bar,

puede llegar a ahorrar un 29% al año.

En el ámbito del confort, Aenergética es distribuidor de la marca Honeywell, que cuenta con una

amplia gama de equipos de reconocida calidad. Desde termostatos, módulos telefónicos o sistemas

de radiofrecuencia, a detectores de monóxido de carbono, como el modelo Evo Home. De acuerdo con

Lozano, equipos como este, mediante la sectorización de la calefacción (que representa cerca del 70%

del consumo energético total), pueden llegar a reducir el gasto energético hasta un 40%. La

instalación de estos equipos se realiza, además, de forma rápida y sencilla: sin obras, sin cables y sin

interferir en el sistema de calefacción.

Dos productos de AENERGÉTICA® : los Ccontroladores de

temperatura por radiofrecuencia Evohome y elcabezal termostático

digital para control de radiador (Honeywell)

■ Más información: > www.eneagrupo.com

46 energías renovables ■ sep 12


feb 12 ■ energías renovables


ESPECIAL

OTRAS FUENTES

ENERGÍAS DEL MAR

Nautimus, porque después

de diseñarlo hay que

construirlo

Cuanto mayor sea el reto tecnológico más a gusto parece sentirse Abengoa. La multinacional

sevillana acaba de embarcarse, junto con la sueca Vattenfall y la británica Babcock, en

Nautimus, “la primera empresa de servicios de ingeniería dedicada a las energías undimotriz

y maremotriz”.

Luis Merino

de los primeros

escollos a los que se

enfrenta esta incipiente

industria es la

“Uno

ausencia de integradores,

empresas de servicios de ingeniería

que sean capaces de proveer al cliente una

solución llave en mano. Nautimus nace para

cubrir ese hueco”. Javier Camacho, director

general de Abengoa Seapower, explica

así su implicación en el proyecto. Por

ese nicho que queda por cubrir y porque el

futuro de estas tecnologías es inmenso como

el mar. Nautimus nace en tierras escocesas

“para cubrir las necesidades de las

compañías eléctricas en materia de ingeniería,

compras, integración y construcción

(engineering, procurement and construction

en inglés, de ahí que sean

conocidas como EPC) para proyectos undimotrices

(olas) y maremotrices”. La in-

48 energías renovables ■ sep 12


tención del trío fundador es colaborar con

desarrolladores de tecnología, como Pelamis

Wave Power (PWP), para ofrecer soluciones

al propietario final, como la compañía

estatal sueca Vattenfall. “Tenemos que

ser capaces de gestionar la gran diversidad

de retos asociados con la construcción de

proyectos con nuevas tecnologías en mar

abierto. De esta manera, se solventará lo

que podría convertirse en un problema significativo

en el sector, en caso de que, tal y

como se prevé, se alcancen los objetivos en

energía marina previstos para antes de

2020”.

■ Aegir, el primer reto

La planta de 10 MW denominada Aegir

que Vattenfall y PWP están desarrollando

en las islas Shetland, a medio camino entre

Escocia, Noruega y las islas Feroe, será

probablemente el primer cliente comercial

de Nautimus. La idea es instalar primero

un dispositivo de PWP en 2013. Si todo

resulta como está previsto, este dispositivo

se unirá a otros diez o doce para configurar

la planta de 10 MW de Shetland en

2015–2016. Se instalarán en aguas con

una profundidad superior a los 50 metros.

...sigue en pág. 52

¿Cómo es el Pelamis P2?

El ingenio que se va a instalar en Aegir, el Pelamis

P2, está formado por cinco tubos cilíndricos de

acero de 35 metros de longitud y 4,5 de diámetro

cada uno de ellos. Los tubos van unidos por unas

juntas para formar un artilugio de unos 200 metros

y 1.300 toneladas que se mantiene flotando en la

superficie enfrentándose en perpendicular a las

olas. Cuando pasan la estructura se dobla por sus

articulaciones y los tubos se perfilan con el sube y

baja del oleaje. Este movimiento constante presiona

un sistema hidráulico situado en las juntas que unen

los tubos. Esa presión es la que se utiliza para mover

el generador y producir la electricidad. Las juntas se

mantienen herméticamente cerradas y secas.

Cada máquina va anclada al lecho marino y son

los amarres frontales los que sirven para orientar

constantemente al Pelamis P2 y enfrentar

adecuadamente las olas. La producción de cada una

de las 14 máquinas que pueden instalarse en Aegir se

recoge a través de una red de cordones umbilicales

antes de transportar toda la electricidad a tierra a

través de un cable submarino. Los técnicos que han

diseñado el proyecto creen que la mejor manera de

montar la planta es instalando dos filas de Pelamis

P2, una frontal y otra trasera que se situaría en medio

de las dos máquinas frontales, separadas entre sí

unos 300 metros.

En la actualidad hay dos máquinas Pelamis P2

instaladas en el EMEC, que son propiedad de E.On y

de Scottish Power.

El Pelamis P2 es uno de los

ingenios más desarrollados

hasta ahora para extraer la

energía de las olas. El trío

fundador de Nautimus va a

colaborar con este tecnólogo.

abr 12 ■ energías renovables 49


ENERGÍAS DEL MAR

E Javier Camacho

Director general de Abengoa Seapower

“Creemos firmemente que las

energías del mar serán la próxima

revolución en las renovables”

■ ¿Qué es Abengoa Seapower, cómo surge,

con qué objetivo?

■ Abengoa Seapower es una nueva unidad

de negocio de Abengoa que nace con el objetivo

de abordar el incipiente, pero prometedor,

negocio de las energías del mar. Con

esta apuesta, Abengoa se mantiene fiel a sus

principios de impulsar negocios relacionados

con el desarrollo sostenible, tecnológicamente

innovadores y donde aspiramos a

alcanzar liderazgo internacional. En la última

década podemos contar la historia de

éxito de Abengoa Bioenergía, Abengoa Solar

y Abengoa Water; ahora es el turno de

Abengoa Seapower, pero también de Abengoa

Hidrógeno y Abengoa Cultivos Energéticos.

■ ¿Por qué Abengoa entra en el campo de

la energía marina?

■ Creemos firmemente que las energías del

mar –aquellas que se generan desde la propia

masa de agua, y excluyendo la eólica marina–

serán la próxima revolución en las

energías renovables. Estamos hablando de

extraer energía de un medio no explotado

hasta este momento y que, por tanto, viene

a sumar al global de energías renovables.

Diferentes estudios, llevados a cabo en cada

país pero también globalmente, apuntan a

que las energías del mar podrían contribuir

a largo plazo a cubrir el 30% de la demanda

eléctrica.

Aunque hay mucho camino por recorrer,

las proyecciones de la Agencia Internacional

de la Energía ya apuntan a la nada

despreciable cantidad de 17 GW de potencia

instalada en el año 2035. Para cumplir

estos objetivos, un desarrollo tecnológico

ordenado y eficiente resultará clave. Tal y

como mencionaba anteriormente, la consecución

de este tipo de negocios está en el

ADN de Abengoa.

■ Una de las primeras actuaciones de

Abengoa Seapower es unirse a

Vattenfall y Babcock para crear Nautimus,

“la primera empresa de servicios de

ingeniería dedicada a las energías

50 energías renovables ■ sep 12

undimotriz y maremotriz”.

¿Qué implica esto? ¿Se trasladará personal

de Abengoa a Escocia de forma

permanente?

■ Uno de los primeros escollos a los que se

enfrenta esta incipiente industria es la ausencia

de integradores, empresas de servicios

de ingeniería que sean capaces de proveer

al cliente una solución llave en mano.

Nautimus nace por tanto para cubrir ese

hueco. La elección de socios no puede ser

más acertada: Vattenfall, compañía eléctrica

sueca con un programa ambicioso de promoción

y operación de parques de energías

marinas, y Babcock, referente mundial en el

sector offshore.

En este sentido, también hemos elegido

Escocia porque es la región del mundo más

avanzada en el sector. Su combinación de

recurso natural, legislación, regulación específica,

tecnólogos y apoyo gubernamental

es única hoy en día. Esperamos que Escocia

muestre al mundo el verdadero potencial de

las energías del mar para, a partir de ahí, hacer

un despliegue más global. En estos momentos

estamos terminando de perfilar el

diseño de Nautimus con nuestros socios. En

efecto el hecho de trasladar equipo técnico

de Abengoa a Escocia es una posibilidad

que actualmente estamos barajando.

También destacaría que, por el lado tecnológico,

Abengoa Seapower está inmerso

en un ambicioso programa de I+D, que estamos

ampliando, y colaborando estrechamente

con alguno de los principales tecnólogos.

■ Nautimus colaborará con

desarrolladores de tecnología como

Pelamis Wave Power (PWP) ¿Construirá e

instalará ingenios diseñados por este y

otros tecnólogos marinos?

■ Así es, Nautimus es una empresa de servicios

de ingeniería tecnológicamente neutra

y, por tanto, dispuesta a instalar y mantener

el dispositivo que mejor se ajuste a las necesidades

de nuestros futuros clientes, típicamente

grandes compañías eléctricas y desarrolladores

de proyectos.

■ La planta Aegir, que Vattenfall y PWP

están desarrollando en las islas Shetland

(Escocia) ¿va a ser el primer cliente de

Nautimus? ¿Cómo es esta instalación?

■ Antes instalaremos y probaremos un dispositivo

de PWP en 2013. Si las pruebas resultan

exitosas, tal y como confiamos, este

dispositivo se unirá a otros diez o doce para

configurar la planta de 10 MW de Shetland

en 2015–2016. Si bien esta planta ya será

comercial, el tamaño óptimo de planta que

permite generar importantes ahorros, por

efecto escala en la instalación, operación y

mantenimiento, es de 50 MW en adelante.

Este sería el siguiente objetivo.

■ Usted ha dicho que “en Abengoa hemos

pasado de prototipos a grandes proyectos

comerciales de energía termosolar, que

suman más de 1.500 MW en menos de una

década; consideramos que la energía

undimotriz está lista para la misma

transformación, razón por la cual hemos

creado Abengoa Seapower y colaboramos

con Nautimus”. ¿Cree que en diez años

puede haber miles de MW de energía

marina instalados?

■ Miles no, para eso habrá que esperar a

2030 en adelante, sin embargo solo en Reino

Unido hay ya 600 MW adjudicados pendientes

de instalación. España y Portugal se

han marcado para 2020 objetivos de 100

MW y 250 MW respectivamente, Francia

380 MW, en Australia el gobierno ha adjudicado

una importante ayuda para un primer

proyecto comercial de 19 MW, etc. Llegar

a 1.000 MW en 2020 sería un gran

logro de toda la industria. Ahí nos encontraríamos

en el punto de inflexión.

■ La participación de Abengoa en

Nautimus ¿supondrá un empujón al

desarrollo de la energía marina en España?

¿Algún proyecto en la cartera?

■ Nautimus va a tener su principal centro de

operación en Escocia, pero eso no significa


«Sin una regulación específica

que pueda hacer viables los

primeros proyectos

comerciales, las energías

marinas naufragarán en

España»

que Abengoa Seapower pierda el pulso del

desarrollo de estas energías en España, donde

hay iniciativas y proyectos interesantes a

día de hoy, fundamentalmente de centros

de prueba, que estamos estudiando. Poder

desarrollar desde Nautimus las mejores

prácticas del sector a nivel mundial, sin duda

nos ayudará en el desarrollo del mercado

nacional.

■ ¿Qué papel puede jugar España en el

desarrollo de la energía marina?

■ El recurso marino español, si bien no está

entre los mejores del mundo, se puede definir

como bueno en la costa cantábrica y

atlántica. Por lo que España se vuelve a encontrar

con una gran oportunidad para la

creación de un tejido industrial con alto valor

añadido, como ocurrió en los sectores

eólico y solar, y que no han pasado desapercibidos.

Fue una gran noticia comprobar

como el nuevo Plan de Energías Renovables

2010-2020 fija un objetivo de 100 MW para

2020, pero no es menos cierto que todavía

falta que se defina una regulación específica

que pueda hacer viables los primeros

proyectos comerciales de estas energías. Sin

ella las energías marinas en España naufragarán,

nunca mejor dicho.

«Escocia es la región del

mundo más avanzada por su

combinación de recurso

natural, legislación,

regulación específica,

tecnólogos y apoyo

gubernamental»

RENEWABLE

ENERGY MAGAZINE

“Knowledge is power”

At the heart of clean energy journalism

www.renewableenergymagazine.com

RENEWABLE

ENERGY MAGAZINE


...viene de pág. 49

¿Cómo impacta esta energía en el medio marino?

Cada vez sabemos más que ventajas y oportunidades ofrecen las energías marinas pero queda bastante

por saber qué impactos pueden tener en el medio marino. Un equipo de investigadores británico se ha

embarcado en un proyecto de tres años que permitirá conocer mejor estos impactos y, sobre todo, cómo

evitarlos. Su trabajo, del que informa Cordis –el servicio de información en I+D de la Unión Europea–, se

realizará en tres instalaciones de pruebas: el ya citado EMEC en las islas Orcadas, WaveHub (una

infraestructura de uso compartido en alta mar localizada en el suroeste de Inglaterra) y Strangford

Lough (Irlanda del Norte).

La investigación está patrocinada por el proyecto Flowbec, Flujo y ecología bentónicos 4D, tendrá

una duración de tres años y recibirá financiación por valor de 1,2 millones de euros. El proyecto está

coordinado por el Centro Nacional de Oceanografía (NOC) británico y financiado por otros dos

organismos británicos: el Consejo Nacional de Investigación del Entorno Natural (NERC) y el Ministerio

de Medio Ambiente, Alimentación y Asuntos Rurales (DEFRA). También participan numerosas

universidades, el servicio de investigación pesquera escocés Marine Scotland Science (MSS), el Centro

Británico de Datos Oceanográficos (BODC), el EMEC y una de las principales empresas desarrolladoras

de turbinas maremotrices del mundo, OpenHydro.

“Se trata de un estudio realmente multidisciplinar que reúne a investigadores de todo el Reino

Unido para esclarecer de qué manera podría afectar al medio ambiente la extracción de energía a partir

de las olas y las mareas de los océanos. Los efectos que se detectasen podrían ser positivos para la

fauna y la flora, pero en el caso de que sean negativos, nuestra investigación podría indicar maneras de

evitarlos en futuros diseños”, destaca Paul Bell, físico marino del NOC y coordinador del proyecto.

El estudio se centrará en cómo las diversas especies deciden usar zonas de la columna de agua con

diferentes características físicas, en cómo el entorno circundante se ve afectado por la presencia de las

estructuras de energías renovables y en identificar la interacción de las citadas especies con la

tecnología maremotriz. De acuerdo con Philippe Blondel, director adjunto del Centro para las Ciencias

del Espacio, la Atmósfera y el Océano (CSAOS) de la Universidad de Bath, “los dispositivos de energía

maremotriz alteran el flujo local de agua y este proyecto pretende evaluar si esto afecta a la fauna que

los rodea”.

Los investigadores utilizarán dispositivos de sónar de última generación instalados en una

plataforma ubicada en el lecho marino a menos de 25 metros de una estructura de OpenHydro, una

turbina marina muy similar a un pequeño ventilador cerrado que es silencioso e invisible desde la

superficie, y está situada a una profundidad que no representa peligro para la navegación. Los sónar

seguirán muy de cerca a los peces y a las aves marinas buceadoras que pasan por la zona cercana a su

ubicación o se alimentan en la misma, de manera que el dispositivo será capaz de evaluar cómo

interactúan los peces y las aves con la instalación.

Periódicamente, las máquinas de Pelamis

tendrán que ser remolcadas a puerto para

tareas de mantenimiento. Ya se ha establecido

que la localización óptima se encuentra

en la parte suroeste de las islas, en un

área de unos 100 km2 y a unos 10 km de

distancia de la costa. Si el proyecto obtiene

todos los permisos necesarios, la planta

definitiva será ya comercial. Pero que nadie

se eche las manos a la cabeza porque

esos 100 km cuadrados (un área de 20x5

km, por ejemplo) sólo será utilizada por

los técnicos del proyecto en esta fase de

desarrollo. Una vez que la planta esté acabada,

con las máquinas de Pelamis en funcionamiento,

apenas ocupará una extensión

de 2 km 2 .

En realidad, Aegir será, sobre todo,

un banco de pruebas que sirva para demostrar

hasta qué punto este tipo de

energía puede desarrollarse y convertirse

en una fuente importante que sea tenida

en cuenta en zonas como Escocia, con

abundantes recursos. Si echamos la vista

atrás para ver que la joint venture Aegir se

constituyó en 2009 y que al menos hasta

2015 no estará en marcha, es fácil ver los

largos periodos de maduración que necesitan

hoy por hoy estos proyectos.

La visión de las administraciones afectadas

puede hacerlo más fácil en un futuro

próximo si como dice el ministro de Energía

de Escocia, Fergus Ewing, “la noticia

de la constitución de Nautimus, la primera

empresa de servicios de ingeniería,

compras y construcción para apoyar el desarrollo

y la implantación de proyectos de

energía undimotriz y maremotriz, es realmente

positiva, una prueba más del impulso

que hay detrás del sector de las energías

renovables marinas para que alcancen

fase comercial, y del potencial económico

que este sector ofrece a las empresas de la

cadena de suministro”.

En las Shetland se unen una serie de

variables que han sido muy tenidas en

cuenta por los participantes en Aegir.

Hay olas, hay una fuerte tradición en ingeniería

marina y hay suficiente profundidad

sin necesidad de alejarse demasiado

de la costa. Porque esas virtudes que

suelen salir a colación cada vez que se habla

de los parques eólicos offshore y de la

conveniencia de contar con una extensa

plataforma continental que facilite la instalación

de los aerogeneradores se vuelve

en contra en el caso de la energía undimotriz.

Aquí se necesita una profundidad

notable, más de 50 metros, lo más cerca

posible de la costa para que la conexión

52 energías renovables ■ sep 12


submarina hasta tierra no sea excesivamente

cara. Y que las tareas periódicas de

mantenimiento no incurran en precios

desorbitados.

■ Lista para proyectos comerciales

Vattenfall es una eléctrica comprometida

desde hace tiempo con el desarrollo de las

renovables. Y lleva mirando por el rabillo

del ojo todo lo que se hace en el Reino

Unido porque lo consideran un mercado

clave. De hecho, allí operan desde septiembre

de 2010 el mayor parque eólico

offshore: Thanet. Y cuenta con un equipo

de expertos que hace I+D en energías marinas

desde 2006. Veijo Huusko, director

de I+D de Energía de Bajas Emisiones de

Vattenfall, cree que “los proyectos de

energías del mar son complejos y de gran

envergadura, por lo que la participación

de grandes empresas con la fortaleza y capacidad

para ejecutarlos resulta de crítica

importancia para este sector”.

Según Javier Camacho, director general

de Abengoa Seapower, “en nuestra

empresa hemos pasado en menos de una

década de prototipos a grandes proyectos

comerciales de energía termosolar que suman

más de 1.500 MW; consideramos

que la energía undimotriz está lista para la

misma transformación, razón por la cual

hemos creado Abengoa Seapower y colaboramos

con Nautimus”. Para Camacho

“no hay tiempo que perder si queremos

que la energía marina se convierta en una

realidad comercial”. En marzo, Vattenfall

anunció la reserva de una conexión en

el European Marine Energy Center

Los Pelamis se colocan en perpendicular a la línea de costa.

El paso de las olas va doblando su estructura y es ahí cuando

se produce la energía.

(EMEC) de las islas Orcadas (próximas a

la costa norte de Escocia) para las pruebas

de una máquina mejorada de Pelamis. El

EMEC es territorio bien conocido por Pelamis.

En 2004 consiguieron ser los primeros

en llevar a las redes terrestres la

electricidad producida por uno de sus ingenios

instalado mar adentro. La actual

generación P2 de Pelamis es, de hecho, la

evolución comercial del prototipo que

instaló en las islas Orcadas en 2004.

Nautimus trabajará junto a Pelamis y

Vattenfall en este proyecto y, si las pruebas

son un éxito, el dispositivo se trasladará a

las islas Shetland para formar parte de Aegir.


EMPRESAS

EGL Energía Iberia

cumple diez años

Casi 500 centros de producción acogidos al régimen especial (parques eólicos, centrales

minihidráulicas, cogeneración…) y más de 7.500 MW. Esos son los números clave de EGL

Energía Iberia, una empresa de raíces suizas –comercializadora de energía– que lleva ya diez

años en España empeñada en colocar la electricidad limpia que generan sus clientes al mejor

precio posible. Ah, y desde 2010, está apostando fuerte además por el trading y la gestión de

biomasa, que están llamados a convertirse en otra gran seña de su identidad.

Hannah Zsolosz

EGL Energía Iberia nació en

2002 como filial del Grupo

EGL, compañía suiza dedicada

al comercio de energía que tiene

su sede principal en Zurich y

que forma parte del Grupo AXPO. La división

española está dirigida por el ingeniero

Ignacio Soneira, tiene 37 empleados y se

define como “una de las compañías más activas

dentro del mercado energético ibérico

que aspira a convertirse en el socio energético

de referencia para consumidores y productores

de energía en la península ibérica”.

¿Sus principales señas de identidad?

EGL Energía Iberia pacta contratos comerciales

con productores de energía renovable

y se hace cargo de ventas eléctricas en el

mercado eléctrico español (OMIE, Operador

del Mercado Ibérico de Energía). Asimismo,

actúa en el mercado a plazo de

compra-venta de energía (es miembro del

Mercado de Futuros OMIP, Operador do

Mercado Ibérico de Energia, Pólo Português)

y comercializa electricidad, gas y biomasa

a consumidores finales.

Grosso modo, podríamos decir que

EGL presta servicios a tres grandes colectivos:

los productores en régimen especial;

los consumidores de electricidad y gas; y los

consumidores de biomasa. La firma de origen

helvético gestiona en el mercado más

de 7.500 MW de instalaciones inscritas en

el régimen especial y repartidas por toda

España (aproximadamente 500 clientes) y,

en lo que se refiere al trading de biomasa

(gestión y logística de la biomasa con fines

energéticos para medianos y grandes consumidores:

demanda térmica industrial, residencial

o generación eléctrica), EGL se

ocupa prácticamente de todo: transporte

terrestre y marítimo, almacenamiento, preacondicionamiento

(secado, cribado, molienda,

etcétera), servicio de suministro

hasta el punto de consumo…

Pero vayamos por partes. En primer lugar,

y en lo que se refiere a los productores

en régimen especial, EGL Energía Iberia

cuenta con “la cartera de plantas de régimen

especial más grande de España”, con

más de 7.500 MW, espléndido registro que

EGL gestiona más de 7.500 MW

■ 5.000 MW eólicos

■ 1.300 MW de cogeneración

■ 630 MW termosolares

■ 400 MW hidráulicos

■ 200 MW de biomasa (23 centrales)

54 energías renovables ■ sep 12


Parque eólico La Peñuca (33 MW), en la provincia de Burgos.

EGL es propietario del 46% de esa instalación.

“permite generar importantes ahorros en el

coste de desvío”. Lo denominan el Efecto

Cartera. Soneira lo explica así: “lo que hacemos

es agregar productores –sobre todo

eólicos, hidráulicos, biomasa, tenemos cogeneraciones

también…– y llevarlos todos

juntos al mercado para reducirles los costes

de desvío al máximo. ¿Cómo? Pues al agregar

todos estos productores, unos se desvían

para arriba; otros, para abajo, y lo que

conseguimos es compensar esos desvíos y

reducirles el coste considerablemente”.

Además, EGL –en línea probablemente

con la tradición aseguradora de la Suiza que

la vio nacer– pone también a disposición de

sus clientes varios productos a modo de

“garantía de ingresos”. ¿Objetivo? Que el

productor pueda “mitigar los riesgos de

mercado” y asegurar unos ciertos ingresos.

En concreto, la empresa oferta dos productos:

Precio Fijo y Carga Base. En la primera

opción, EGL Energía Iberia y el productor

establecen una garantía de ingresos para toda

la energía eléctrica exportada: “eliminamos

así la incertidumbre de precios en el

marco de la opción mercado”, dicen en la

empresa. En la segunda opción, el productor

acuerda una carga base con EGL Energía

Iberia a un determinado precio, para

una potencia dada y para el periodo escogido

por el productor.

Desde hace dos años, la biomasa se ha

...sigue en pág. 57

Perfil del Grupo

Elektrizitäts-Gesellschaft Laufenburg (EGL) es una empresa dedicada al comercio de energía que forma

parte del Grupo AXPO, primer proveedor suizo de energía. EGL se dedica a la producción y comercio

(compra-venta) de Energía; es proveedora de gas; y cuenta con activos propios. En el caso concreto de

EGL Energía Iberia, la presencia de activos es “prácticamente testimonial”, ya que, de momento, la

empresa se limita a participar en un parque eólico con otros socios locales. No obstante –matiza el

director, Ignacio Soneira–, “la inversión en renovables es un pilar fundamental del programa de

inversiones de AXPO y, aunque en estos momentos nuestra presencia en la península ibérica es

reducida, resulta fundamental para acercarnos de una manera más práctica a las necesidades de

nuestros clientes, ya que nos proporciona una perspectiva distinta a la de un mero representante de

energía y nos permite conocer, de primera mano, las inquietudes y necesidades de los propietarios de

los parques eólicos en Iberia”.

EGL Energía Iberia opera además su propio Centro de Control de Generación (CCG), situado en sus

oficinas, con un turno de 24 horas, cumpliendo con todos los criterios que solicita REE. Los CCGs –la ley

obliga a toda instalación de más de un megavatio a adscribirse a uno de ellos– tienen capacidad de

operación y control en tiempo real de la producción de todas las instalaciones que tenga adscritas, y

actúan como nexo entre el parque generador concreto y el operador del sistema eléctrico nacional, Red

Eléctrica de España (REE). Son, pues, la correa de transmisión de órdenes del gran operador del sistema

(REE), que puede exigirle por ejemplo a una instalación determinada, en un momento dado, que

disminuya su producción si el sistema lo exige por motivos técnicos.


EMPRESAS

E Ignacio Soneira

Director general de EGL Energía Iberia

“EGL gestiona la cartera de plantas de régimen

especial más grande de España”

Ingeniero eléctrico por la Escuela Superior

de Ingenieros del ICAI y Máster en Finanzas

por el Instituto de Empresa, Ignacio Soneira

fichó por EGL en 2002 como máximo

responsable de trading y desarrollo de

proyectos para la Península Ibérica. Desde

2007 es director general de EGL Energía

Iberia.

■ ¿Qué es EGL Energía Iberia?

■ EGL Energía Iberia pertenece al grupo

energético Axpo, que tiene su sede central

en Suiza, y cuenta con filiales en toda Europa.

Desde hace una década, EGL ha ido ampliando

sus líneas de negocio en España y

Portugal, y cubre en la actualidad un amplio

abanico de servicios: comercialización de

electricidad y gas; gestión de energía de productores

de régimen especial; y trading de

electricidad, biomasa y CO2. Nuestro suministro

energético a clientes industriales supera

actualmente los 2,5 TWh anuales, con

una oferta estructurada de productos flexibles

y personalizados, ligados a los mercados

energéticos nacionales e internacionales,

que nos ha proporcionado una excelente reputación

en cuanto a calidad de servicio y

transparencia de oferta.

Asimismo, la compañía gestiona actualmente

la cartera de plantas de régimen especial

más grande de España, con una potencia

instalada de más de 7.500 MW. Es así

cómo conseguimos para nuestros productores

asociados importantes ahorros en los sobrecostes

de desvíos, así como interesantes

productos para la gestión del riesgo de mercado.

Por último, contamos también con

activos propios de generación en la península,

con el 46% del Parque Eólico La Peñuca,

en la provincia de Burgos, con una capacidad

instalada de 33 MW.

■ EGL llegó a España hace diez años. ¿Cuál

es el balance que hace de esta década?

■ El balance es muy positivo, pues hemos

crecido de manera sostenida. Ese crecimiento

sostenido ha venido asociado a los grandísimos

cambios que ha experimentado el

sector, como el proceso de liberalización

que vivimos en nuestros primeros años y

que nos permitió iniciar la comercialización

de electricidad –y posteriormente

de gas– a clientes

finales. Otro factor importante

fue el cambio en

el mix de generación, con un

continuado aumento de los productores en

régimen especial y de centrales de ciclo

combinado. Este aspecto no sólo ha supuesto

un cambio sustancial en cuanto al tipo de

tecnologías de generación, sino también la

entrada de nuevos grupos inversores en un

sector que había estado monopolizado por

un reducido número de empresas. La aparición

de compañías sin una integración vertical

ha representado la entrada de un importantísimo

número de nuevos clientes

potenciales que, con el paso del tiempo, se

han convertido en una parte fundamental

del crecimiento experimentado por nuestra

compañía. También es importante destacar

la aparición de la figura del agente vendedor,

que nos permitió iniciar la actividad de

representación a productores de régimen

especial.

■ Supongo que también habrá sido

importante la desaparición de las tarifas.

■ Sí, claro. La paulatina desaparición de las

tarifas, junto con la globalización de la economía

–con una estrecha relación entre los

precios locales de gas y electricidad con la

evolución de los precios de otras materias

primas–, ha hecho aumentar la incertidumbre

y la volatilidad de los precios, lo cual hace

que cada vez sea más necesario contar

con el asesoramiento de profesionales del

sector que puedan ofrecer productos de

gestión de precios y riesgos que se adapten a

las especificidades de cada cliente. Es en este

punto donde se encuentra nuestra actividad

principal y donde estamos experimentando

un mayor crecimiento en los últimos

años. En definitiva, han sido diez años de

muchos cambios en el sector. Diez años a lo

largo de los cuales hemos sido testigos de la

aparición y desaparición de muchas empresas,

de numerosas fusiones y de cambios en

el accionariado de las compañías, y, al mismo

tiempo, diez años de una gran estabilidad

en EGL gracias al Grupo AXPO, que

no solo ha sido siempre nuestro accionista

de referencia sino que, desde el pasado mes

de marzo, nos ha integrado completamente

dentro de su estructura operativa al adquirir

la totalidad de las acciones, lo cual nos

proporciona una mayor solidez financiera.

■ EGL gestiona más de 7.500 MW de

régimen especial en España. ¿En qué

medida beneficia una cartera tan amplia

como esa a sus clientes?

■ Para empezar, habría que hablar de un

importantísimo ahorro en el sobrecoste de

desvío. Pero hay más, por supuesto: ofertamos

un amplio abanico de servicios que permite

a nuestros clientes elegir la opción más

ventajosa para las plantas en cada momento,

cubriendo todas las necesidades que pueda

tener cada productor, desde el despacho delegado

a garantías de ingresos, pasando por

un asesoramiento constante (informes periódicos

de mercado, nueva legislación, etcétera).

Pero, por encima de todo, lo que

ofertamos es atención personalizada. Y eso

es lo que está haciendo que el cliente confíe,

cada vez más, en EGL como representante.

■ ¿Qué oportunidades y retos se plantea

EGL de cara al futuro?

■ A pesar de lo complicado de la situación

actual, EGL Energía Iberia continúa con su

plan de crecimiento constante. Llevamos ya

tres años en los que todos los sectores, incluido

el eléctrico, están atravesando un

momento difícil, pero vemos claramente

que sigue existiendo una demanda creciente

para los servicios que ofrecemos. La mayoría

de las empresas intentan minimizar sus

costes energéticos o incrementar sus ingresos

por las ventas de electricidad y ahí es

donde pensamos que seguiremos jugando

un papel importante, cada vez más. Nuestro

gran reto continúa siendo la oferta de alternativas

a las fórmulas tradicionales de contratación

o venta de energía que aporten resultados

positivos a las cuentas de

explotación de los clientes.

56 energías renovables ■ sep 12


...viene de pág. 55

Los hitos de una

historia que supera

el medio siglo

convertido en otra de las actividades emblemáticas

de EGL Energía Iberia. En esa

línea –señalan desde la empresa–, “apostamos

por la gestión, valorización y comercialización

de diferentes tipos de biomasa,

realizando la logística necesaria, tanto terrestre

como marítima, hasta pie de caldera”.

Así, EGL se ha convertido a día de hoy

en “un suministrador de referencia a nivel

nacional e internacional para un amplio

abanico de clientes industriales, plantas de

generación eléctrica, co-combustión, cogeneraciones,

calor industrial, calefacciones

de distrito, generación eléctrica y producción

térmica en general”. Entre las

✔ 1956. Fundación de EGL por la central eléctrica de Laufenburg (KWL) como gestor de la energía. Inicio

de las interconexiones internacionales y participación en los distintos mercados europeos.

✔ 2000 (abril). Inauguración de EGL Trading Center en Dietikon (Suiza), con un claro enfoque a la

gestión de la energía en los mercados energéticos.

✔ 2000. Apertura de las primeras delegaciones internacionales, EGL Italia y EGL Polonia. Se inicia la

expansión en Europa de EGL.

✔ 2001-2003. Apertura de delegaciones en Austria, España, Alemania, Hungría, Noruega y Rumanía.

EGL España se establece en noviembre de 2001. En abril de 2002 abre oficina en Madrid. Dos meses

después obtiene licencia para operar en OMEL. Las actividades comienzan en septiembre de ese año.

✔ 2003. EGL incluye el gas como nueva línea de negocio.

✔ 2004. Comienza la construcción de las centrales de ciclo combinado en Italia.

✔ 2004. EGL se convierte en uno de los participantes más activos en CO2 y certificados verdes.

✔ 2005. La compañía adquiere la eléctrica sueca Hydro Kraft AB (EGL Sverige).

✔ 2006. Incremento de las actividades de gas en los mercados europeos.

✔ 2007. Entrada en operación de la central de Calenia (760 MW). EGL entra en el mercado de GNL.

✔ 2008. EGL Energía Iberia obtiene la licencia de comercializador de gas, incorporando así esta materia

prima a su catálogo de productos.

✔ 2009. La división española supera por vez primera los 500 millones de euros de volumen de negocio.

✔ 2010. EGL Energía Iberia entra en una nueva actividad: el trading y gestión de biomasa.

✔ 2012. La filial española de EGL cumple diez años.

biomasas que comercializa, las más importantes

por volumen son las que proceden

de subproductos del mercado del olivar

(orujillo, hueso de aceituna, poda…) aunque

van cobrando cada vez mayor importancia

otras biomasas procedentes de la actividad

agroindustrial de sus variados

proveedores (pellets de madera, cáscara de

almendra, astilla forestal, podas de frutales)

y, en general –dicen en la empresa, “toda

materia orgánica susceptible de ser valorada

energéticamente”.

EGL gestiona además diversas actividades

en sus centros de aprovisionamiento:

elaboración de pellets, secado, cribado, reducción

granulométrica, etc. Actividades

todas –insisten desde la empresa– sometidas

a “rigurosos controles de calidad realizados

por laboratorios homologados y de

reconocimiento internacional”. En palabras

del director general, Ignacio Soneira,

“nuestra estrategia [en lo que a la biomasa

se refiere] se basa en la diversificación de

biomasas para abarcar una extensa gama de

posibles usos –consumos eléctricos, térmicos,

industriales o residenciales– y, sobre todo,

seguridad de suministro mediante

compromiso contractual, en cantidad, calidad

y precio”.

■ Más información:

> www.egl.eu/egles/es/home.html


Investigado y Organizado por:

€100 DE DESCUENTO EXCLUSIVO PARA

LECTORES DE ENERGÍAS RENOVABLES

Introduce el código de

descuento “ER2012“ al

registrarte en la web:

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CSP TODAY SEVILLA 2012

6ª Cumbre Internacional de Concentración Solar Termoeléctrica

13-14 Noviembre, Sevilla

Lidera la industria termosolar en la

carrera por la competitividad para

asegurar tus mejores oportunidades

en un mercado en constante cambio

7 RAZONES PARA ASISTIR:

1. Verdaderamente internacional: Conoce a los

representantes claves de los mercados termosolares

más prometedores e impulsa tu negocio hacia el ámbito

internacional

2. Más de 700 asistentes del más alto nivel ejecutivo de la

industria reunidos en un sólo lugar

3. Más de 40 ponentes expertos y líderes en la industria

discutirán las estrategias de cambio para el futuro

global de la CSP

4. Plataforma de Networking en línea: Programa las

reuniones clave para tu negocio a través de la web

¡incluso antes de viajar a Sevilla!

5. Dos visitas exclusivas a plantas termosolares únicas y

de vanguardia: Gemasolar y Palma del Río

6. Área de exposición con más de 50 stands repleta de

soluciones, productos y servicios termosolares

7. ¡Cena de Gala y Galardones Internacionales CSP

Today 2012!

Para más info visita www.csptoday.com/csp/ER

Planta solar Gemasolar, propiedad de Torresol Energy © Torresol Energy


Investigado y Organizado por:

AGENDA DEL EVENTO

POSICIONA TU EMPRESA EN EL

MERCADO TERMOSOLAR

Formulando la estrategia ganadora para impulsar a la

industria:

• Foco España: ¿Dónde estamos? ¿Hacia dónde vamos?

• Foco Europa: ¿Cuál es el potencial de los mercados de energía

flexibles?

• Después del Sacudón: Preparando a la termosolar de cara a

las nuevas oportunidades

Avances Tecnológicos hacia la Reducción de Costes:

• Del Laboratorio a la Planta: Últimos avances tecnológicos que

reducirán el coste de tu proyecto

• Tecnología, Operación y Optimización: Maximizando el

rendimiento de plantas existente

Internacionalización de la CSP:

• Descubre la experiencia de los líderes de la industria con

presencia internacional y elabora tu estrategia de expansión

• Conoce las condiciones reales de los mercados más

prometedores en 2012: Sudáfrica, India, Chile y muchos más

• Obtén información oficial sobre el marco regulatorio e

incentivos existentes en estos mercados

Diversificando el alcance de la CSP:

• Descubre en qué medida la hibridación reducirá el coste de tu

proyecto termosolar

• Industrialización de la CSP: Identifica cómo tu negocio se

beneficiará de nuevos horizontes termosolares a través de

aplicaciones industriales

El almacenamiento térmico nos hace diferentes, pero

¿cómo?

• Entérate de las últimas novedades en sistemas

de almacenamiento térmico y materiales para su

comercialización

• Experiencia Gemasolar: Primer año de gestionabilidad

CSP Today Sevilla crece cada año, con más empresas que

se unen a nuestra área de exposición 100% concentrada en

soluciones termosolares para ejecutivos de alto nivel. Sólo un

dato: El 95 % de los expositores regresa cada año!

Hemos aprendido que no todo tiene que ver con las

dimensiones del área de exhibición ya que la selección es

mucho más importante. Por ello, como expositor potencial y/o

patrocinador, necesitarás demostrar que ofreces productos y

servicios relevantes para la industria. Esto asegura a nuestros

delegados obtendrán el mayor beneficio posible del evento, y

nuestros expositores y patrocinadores adquieran los contacyos

y negocios que buscan.

Cada campaña de patrocinio y exposición será confeccionada de

manera individual para que cumpla con tus objetivos concretos.

Para conocer las opciones de patrocinio y exposición que mejor

se adapten a las necesidades de tu negocio, contacta a:

Patricia Tatto

Directora de Desarrollo de Negocios

+44 (0) 207 375 7564

patricia@csptoday.com


El evento de CSP Today garantiza conocer a las personas

CLAVE para intercambiar ideas y hacer negocios. En pocas

palabras – TODAS las figuras principales de la termosolar

asistirán al evento y tú también debes acudir

EWEN (Portugal)



El evento de CSP Today es una de las mejores maneras de

conocer a muchos clientes potenciales en un único lugar y

obtener nuevos datos respecto a las tendencias emergentes y

las necesidades de los clientes del sector

Glasstech


Para más info visita www.csptoday.com/csp/ER


Investigado y Organizado por:

CONÉCTATE CON LOS LÍDERES DE LA INDUSTRIA

Y CON LOS MERCADOS EMERGENTES MÁS

PROMETEDORES PARA CSP

CSP Today Sevilla es el punto de encuentro anual para los

profesionales de la CSP y en su 6ª edición ¡estará mejor que nunca!

En dos días llenos de información, tendrás la oportunidad de reunirte

con +700 ejecutivos del más alto nivel de la industria. Este año la lista

de ponentes será insuperable, incluyendo a:

VISITA EXCLUSIVAS A DOS INSTALACIONES

TERMOSOLARES ÚNICAS EN SU GÉNERO:

GEMASOLAR Y PALMA DEL RÍO

Las visitas de campo a instalaciones termosolares son una

oportunidad insuperable de conocer en detalle la estructura y

funcionamiento de una planta de CSP real, y además resulta en

una excelente manera de conocer a otros asistentes y empezar

el networking.

Empresas Líderes:

Abengoa Solar

ACS Cobra

Acciona Energy

Torresol Energy

Solarlite

Schott

Abantia

Protermosolar

Estela

DLR

CTAER

CIEMAT

CENER

Unidad de Energía,

Comisión Europea

Red Eléctrica

Española

Delegación

Sudafricana:

ESKOM

SASTELA

Dept. de Tesorería

Nacional

Dept. de Energía

Corporación de

Desarrollo Industrial

Delegación India:

Ministerio

de Energías

Renovables

Godawari Green

Energy

FAST

Delegación Chilena:

Ministerio de

Energía

SEREMI de Energía,

Zona Norte

SEREMI de Minería,

Zona Norte

Sistema

Interconectado del

Norte Grande

¡Y muchas otras

empresas!

Este año visitaremos no una, sino DOS verdaderos emblemas

Termosolares:

• Planta Gemasolar de Torresol Energy - De 19,9 MW, es la

primera planta de CSP comercial del mundo con tecnología

de torre central, receptor de sales fundidas, 15 horas de

almacenamiento térmico y temperaturas de funcionamiento

superiores a los 500 ºC.

• Planta Palma del Río II de Acciona Energy – De 50 MW,

es la segunda planta termosolar construida por ACCIONA

en España y la primera en Andalucía, con tecnología de

cilindros parabólicos. Su producción estimada es de 114

GWh/año, con un número total espejos de 190.080 y una

inversión estimada de 251 millones €.

¡No te pierdas la oportunidad de conocer en vivo y directo estas

instalaciones impresionantes!

Apúntate pronto porque el número de visitas es limitado y

las plazas disponibles se agotarán rápido. Recuerda que se

adjudican por orden de recepción.

¿QUIÉN VIENE?

A continuación encontrarás un ejemplo de algunas empresas que han asistido a CSP TODAY SEVILLA en años pasados.

Para mayor información sobre a quién conocerás en nuestra 6ª edición visita: www.csptoday.com/csp/ER

3M

ABB

Abener

Abengoa Solar

ACS Cobra

Acciona Energy

Alstom Power

Archimede Solar Energy

AREVA

Aries Ingeniería y Sistemas

BASF

Bechtel

BHEL

Black & Veatch

Bosch Rexroth

Brightsource Energy

Broadlands Financial

Cargo Power & Infrastructure

CENER

CH2M Hill

CIEMAT - PSA

Deutsche Bank

DLR

DOE

Dow Chemical

E.ON

EDF

Elecnor

Electrotherm

Eliasol Energy

Endesa

ENEL

eSolar

ESTELA

European Investment Bank

Evonik Energy

Ferrostaal

Flabeg Solar

Flagsol

Fluor

Foster Wheeler

Gas Natural

GDF Suez

GE Oil & Gas

Good Energies

Google

Hydro

Iberdrola Renewables

IFC

JP Morgan

KfW Bankengruppe

Lanco Solar

Larsen & Toubro

Mahindra Partners

Masdar - Abu Dhabi Future

Morgan Stanley

NextEra Energy

Novatec Biosol

NREL

Petrobras

Rioglass

Saint-Gobain

Sandia National Labs.

Santander Bank

Schott Solar

SENER

Shell

Siemens

SkyFuel

Solar Power Group

Solar Reserve

SPX Heat Transfer

TAQA

World Bank

Worley Parsons

Para más info visita www.csptoday.com/csp/ER


AWARDS


Desde el punto de vista de una compañía eléctrica

que está entrando en el ámbito de la energía solar, fue

enriquecedor el haber adquirido información sobre los

retos que se le presentan a la industria y haber tenido

la oportunidad de intercambiar opiniones con las

empresas punteras de la termosolar!

Eskom ”

ENTREGA INTERNACIONAL DE

PREMIOS CSP TODAY 2012

Los galardones CSP Today se entregarán a las

empresas excepcionales de la industria termosolar

como parte de la 6ª Cumbre de Concentracion Solar

Termoeléctrica (13-14 Noviembre, Sevilla)

Los premios serán juzgados por expertos independientes

y estarán abiertos a todas las empresas que operan en

la industria termosolar y que desarrollan productos,

servicios o plantas.

TESTIMONIOS

La 4ª edición de Premios Internacionales de CSP Today

tendrá lugar este año en Sevilla. Nuestros galardones

son otorgados a la industria por la industria, en

reconocimiento de la excelencia y el liderazgo de

aquellos que hacen la diferencia en el ámbito termosolar.

“Como empresa de tecnología de vanguardia e innovación para

colectores cilindro-parabólicos, ganar el premio CSP Today al

‘Proveedor de Tecnología del Año’ ha sido una ratificación de que

la industria reconoce el valor único y beneficios económicos a

largo plazo que nuestra solución tecnológica ofrece”

Alison Mason, SkyFuel

Los Premios Internacionales CSP Today 2011 ofrecieron

una noche fantástica, acompañada por una cena de

gala que brindó a todos los asistentes, ilimitadas

oportunidades para establecer nuevos contactos dentro

de la industria. Y a pesar de haber sido un éxito rotundo,

no tiene comparación con la magnitud de los galardones

2012!

PARA ASISTIR A LA CEREMONIA DE

ENTREGA DE PREMIOS CSP TODAY 2012

DEBES SER FINALISTA O INSCRIBIRTE

¿QUÉ ESPERAS?

¡NOMINA A TU EMPRESA AHORA!

Para más información sobre la fecha y el lugar visita:

www.csptoday.com/csp/ER/awards

“Tuve el placer de iniciar mi curva de aprendizaje dentro la

industria termosolar en este gran evento que enriqueció mi red de

contactos dentro de un grupo de expertos de la CSP a lo largo de

todos los segmentos de la industria... Muchas gracias ...”

Akmal Zaghloul, TAQA Arabia

PRESTIGIO

¿Cómo Nomino a mi Empresa?:

La fecha de los galardones será anunciada próximamente. Visita

la web de la conferencia para obtener más información sobre las

normas de nominación, las categorías, los jueces ¡y mucho más!

www.csptoday.com/csp/ER/awards

Para más info visita www.csptoday.com/csp/ER


a >HUSUM

AGENDA

WINDENERGY 2012

■ HUSUM WindEnergy es una de las ferias líderes

en el sector del viento. Se celebra cada dos años en

la ciudad de Husum, al norte de Alemania. Este año

será del 18 al 22 de septiembre. Se espera la

participación de 1.200 expositores y 36.000

visitantes de alrededor de 90 países en un recinto

de 58.000 metros cuadrados. La feria se celebró

por primera vez en 1989.

■ Más información:

> www.husumwindenergy.com

> UE PVSEC

27 UE PVSEC

■ La UE PVSEC, una de las mayores conferencias

internacionales en torno a la fotovoltaica, se

celebra en Frankfurt (Alemania), del 24 al 28 de

septiembre. El evento reúne a la comunidad

mundial de FV para realizar negocios, presentar y

discutir las últimas novedades e innovaciones del

sector. Combina temas científicos, tecnológicos,

industriales y de mercado desde la perspectiva de

la I+D, la industria, las finanzas y la política. El

programa técnico está coordinado por la Comisión

Europea, DG Joint Research Centre.

■ Más información:

> www.photovoltaic-conference.com

> TALLER SOBRE LA 3ª

GENERACIÓN DE CÉLULAS

FOTOVOLTAICAS, CLUSTER3

MEETING Y EPHOCELL

■ Los días 2 y 3 de octubre se celebra en el Centro

Tecnológico Leitat, en Terrassa (Barcelona) este

taller sobre concentradores solares luminiscentes.

El simposio está organizado conjuntamente por el

European PV Cluster y el consorcio Ephocell. El

primer día se presentan los avances científicos y

tecnológicos de los proyectos europeos en curso.

Los principales objetivos son dar una visión

completa de toda la cartera de proyectos sobre

fotovoltaica en los programas de NMP, energía y

TIC recogidos en el Séptimo Programa Marco

(FP7) y formular recomendaciones claves sobre

necesidades futuras en investigación

relacionadas con la nanotecnología aplicada a la

fotovoltaica en Europa. El segundo día, el

consorcio Ephocell presenta los progresos en la

conversión Up Conversion y Down Shifting. La

tecnología desarrollada en el proyecto Ephocell

pretende mejorar el rendimiento de las células de

tercera generación.

■ Más información:

> www.leitat.org/ephocell

>CONFERENCIA DE LA

INDUSTRIA SOLAR 2012

■ El sector solar español se encuentra en un

importante proceso de transición: los

generalizados recortes retributivos y ayudas,

sumados a la crisis económica, hacen necesario

buscar alternativas en mercados internacionales y

nuevos modelos de negocio para desarrollar en el

mercado local. Entre los nuevos mercados a tener

en cuenta, Latinoamérica se está revelando como

una de las regiones más prometedoras.

Estos son los principales temas que se analizarán

el 18 de octubre, en Madrid, en el marco de

la Conferencia de la Industria Solar España 2012.

Solarpraxis AG y Eclareon, organizadores del

evento, explican que los 30 expertos invitados

ofrecerán una amplia visión sobre las

características más relevantes de los principales

mercados latinoamericanos: aspectos del mercado

e industria FV, regulación renovable, fiscalidad,

condiciones de financiación, etc. Se discutirán los

modelos de negocio existentes y la posición que

deben adoptar las empresas europeas.

Asimismo, se abordarán los próximos modelos

de negocio que surgirán en España y en Europa en

el próximo escenario “post feed in tariff” .

>I CONGRESO DE SMART

GRIDS

■ El I Congreso de Smart Grids tendrá lugar los

días 22 y 23 de octubre en el Auditorio Sur de

Feria de Madrid (IFEMA) en el marco del Salón

Internacional de Soluciones para la Industria

Eléctrica y Electrónica, Matelec. Está organizado

por la Asociación Española de Fabricantes de

Material Eléctrico y el Grupo Tecma Red.

Será un foro de reflexión para analizar las

redes inteligentes, su posible desarrollo y las

estrategias para abordarlo. Por otra parte el

Congreso servirá de intercambio de ideas y

opiniones entre todos los agentes implicados,

grupos de investigación y empresas,

fomentando el debate entre los distintos

expertos participantes en las conferencias

magistrales, mesas redondas y sesiones de

ponencias que ayudarán a conocer mejor los

aspectos claves relativos a las Smart Grids

(redes inteligentes).

■ Más información:

> www.congreso-smartgrids.es

> CONAPPICE 2012

■ Este año se cumple el décimo aniversario de la

Asociación Española de Pilas de Combustible

(Appice). Una buena ocasión para organizar el V

Congreso Nacional de Pilas de

Combustible–Conappice 2012, que tendrá lugar

en Madrid, del 21 al 23 de noviembre. El primero

se celebró en 2004.

Appice invita a todos los actores implicados a

participar activamente en el Congreso. Para

generar riqueza, hay que generar conocimiento, y

difundirlo. Conappice 2012 brinda la oportunidad

de presentar los últimos avances, intercambiar

ideas, abrir nuevos horizontes, impulsar la

transferencia de conocimiento y de tecnología.

Conappice 2012 abre sus puertas a la

investigación, el desarrollo tecnológico y la

innovación, aspectos esenciales para encarar con

valentía y optimismo el futuro. Un futuro

respetuoso con el medio ambiente que reclama la

implantación de nuevas tecnologías, como pilas

de combustible, y la utilización creciente de

combustibles alternativos como hidrógeno,

biogás, bioetanol.

■ Más información:

> www.solarpraxis.de

■ Más información:

> http://conappice2012.appice.es

62 energías renovables ■ sep 12


I ENCUENTRO MUNDIAL DE

EFICIENCIA ENERGÉTICA

EN EDIFICIOS

MADRID

IFEMA - Auditorio Sur

21 - 22 y 23 de

Noviembre de 2012

ÚLTIMAS NOVEDADES

Confeccionado el programa provisional con

profesionales de prestigio

Abierta convocatoria para presentar Casos

Prácticos a exponer en el Encuentro.

Ampliado plazo de precio reducido hasta

el 15 de septiembre

El Encuentro EME 3 , presenta su perfil social

Twitter a través del cual se irá informando

de las últimas novedades y temas

de actualidad que se vayan desarrollando

Síguenos @encuentroEME3

#encuentroEME3

www.encuentroEME3.com

POR LA EFICIENCIA HACIA EL FUTURO

Convocan:

Con el apoyo de:

Colaboradores especiales:

www.encuentroEME3.com

Síguenos en

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50 GW

Suficiente energía limpia para abastecer

19 millones de hogares europeos y evitar

cada año 55 millones de toneladas de

CO 2

al mundo.

Como líder del sector eólico, Vestas ha superado los 50 GW de

capacidad instalada. Gracias a la estrecha colaboración con

nuestros clientes y el gran esfuerzo conjunto hemos alcanzado

este importante hito, un gran logro para la industria eólica.

Vestas ha sido pionera en el desarrollo del sector eólico

a nivel mundial y lleva más de treinta años aportando

conocimiento, experiencia y pasión a toda la industria.

A través de nuestra apuesta por la mejora de la

eficiencia del viento como fuente de energía, ayudaremos

a incrementar el retorno de inversión

de nuestros clientes. Esto contribuirá a cambiar

significativamente el mix energético futuro

del planeta.

Para conocer mejor de qué forma nuestro

sólido compromiso con la energía eólica

puede ayudarle,

visite: vestas.com

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